Акции
категории услуг
Написать
info@obrprofi.ru Отправить сообщение Telegram
Позвонить
Заказать обратный звонок Telegram 8 800 550-24-62
Доставка

Условия доставки

  1. Главная
  2. Аттестация
  3. Промышленная безопасность
  4. Аттестация по области Б.2.3
ДИСТАНЦИОННАЯ ПОДГОТОВКА

Аттестация по области Б.2.1 промышленной безопасности — Добыча, сбор и подготовка нефти, газа и газового конденсата

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

Ответим на все вопросы по обучению
Узнать подробности МАКС 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 «Эксплуатация объектов нефтяной и газовой промышленности» — специализированный раздел для руководителей и специалистов цехов добычи нефти и газа (ЦДНГ), цехов подготовки и перекачки нефти (ЦППН), установок подготовки нефти (УПН), установок комплексной подготовки газа (УКПГ), компрессорных и дожимных насосных станций (ДНС), кустовых насосных станций ППД (КНС), факельных систем, резервуарных парков и внутрипромысловых трубопроводов. 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 месторождений, начальники ЦДНГ, ЦППН, УПН, УКПГ, ДНС, КНС — ВИНКи и дочерние общества.

Зачем нужна аттестация Б.2.1

Область Б.2.1 — профильный раздел для эксплуатации добывающих и подготавливающих объектов. Российский комплекс добычи и подготовки — около 200 тысяч действующих скважин, около 5000 ДНС и КНС, около 1000 УПН и УКПГ, тысячи факельных систем. Сложная распределённая инфраструктура. Эксплуатация в тяжёлых условиях — Арктика, Заполярье, Сибирь, Каспийский шельф, Сахалин. Высокий уровень рисков — легковоспламеняющиеся углеводороды, высокие давления, сероводород на ряде месторождений, низкие температуры.

Аттестация Б.2.1 обязательна по 116-ФЗ для руководителей и специалистов цехов добычи и подготовки. Предварительные условия — А.1, Б.2.1. Регулирование. ФНП «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Тематика — способы добычи и управление скважинами, системы поддержания пластового давления (ППД), сбор и транспорт продукции к УПН/УКПГ, технологии подготовки нефти (обезвоживание электрическое и термохимическое, обессоливание, дегазация), подготовки газа (сепарация, осушка, очистка от H₂S и CO₂, отбензинивание НТС), факельные системы, утилизация ПНГ, технологические резервуары и парки.

Что вы получите. Теоретическую подготовку по программе области Б.2.1 — ФНП добычи и подготовки, технологии УПН/УКПГ, ППД, факельные системы, утилизация ПНГ. Разбор актуальных тестовых вопросов экзамена. Результат — протокол ЕПТ. Срок 5 лет.

Где требуется аттестация Б.2.1

  • Цеха добычи нефти и газа (ЦДНГ) дочерних обществ ВИНКов — Юганскнефтегаз, Самотлорнефтегаз, ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь, ЛУКОЙЛ-Коми, Газпром добыча Уренгой/Ямбург/Надым, Сургутнефтегаз, Татнефть, Башнефть.
  • Цеха подготовки и перекачки нефти (ЦППН) при УПН/УПСВ.
  • Цеха ППД (поддержание пластового давления) с КНС.
  • Установки комплексной подготовки газа (УКПГ) Газпрома, Газпром нефти, Лукойла.
  • Газоперерабатывающие заводы (ГПЗ) — Сосногорский ГПЗ (Газпром, Республика Коми), Сургутский ГПЗ (Сургутнефтегаз), Нижневартовский ГПЗ (СИБУР), Белозерный ГПЗ (СИБУР), Ямбургский (Газпром), Оренбургский (Газпром), Астраханский (Газпром), Амурский ГПЗ (Газпром, новый).
  • Газоконденсатные комплексы — Уренгой, Ямбург, Заполярное, Бованенково, Чаянда, Ковыкта.
  • Нефтегазовые комплексы Тимано-Печоры — Усинск (Лукойл), Харьяга (Total/Тоталь до ухода).
  • Каспийские нефтегазовые комплексы — Лукойл-Каспий, КТК.
  • Сахалинские проекты — Сахалин-1, Сахалин-2 (СПГ-завод Пригородное), Сахалин-3.
  • Восточно-Сибирские — Ванкорнефть, Юрубчено-Тохомское, Верхнечонскнефтегаз.
  • Арктические — Приразломная, Восток Ойл (Таймыр).
  • СПГ-комплексы — Ямал-СПГ (НОВАТЭК), Арктик-СПГ-2 (готовится).
  • Сервисные операторы — по договорам с ВИНКами.
  • Перерабатывающие комплексы — первичная переработка ПНГ и ШФЛУ на ГПЗ.
  • Транспортные подразделения — внутрипромысловые трубопроводы. Передача в Транснефть и Газпром.

Что входит в программу подготовки

Системы сбора и подготовки нефти — УПН

Система сбора нефти. От скважин по выкидным линиям — через ГЗУ (групповые замерные установки) или индивидуальные узлы — по нефтесборным трубопроводам — к ДНС — к УПН. Схемы. 1) Самотёчная. Использование рельефа местности и давления скважин. Применение для высоких пластовых давлений и благоприятного рельефа. 2) Напорная — через ДНС с насосами для повышения давления. Стандарт большинства месторождений. ДНС (дожимная насосная станция). Принимает поток с кустовых площадок. Многоступенчатые насосы повышения давления. Может иметь УПСВ (установка предварительного сброса воды) — первичное обезвоживание гравитацией в ёмкостях-отстойниках. Уменьшение объёма перекачки в УПН. Установка подготовки нефти (УПН). Главные технологические стадии. 1) Дегазация. Сепарация в аппаратах (НГС, СУГ) при ступенчатом снижении давления. Многоступенчатая — до 3 ступеней. Выделение растворённого газа. Стабилизация нефти. 2) Обезвоживание. Удаление пластовой воды. Применяется термохимическое обезвоживание (нагрев до 50-90 °C + добавление деэмульгаторов — ПАВ) и электрообезвоживание (электродегидраторы с высоковольтным полем 1-3 кВ/см для разрушения водо-нефтяной эмульсии). 3) Обессоливание. После добавления пресной воды для вытеснения солей и повторного электрообезвоживания. Снижение содержания солей с 1000-5000 ppm до менее 100 ppm (стандарт сданного товарного качества). 4) Очистка от сероводорода (для сероводородсодержащей нефти). Отдув инертным газом или паром. Аминовая очистка. 5) Стабилизация. Удаление лёгких углеводородов (С₁-С₄) для транспортирования. Колонна стабилизации с возвратом конденсата. 6) Учёт и сдача товарной нефти в систему магистральных трубопроводов Транснефти. Контроль качества (содержание воды, солей, мехпримесей, серы). Параметры товарной нефти. Содержание воды менее 0,5%, солей менее 100 ppm, мехпримесей менее 0,05%, давление паров не более 66,7 кПа. Соответствие ГОСТ Р 51858 «Нефть. Общие технические условия». На курсе разбирается.

Установки комплексной подготовки газа (УКПГ)

УКПГ — ключевой элемент газовой инфраструктуры. Подготовка природного газа от скважин до товарного качества для подачи в магистральный газопровод. Технологические стадии. 1) Сепарация. Разделение газа, конденсата и воды на первой ступени при давлении устья (5-30 МПа). 2) Низкотемпературная сепарация (НТС). Стандарт для газоконденсатных месторождений. Газ охлаждается дросселированием через клапаны (эффект Джоуля-Томсона) или турбодетандерами до -25...-40 °C. Конденсация тяжёлых углеводородов (С₅+ конденсата) и воды. Сепарация. Получение нестабильного газового конденсата. Возврат газа с остаточным содержанием тяжёлых компонентов. 3) Осушка газа. Удаление воды. Стандартные технологии — гликолевая (абсорбция воды в концентрированном гликоле — ДЭГ диэтиленгликоль или ТЭГ триэтиленгликоль) и адсорбционная (на молекулярных ситах, силикагеле). Точка росы товарного газа — не выше -10 °C (стандарт магистрального транспорта). 4) Очистка от кислых газов (для сероводородсодержащего газа). Аминовая очистка — абсорбция H₂S и CO₂ в растворе аминов (МЭА, МДЭА, ДЭА). Регенерация амина термически. Получение чистого газа и кислого газа на утилизацию. 5) Серная установка Клауса — переработка H₂S в элементарную серу. Окисление H₂S кислородом воздуха частично, далее каталитическая реакция Клауса. Получение товарной серы. Стандарт сероводородосодержащих УКПГ. 6) Стабилизация конденсата. Удаление лёгких углеводородов. Получение стабильного газового конденсата — товарного продукта или сырья для дальнейшей переработки на ГПЗ. 7) Компримирование — повышение давления до магистрального (5,5-7,5 МПа). Газоперекачивающие агрегаты. Газовые турбины или электроприводные центробежные компрессоры. 8) Учёт. Сдача товарного газа в магистральный газопровод. Параметры товарного газа. По ГОСТ 5542 «Газ горючий природный» — теплота сгорания не менее 31,8 МДж/нм³, точка росы по влаге не выше -10 °C, по углеводородам не выше 0 °C, содержание H₂S не более 0,02 г/нм³, меркаптановой серы не более 0,036 г/нм³, общей серы не более 0,1 г/нм³. Главные УКПГ Газпрома. Уренгойское (10+ УКПГ), Ямбургское, Заполярное, Бованенково, Чаянда. Чудотехнологические комплексы со всеми стадиями. На курсе разбирается.

ППД и нагнетательные системы

Поддержание пластового давления (ППД) — ключевой элемент эффективной разработки нефтяных месторождений. После первой стадии истощения пластовой энергии — необходимо искусственное повышение давления для вытеснения нефти к добывающим скважинам. Главный метод — заводнение (нагнетание воды). 1) Заводнение пресной водой. Подача речной или артезианской воды через нагнетательные скважины. Стандарт. Расход воды — 1,2-1,5 м³ на каждый м³ добываемой нефти. 2) Заводнение пластовой водой. Возврат отделённой на УПН/УПСВ пластовой воды в пласт. Главный экологический и экономический путь. Замкнутый цикл. 3) Внутриконтурное заводнение. Нагнетательные скважины внутри залежи. 4) Законтурное заводнение. Нагнетательные скважины по границам залежи (на стыке с водонапорной системой). Кустовые насосные станции (КНС). Объекты ППД. Многоступенчатые насосные станции с водоводами высокого давления (15-30 МПа) к нагнетательным скважинам. Подача через систему распределительных колодцев и индивидуальных трубопроводов в скважины. Параметры. Давление нагнетания 15-30 МПа. Расход воды на одну нагнетательную скважину 100-500 м³/сут. Альтернативные методы ППД. Газовое заводнение (закачка газа высокого давления). Применение для залежей с большими запасами газа. Третичные методы. После заводнения. 1) Парогравитационное воздействие (SAGD) — для тяжёлых нефтей. Нагнетание пара через горизонтальные скважины для снижения вязкости. Применение на Ярегском (Республика Коми, Лукойл) и других. 2) Внутрипластовое горение — инициирование подземного горения для нагрева нефти. 3) Полимерное заводнение — добавление полимеров в воду для повышения вязкости и улучшения охвата. 4) ПАВ-заводнение — добавление поверхностно-активных веществ для снижения межфазного натяжения. 5) Закачка CO₂ — для поддержания давления и повышения коэффициента извлечения. Перспективно с учётом тенденций декарбонизации. На курсе разбирается.

Факельные системы и утилизация ПНГ

Факельные системы — важный элемент безопасности. Главные функции. 1) Аварийный сброс газа высокого давления при технологических нарушениях. Защита от разрушения оборудования. 2) Технологический сброс при пуске/останове, проверках. 3) Утилизация ПНГ на месторождениях без инфраструктуры подключения. Постепенное снижение факельного сжигания. Конструкция факельной системы. Высокая факельная свеча (50-150 м для промышленных) с запальной горелкой. Гидрозатвор. Сборные коллекторы с аппаратами. Молниезащита. Системы рассеивания инертов. Программа утилизации ПНГ. С 2009 года — целевой показатель 95% утилизации. Штрафы за несоблюдение. Главные направления утилизации. 1) Подача в газотранспортную систему Газпрома. Стандарт для месторождений с близкой инфраструктурой. 2) Использование на собственные нужды — газовые турбины для электричества, котельные для тепла, газлифт. 3) Производство ШФЛУ на ГПЗ. 4) СПГ для удалённых. 5) GTL (синтетическое жидкое топливо). 6) Закачка в пласт. Российский уровень утилизации — около 85-90%. Остающиеся 10-15% — факельное сжигание (преимущественно на удалённых малых месторождениях). Стратегические инвестиции в утилизацию. На курсе разбирается.

Зарплаты в добыче и подготовке

ДолжностьДоход в месяц, руб.
Инженер-технолог ЦДНГ / ЦППН125 000 – 225 000
Главный технолог УПН / УКПГ255 000 – 425 000
Начальник ЦДНГ / ЦППН / УКПГ305 000 – 525 000
Главный механик / главный энергетик275 000 – 465 000
Главный инженер месторождения485 000 – 825 000
Главный специалист по ПБ325 000 – 545 000
Эксперт ЭПБ по добыче275 000 – 565 000
Технический директор ДО ВИНК625 000 – 1 250 000

Что вы освоите после подготовки

  1. Системы сбора нефти от скважин — ГЗУ, ДНС, нефтесборные трубопроводы.
  2. УПН — дегазация, обезвоживание термохимическое и электрическое, обессоливание, очистка от H₂S, стабилизация.
  3. УКПГ — НТС, осушка гликолевая или адсорбционная, аминовая очистка от кислых газов, процесс Клауса.
  4. Стабилизация газового конденсата. Компримирование. Учёт.
  5. ППД — заводнение пресной и пластовой водой, газовое, третичные методы (SAGD, полимерное, CO₂).
  6. КНС — насосные станции высокого давления для нагнетательных скважин.
  7. Факельные системы — аварийные сбросы, утилизация ПНГ.
  8. Программа утилизации ПНГ до 95% — направления, технологии, штрафы.
  9. Параметры товарной нефти и товарного газа — ГОСТы качества.
  10. Ответственность за нарушения — КоАП ст. 9.1, УК ст. 217, 254. 225-ФЗ.

Документ по итогам

По итогам подготовки и сдачи экзамена вы получаете протокол аттестации ЕПТ Ростехнадзора по области Б.2.1 «Эксплуатация объектов нефтяной и газовой промышленности» сроком 5 лет. Предварительные условия — А.1 и Б.2.1. На основании протокола вы вправе занимать должности руководителя или специалиста на ЦДНГ, ЦППН, УПН, УКПГ, КНС, ДНС, факельных системах ВИНКов.

Цеха добычи и подготовки — сердце нефтегазового комплекса. От Тюменских месторождений до арктической Приразломной. От профессионализма специалистов с аттестацией Б.2.1 зависит эффективность подготовки товарных продуктов — нефти, газа, конденсата.

методическая практика подготовки к аттестации

Нормативная база

  • 116-ФЗ, ПП № 2168 от 13.12.2020.
  • ФНП «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности».
  • ГОСТ Р 51858 «Нефть. Общие технические условия».
  • ГОСТ 5542 «Газ горючий природный».
  • ТР ТС 010, ТР ТС 012, ТР ТС 032.
  • Приказ Минздрава № 29н, 225-ФЗ, КоАП ст. 9.1, УК ст. 217.
Совет от методистов. Б.2.1 — основная область для руководителей и специалистов цехов добычи и подготовки. На тестировании уделите внимание процессам УПН/УКПГ (обезвоживание, обессоливание, осушка гликолевая, очистка аминовая, процесс Клауса), параметрам товарной нефти (вода менее 0,5%, соли менее 100 ppm) и газа (точка росы по воде -10°C, H₂S менее 0,02 г/нм³), программе утилизации ПНГ до 95%. Б.2.1 идёт в комплекте с Б.2.1. Дополнительно — Б.2.6 для газораспределения, Б.7 для ГРС.
Учебный план

Программа «Аттестация по области Б.2.1 промышленной безопасности»

Программа охватывает компетенции для аттестации по области Б.2.1:

1

Нормативная база

  • ФЗ-116 (ОПО)
  • ФНП области Б.2.1
  • ПП РФ № 1357 (аттестация)
  • Приказы Ростехнадзора
  • ФНП по видам работ
2

Категорирование объектов

  • I-IV категории опасности
  • Особенности ОПО бурения нефтяных и газовых скважин
  • Регистрация в реестре
  • Декларация ПБ
  • Страхование
3

Безопасная эксплуатация

  • Особенности оборудования бурения нефтяных и газовых скважин
  • Технологические регламенты
  • Технадзор
  • ППК (производственный контроль)
  • Аварийные ситуации
4

Аттестация работников

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

Документация

  • Декларация ПБ
  • Технологические регламенты
  • Журналы наблюдения
  • Графики ТО
  • Акты расследования ЧП
6

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

Удостоверение о повышении квалификации
Обложка удостоверения
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:

дистанционного обучения ЗАПОЛНЕНИЕ
ЗАЯВКИ 1
дистанционного обучения ОТПРАВКА НА ВАШ
E-MAIL : ДОГОВОРА, СЧЕТА И ДАННЫЕ К СДО 2
дистанционного обучения ОБУЧЕНИЕ И ТЕСТИРОВАНИЕ 3
дистанционного обучения ОПЛАТА
ОБУЧЕНИЯ 4
дистанционного обучения ПОЛУЧЕНИЕ УДОСТОВЕРЕНИЙ 5
Формат обучения:
дистанционный (без отрыва от производства) или очный
Внимание

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
МАКСНаписать 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
логотип
Лицензия УЦ ОБРПРОФИ
Лицензия УЦ ОБРПРОФИ

Регистрационный номер: № Л035-01265-18/00256787

Проверить лицензиюПроверить действительность лицензии

Часто задаваемые вопросы

Электрообезвоживание — главная промышленная технология удаления пластовой воды из нефти на УПН. Принцип. Сырая нефть со скважин содержит пластовую воду в виде эмульсии (мельчайшие капли воды размером 5-100 мкм в нефтяной фазе). Стандартная обводнённость 30-95% на современных зрелых месторождениях. Для товарной нефти требуется обводнённость менее 0,5% — необходимо разрушение эмульсии. Стадии электрообезвоживания. 1) Предварительный нагрев. Нефть нагревается до 50-90°C в теплообменниках. Снижение вязкости. Ускорение разделения. 2) Добавление деэмульгаторов. Поверхностно-активные вещества (ПАВ), разрушающие защитные плёнки на каплях воды. Расход 30-150 г/тонна нефти. Лидеры производителей деэмульгаторов — Налко (до 2022), Clariant, Baker Hughes, российские — Прогресс, Нефтемаш-Сапкон. 3) Прохождение через электродегидратор. Аппарат с сетчатыми электродами под высоким переменным напряжением (15-30 кВ). Электрическое поле напряжённостью 1-3 кВ/см. 4) Электрическое разрушение эмульсии. Капли воды под действием поля поляризуются, выстраиваются цепочками вдоль силовых линий, сливаются, увеличиваются в размере. Большие капли (свыше 100 мкм) гравитационно оседают на дно дегидратора. Слив воды. 5) Сепарация нефти и воды по высоте дегидратора. Сверху — обезвоженная нефть. Снизу — отделённая вода. 6) Возможно многоступенчатое электрообезвоживание (2-3 ступени). Параметры. Время пребывания в дегидраторе — 30-90 минут. Производительность — 100-3000 тонн/сутки на один аппарат. Обводнённость на выходе — менее 1% (после первой ступени), менее 0,3% (после двух ступеней), менее 0,1% (после трёх — для премиум применений). Лидеры производителей электродегидраторов. Howe Baker (до 2022), Sulzer, Cameron, российские — Нефтемаш-Сапкон, Уралхимаш, Завод нефтяного оборудования (Тюмень). После санкций 2022 — переориентация на российских и китайских. Сложности. 1) Эмульсии Татарстана и Башкортостана — особо стабильные из-за высокого содержания асфальтенов и смол. Требуют усиленных режимов и специальных деэмульгаторов. 2) Сложные сернистые нефти — дополнительная очистка от H₂S. 3) Тяжёлые нефти (Ярега, Усинск) — требуют пара или растворителей для снижения вязкости перед обезвоживанием. 4) Высокая обводнённость (свыше 95%) — снижает эффективность электрообезвоживания. Применение предварительного гравитационного сброса (УПСВ). Параллельный процесс. Обессоливание. После обезвоживания. Добавление пресной воды (5-10% к нефти) для вытеснения солей в воду, повторное электрообезвоживание. Снижение содержания солей. Стандарт качества — менее 100 мг/л NaCl. Эквивалент для разных типов нефти — 1-я группа (менее 100 мг/л), 2-я (100-300), 3-я (300-1800). На курсе разбирается.

Процесс Клауса — главная промышленная технология утилизации сероводорода с одновременным получением товарной серы. Изобретён в 1883 году Карлом Фридрихом Клаусом. Современные варианты с улучшенной эффективностью. Назначение. Утилизация H₂S из кислых газов очистки нефти, газа, нефтепродуктов. На УКПГ Астраханского, Оренбургского газоконденсатных месторождений. На сероочистных установках НПЗ. Принцип. Двухстадийный процесс. Стадия 1 — термическая. Часть H₂S сжигается с воздухом для получения SO₂. 2 H₂S + 3 O₂ → 2 SO₂ + 2 H₂O. Температура 900-1300°C в термическом реакторе. Стадия 2 — каталитическая. Реакция Клауса. 2 H₂S + SO₂ → 3 S + 2 H₂O. На катализаторе (активированный оксид алюминия или диоксид титана) при 200-330°C. Образование элементарной серы. Многоступенчатый каталитический процесс (2-3 ступени) с промежуточной конденсацией серы. Выход серы. Стандартный процесс Клауса — конверсия 95-97% H₂S в серу. Хвостовой газ содержит 3-5% непрореагировавших H₂S, SO₂, COS, CS₂. Утилизация хвостового газа. 1) Прямое окисление в SO₂ и выброс в атмосферу. Старый подход. Сейчас ограничен. 2) Каталитическая обработка хвостового газа (TGT — Tail Gas Treatment). Доконверсия. Стандарт современный. Лидеры технологий — Shell SCOT, Selectox, Sulfreen. Российские разработки. Достижение конверсии 99,5-99,9%. 3) Сжигание хвостового газа в инсинераторе с восстановлением SO₂ и выпуск через высокую трубу. Параметры современных установок Клауса. Производительность — от 10 до 3000 тонн серы в сутки. Глубина переработки — 99,9% общая (включая TGT). Концентрация SO₂ в выбросах менее 200 мг/нм³. Российские установки Клауса. Газпром добыча Астрахань — крупнейший комплекс (Астраханский ГПЗ). Производство около 5 млн тонн серы в год. Газпром добыча Оренбург — Оренбургский ГПЗ. Около 1 млн тонн серы в год. Газпром нефть, Лукойл, Роснефть — установки на НПЗ для очистки нефтепродуктов от серы. Россия — крупнейший мировой производитель элементарной серы (5-7 млн тонн в год). Применение серы. 1) Производство серной кислоты на химзаводах (90% потребления). 2) Производство сероуглерода. 3) Сера для удобрений (сульфоаммофос, сульфат калия). 4) Резинотехническая промышленность (вулканизация). 5) Бумажная промышленность (сульфатная варка). 6) Лекарства, косметика. Экспорт. Россия — крупный экспортёр серы. Главные рынки — Китай, Индия, ЕС (до 2022), Бразилия, Северная Африка. После 2022 — переориентация на азиатские рынки. На курсе разбирается.

Бованенковское газоконденсатное месторождение (Ямал, ЯНАО, Газпром) — стратегический объект российского газового экспорта. Запущено в 2012 году. Один из крупнейших современных газодобывающих комплексов. Запасы. Около 4,9 трлн м³ газа (геологические), около 4 трлн извлекаемых. Один из крупнейших на Ямале. Производительность. Около 115 млрд м³ газа в год на пике. Стратегические потоки. Главный потребитель — экспорт через Северо-Европейский газопровод (Nord Stream — до его повреждения в 2022), позже — переориентация на внутренний рынок и потенциальный СПГ. Условия. Климат — субарктический. Зимы до -50°C. Полярная ночь. Сильные ветры. Многолетняя мерзлота — особые меры строительства. Логистика — через зимники и авиатранспорт. Постоянная база — около 5 тысяч работников вахтовым методом. УКПГ Бованенково. Несколько модулей разной мощности. Производительность каждого — 30-60 млрд м³ газа/год. Основные стадии. 1) Сепарация на устье — отделение газа от конденсата и пластовой воды при давлении 10-15 МПа. 2) Транспортирование сепарированного газа от куста скважин к УКПГ — высоконапорные коллекторы. 3) Сепарация на УКПГ — окончательная очистка от жидкости. 4) Низкотемпературная сепарация (НТС). Газ охлаждается турбодетандером до -30...-40°C. Конденсация тяжёлых углеводородов и воды. 5) Сепарация конденсата и обезвоженного газа. 6) Стабилизация конденсата. Получение стабильного товарного. 7) Передача товарного газа в систему транспортировки. Главный потребитель — газопровод «Бованенково-Ухта-Торжок» (стратегический ямальский маршрут). Длина около 2 200 км. Передача газа от Ямала к Европейской части России. Особые технические решения. 1) Эксплуатация в условиях вечной мерзлоты — теплоизоляция трубопроводов, опоры с термостабилизацией. 2) Антикорозийная защита от агрессивных природных условий. 3) Резервирование систем для условий Арктики. 4) Использование собственного газа для энергоснабжения — газовые турбины. 5) Системы предотвращения замерзания. После санкций 2022. Сложности с импортным оборудованием. Замещение российскими и китайскими решениями. Сохранение производства. Технологическое развитие — пилотные проекты на основе российских и китайских технологий. Перспективы. Бованенково остаётся стратегическим объектом. С потерей европейского рынка газа — переориентация на внутреннее потребление, СПГ-проекты (Ямал-СПГ, Арктик-СПГ-2), потенциальный экспорт через Силу Сибири-2 в Китай (если будет построен). На курсе разбирается.

Поддержание пластового давления (ППД) — ключевой элемент эффективной разработки нефтяных месторождений. Главная цель — максимизация коэффициента извлечения нефти (КИН). Без ППД. Естественная разработка. На первой стадии — высокое пластовое давление выбрасывает нефть к добывающим скважинам. По мере добычи давление в пласте снижается. Скорость добычи падает. Часть нефти остаётся в пласте — не может быть извлечена. Конечный КИН — 10-20% (низкий). С ППД. Искусственное поддержание давления через нагнетание воды (заводнение) или газа в специальные нагнетательные скважины. Сохранение пластового давления около начального уровня. Стабильные дебиты добывающих скважин. Вытеснение нефти от нагнетательных к добывающим. Извлечение большей части геологических запасов. КИН — 30-50% (вторичная разработка), до 60-70% (с третичными методами). Стадии разработки. 1) Первая (естественная) — без ППД. Высокие дебиты. КИН 10-20%. Длительность — несколько лет. 2) Вторая (с заводнением) — с ППД. Сниженные дебиты, обводнённость растёт. КИН до 35-50%. Длительность 20-30 лет. 3) Третья (третичные методы) — с применением специальных технологий. Стандартные методы. 1) Внутриконтурное заводнение. Нагнетательные скважины внутри залежи в чередующемся порядке с добывающими. Стандарт большинства месторождений. Стандартные сетки — 5-точечная, 7-точечная, 9-точечная (по количеству соседей у добывающей). 2) Законтурное заводнение. Нагнетательные скважины по контуру залежи (на границе с водонапорной системой). Применяется для отдельных типов залежей. 3) Газовое заводнение — нагнетание газа высокого давления. Применяется для отдельных залежей с большими запасами газа или CO₂. Третичные методы. 1) Парогравитационное (SAGD) — для тяжёлых нефтей. Нагнетание пара через горизонтальные скважины. Тепло снижает вязкость, нефть стекает к нижней горизонтальной добывающей скважине. Применение на Ярегском (Лукойл, Республика Коми) — единственное промышленное в РФ. 2) Внутрипластовое горение — инициирование подземного горения для нагрева. 3) Полимерное заводнение — добавление полимеров в воду для повышения вязкости и улучшения охвата. 4) ПАВ-заводнение — снижение межфазного натяжения для улучшения вытеснения. 5) Закачка CO₂ — поддержание давления и улучшение нефтеотдачи. Перспективы с учётом декарбонизации. Российская практика. Стандарт нефтяных месторождений Западной Сибири — заводнение пресной и пластовой водой. На баженовской свите — комбинация заводнения, ГРП, горизонтального бурения. На Ярегском — SAGD. На отдельных месторождениях Каспия — газовое заводнение. Программа повышения нефтеотдачи. Государственные стимулы для трудноизвлекаемых запасов. Развитие технологий. Перспективы — повышение среднего КИН в РФ с современных 30-35% до 40-50% при систематическом применении третичных методов. На курсе разбирается.

Программа утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ) до 95% — стратегическая программа российской нефтегазовой отрасли. Запущена Постановлением Правительства РФ от 2009 года №7. Цель — снижение факельного сжигания ПНГ. Историческая проблема. До 2010-х значительная часть ПНГ российских месторождений сжигалась в факелах. Россия — мировой лидер по сжиганию ПНГ. Утилизация на уровне 50-60% в 1990-2000-е годы. Огромные экологические потери (выбросы CO₂, сажи, NOx) и экономические (потеря ценного сырья). Программа. Целевой показатель — утилизация ПНГ не менее 95%. Введение прогрессивных штрафов за факельное сжигание сверх допустимого 5%. Штрафы. Тариф за тонну сожжённого ПНГ свыше норматива. Прогрессивный рост в зависимости от размера превышения. Льготы. Для месторождений в труднодоступных регионах, для малых месторождений — особые условия. Главные направления утилизации. 1) Подача в магистральные газопроводы Газпрома. Стандарт для месторождений с близкой газотранспортной инфраструктурой. Подготовка ПНГ на УКПГ для соответствия требованиям ГОСТ 5542 (точка росы, H₂S и др.). Контракты с Газпромом на поставку. 2) Использование на собственные нужды месторождения. Газовые турбины для производства электричества (стандарт). Котельные на ПНГ для технологического и бытового тепла. Газлифт для добычи. Внутренние нужды. 3) Производство ШФЛУ (широкой фракции лёгких углеводородов) — извлечение пропана, бутанов, лёгкого бензина на газоперерабатывающих заводах (ГПЗ). Стандарт. Главные ГПЗ — Сосногорский, Сургутский, Нижневартовский (СИБУР), Белозёрный (СИБУР), Ямбургский, Оренбургский, Астраханский, новый Амурский. Передача ШФЛУ нефтехимии (СИБУР, Лукойл, Газпром нефть) для производства полимеров. 4) Производство СПГ — для удалённых месторождений без газопроводной инфраструктуры. Ямал-СПГ, Арктик-СПГ-2 НОВАТЭКа. Применяют попутный газ Ямала. 5) GTL (Gas-to-Liquids) — производство синтетических жидких топлив из ПНГ. Перспективная технология. Пилотные проекты в РФ — на стадии исследований. 6) Производство метанола из ПНГ. Развитие. 7) Закачка в пласт для поддержания пластового давления. Газовое заводнение. На отдельных месторождениях. 8) Электростанции с ПГУ (парогазовый цикл) — высокоэффективная выработка электричества. Реализация программы. По данным Минэнерго и Росприроднадзора российский уровень утилизации ПНГ к 2024 — около 85-90%. Главные ВИНКи — близко к 95%. Сложности достижения 95%. 1) Удалённые малые месторождения без инфраструктуры. 2) Старые скважины с малым ПНГ. 3) Сезонные изменения газоотдачи. 4) Нестабильный состав ПНГ. Стратегические инвестиции в утилизацию. Капитальные затраты ВИНКов десятки миллиардов рублей. Государственное стимулирование. Региональные программы (Ханты-Мансийский АО, Ямало-Ненецкий АО — особо активные). Перспективы. К 2030 — достижение 95-97% утилизации в среднем по отрасли. Развитие новых направлений (СПГ, GTL, нефтехимия). После санкций 2022 — переориентация на внутреннее потребление и стратегические экспортные направления. На курсе разбирается.

Цеха подготовки и переработки нефти и газа — стратегические объекты ВИНКов с высокими зарплатами. На крупных УПН/УКПГ дочерних обществ ВИНКов (Юганскнефтегаз, Самотлорнефтегаз Роснефти; ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь, ЛУКОЙЛ-Коми; Газпром добыча Уренгой/Ямбург/Надым/Бованенково; Сургутнефтегаз; Татнефть Альметьевск; Башнефть Уфа; ИНК Иркутск; НОВАТЭК Сабетта-Утренний; Газпром нефть Ноябрьск; Лукойл-Каспий; Сахалин-1, 2, 3; Восток Ойл Таймыр; Приразломная) инженер-технолог ЦДНГ или ЦППН в первый год получает 125–225 тысяч рублей, главный технолог УПН или УКПГ — 255–425 тысяч, начальник ЦДНГ или ЦППН или УКПГ — 305–525 тысяч, главный механик и главный энергетик — 275–465 тысяч, главный инженер месторождения — 485–825 тысяч, главный специалист по промышленной безопасности — 325–545 тысяч, эксперт ЭПБ по добыче (аттестованный) — 275–565 тысяч, технический директор дочернего общества ВИНК — 625 тысяч – 1,25 млн в месяц. На удалённых северных месторождениях (Бованенково Ямал, Чаянда Якутия, Восток Ойл Таймыр, Арктик-СПГ-2 Утренний) — северный коэффициент +50-100%. Главные инженеры — 700 тысяч – 1,5 млн. На стратегических объектах (СПГ-комплексы Ямал, Арктик, Сахалин-2; шельфовая Приразломная) — премиум-уровни. Главные инженеры — 1-2 млн с пакетом. На сложных газохимических комплексах (Астраханский, Оренбургский с H₂S; Амурский ГПЗ; УКПГ Бованенково) — премиум для специалистов с опытом обращения с сероводородом и сложных технологий. Корпоративные. Газпром — лидер газовой отрасли. Главные инженеры УКПГ — 700 тысяч – 1 млн. Технические директора — 1,5-3 млн. Роснефть — лидер нефтяной. Главные инженеры месторождений — 700 тысяч – 1,2 млн. Технические директора — 2-5 млн с акциями. Лукойл — высокотехнологичный. Главные инженеры — 600 тысяч – 1 млн. Газпром нефть — стандартный. НОВАТЭК — СПГ-лидер. Стратегические премиум-зарплаты. Татнефть, Сургутнефтегаз — стандартные ВИНК. Государство. Ростехнадзор — отдел нефтегаза. Стандартные. Эксперты ЭПБ по добыче и подготовке — премиум-ниша. Гонорары 300-600 тысяч за заключение. Преподавание. РГУ нефти и газа им. Губкина — главный ВУЗ. УГНТУ. ТюмГНГУ. Самарский ГТУ. КНИТУ-КХТИ. Карьерный рост. Молодой инженер — 5-7 лет до главного технолога УКПГ или УПН. 10-15 лет — до главного инженера месторождения или технического директора дочернего общества. На стратегических проектах — ускоренная карьера. Перспективы. С развитием стратегических проектов (Восток Ойл, СПГ Арктика, Сахалин-3, Каспий, Сила Сибири) — устойчивый высокий спрос на квалифицированных специалистов с аттестацией Б.2.1. Программа подготовки даёт документ для аттестации в Ростехнадзоре по Б.2.1 и работы на руководящих и специальных должностях добывающих и подготавливающих объектов.
Остались
вопросы?

Меня зовут Тимур, я менеджер учебного центра «ОбрПрофи».
Для получения консультации вы можете оставить заявку:

Консультация с менеджеромКонсультация МАКСНаписать в МАКС

Контакты
УЦ «ОБРПРОФИ»

Реквизиты
УЦ «ОБРПРОФИ»

Скачать карточку учебного центра Скачать карточку учебного центра
Запросить коммерческое

Другие программы по направлению

Аттестация по области Б.9.8 промышленной безопасности
Аттестация по области Б.9.1 промышленной безопасности
Аттестация по области Б.12.1 промышленной безопасности
Аттестация по области Б.2.4 промышленной безопасности
Аттестация по области Б.1.5 промышленной безопасности
Аттестация по области Б.1.6 промышленной безопасности — Эксплуатация крупных промышленных холодильных установок и систем низких температур
Сайт собирает cookie и данные о посещении. Продолжая пользоваться, вы даёте согласие на обработку.