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.2.7
ДИСТАНЦИОННАЯ ПОДГОТОВКА

Аттестация по области Б.2.7 промышленной безопасности

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.2.7 промышленной безопасности

Подготовка к аттестации в Ростехнадзоре по области Б.2.7 «Эксплуатация нефтегазовых месторождений на континентальном шельфе» — специализированный раздел для руководителей и специалистов шельфовых нефтегазовых проектов (Приразломная Газпром нефть в Арктике, Сахалин-1 и Сахалин-2 после смены контроля, Сахалин-3 Газпром, Каспийские месторождения Лукойл, перспективные Арктические Газпром и Роснефти), стационарных и плавучих платформ, морских буровых установок (СПБУ, полупогружные, буровые суда), подводных трубопроводов и манифольдов. По итогам подготовки и сдачи экзамена вы получаете протокол аттестации с занесением в реестр ЕПТ Ростехнадзора со сроком 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 платформ и шельфовых проектов — Приразломная, Сахалин-1/2/3, Каспийские проекты Лукойла.

Зачем нужна аттестация Б.2.7

Область Б.2.7 — узкоспециализированный высокотехнологичный раздел. Российский континентальный шельф — один из крупнейших мировых нефтегазовых ресурсов. Запасы только Арктического шельфа оцениваются в 90 млрд тонн н.э. (около 25% мировых неоткрытых ресурсов углеводородов). Добыча на российском шельфе — около 30 млн тонн нефти + 30 млрд м³ газа в год. После санкций 2022 и ухода западных партнёров (BP из Роснефти, Shell из Сахалин-2, ExxonMobil из Сахалин-1) — стратегическая переориентация на китайских, индийских и российских партнёров.

Аттестация Б.2.7 обязательна по 116-ФЗ для руководителей и специалистов шельфовых нефтегазовых проектов. Предварительные условия — А.1, Б.2.1, Б.2.2 (бурение). Регулирование. ФНП «Правила безопасности при разработке нефтяных и газовых месторождений на континентальном шельфе». Тематика — классификация морских объектов (стационарные ледостойкие, плавучие плавучие с добычей FPSO, СПБУ буровые, полупогружные платформы, буровые суда), особенности эксплуатации в Арктике (лёд, температуры до -50°C, полярная ночь, шторма), системы противовыбросовой безопасности (подземные клапаны-отсекатели, BOP многократного резервирования), противоразливные мероприятия (нефтесборщики, скиммеры, плавучие боны), эвакуационные средства (спасательные капсулы TEMPSC, спасательные плоты, эвакуационные слайды).

Что вы получите. Теоретическую подготовку по программе области Б.2.7 — ФНП шельфа, конструкции платформ, противовыбросовая безопасность, противоразливные мероприятия, эвакуация. Разбор актуальных тестовых вопросов экзамена. Результат — протокол ЕПТ. Срок 5 лет.

Где требуется аттестация Б.2.7

  • Приразломная (Газпром нефть) — стационарная ледостойкая платформа в Печорском море. Единственная действующая морская нефтедобывающая платформа в Арктике. С 2013. Добыча около 3,5 млн тонн нефти/год.
  • Сахалин-1 (Роснефть после смены контроля) — группа месторождений у северо-восточного побережья Сахалина. Стационарные платформы Орлан, Беркут, Чайво. До 2022 — операторство ExxonMobil.
  • Сахалин-2 (Газпром после смены контроля) — Пильтун-Астохская-Б, Лунская-А, Моликпак. СПГ-завод в Пригородном. До 2022 — Shell.
  • Сахалин-3 (Газпром) — Киринский ГКМ и другие. Подводные манифольды. Перспективы.
  • Каспийские проекты Лукойла — им. Корчагина (2010), им. Филановского (2016), Ракушечное (2023), перспективные.
  • Долгинское, Ленинградское, Русановское месторождения арктического шельфа (Газпром, Роснефть). На перспективе.
  • Каспийский трубопроводный консорциум (КТК) — подводные манифольды.
  • Сейсморазведочные шельфовые работы — Газпром нефть шельф, Роснефть шельф.
  • Морские буровые компании — ГРМ шельф, региональные.
  • Установочные суда (jack-up vessels) и ледоколы сопровождения — Совкомфлот, Газпром флот.
  • Сервисные компании морского нефтегаза — до 2022 Schlumberger, Halliburton, Baker Hughes; после — российские и китайские.
  • Подводные технологии — Газпром Подводсервис, Subsea (российские разработки).
  • Перспективные шельфовые проекты — Восточно-Сибирского моря, Чукотского моря, Восточно-Камчатского.
  • Балтийский шельф — Кравцовское (Лукойл-Калининград).
  • Танкеры челночного типа для вывоза нефти с платформ.
  • Газпром флот — оператор морских и ледовых судов.

Что входит в программу подготовки

Типы морских платформ и буровых установок

Главные типы. 1) Стационарные платформы. Стоят на морском дне на собственном фундаменте. Применяются для добычи на долгосрочной основе. Срок службы 30-50 лет. Большая первоначальная стоимость. Главные подтипы. а) Гравитационные. Тяжёлые бетонные или стальные конструкции, удерживаемые на дне собственным весом. Применение в Северном море (Трол-А, Statfjord, исторически). б) Стальные на стойках (jacket platforms). Стальная стержневая ферма (jacket) забивается в дно. Верхняя часть (topsides) собирается отдельно. Стандарт мирового шельфа. в) Ледостойкие — специальная конструкция, способная выдержать давление льда. Конусообразный корпус. Толстый стальной кессон. Стандарт арктических проектов. Приразломная — стандартный пример. Платформа Sleipner в Северном море — гравитационная ледостойкая. 2) Плавучие платформы. Удерживаются на месте якорной системой или динамическим позиционированием. Применяются в глубоководных условиях, где стационарные не применимы. а) FPSO (Floating Production Storage and Offloading) — нефтеналивные плавучие платформы с возможностью добычи, хранения и отгрузки. Базируются на танкерах. Глубина установки до 3000+ м. Стандарт глубоководного шельфа Бразилии, Западной Африки. В РФ ограниченное применение (Каспий). б) TLP (Tension Leg Platform) — платформа с натянутыми якорными колоннами в дно. Минимальные вертикальные колебания. Применяется в Северном море, Мексиканском заливе. в) Spar — цилиндрический погружной корпус. Высокая остойчивость. Глубоководное. 3) Буровые установки. а) СПБУ (самоподъёмные плавучие буровые установки, jack-up). Имеют корпус и 3-4 ноги. При перемещении — корпус плавает с поднятыми ногами. При бурении — ноги опускаются на дно, корпус поднимается над водой. Глубина установки 100-150 м. Применяется для разведочного и эксплуатационного бурения мелководного шельфа. б) Полупогружные буровые платформы (semi-submersible) — понтоны-поплавки с ногами. Частичное погружение. Стабильность при волнении. Якорные системы. Глубина 100-3000 м. в) Буровые суда (drillship) — корабли со встроенной буровой установкой. Динамическое позиционирование. Глубоководное бурение до 3500 м. Российские примеры. Приразломная (стационарная ледостойкая), Орлан (Сахалин-1, стационарная), Беркут (Сахалин-1, стационарная), Лунская-А (Сахалин-2, стационарная), Пильтун-Астохская-Б (Сахалин-2, стационарная). Большинство российских — стационарные. Полупогружные и буровые суда — ограниченное применение. На курсе разбирается.

Особенности эксплуатации в Арктике

Арктические шельфовые проекты — наиболее сложные технически. Главные вызовы. 1) Ледовые условия. Морской лёд (толщина до 2-3 м многолетний) с ноября по май в большинстве арктических морей. Айсберги (до 100 тысяч тонн массой). Ледовые сжатия с колоссальными нагрузками. Решения. Ледостойкие платформы с конусообразной формой для разламывания льда. Толстые стальные стенки. Многократное резервирование систем. Активные системы ледового мониторинга и управления ледовой обстановкой (буксиры-ледоколы). 2) Экстремальные температуры. До -50°C на Северо-Восточном побережье. Необходимость особо устойчивых конструкций (хладостойкие стали марок 09Г2С-7, 10Г2ФБ). Системы обогрева критичного оборудования. Особые гидравлические жидкости (-50°C ниже точки замерзания). 3) Полярная ночь. С ноября по январь полная тьма в северных широтах. Освещение особое. Психологическая поддержка персонала. 4) Полярный день. С мая по июль постоянный свет. Сложности с ритмами сна. 5) Шторма. Особо сильные осенью и зимой. Высота волн до 20+ м. Расчётные нагрузки на конструкции. 6) Сейсмическая активность. Особо на Сахалине. Землетрясения до 7-8 баллов. Расчёт конструкций. 7) Удалённость от баз. Доставка оборудования и работников по Северному морскому пути (СМП) или воздушным транспортом. Сложная логистика. Зимняя навигация только с ледоколами. 8) Экологические риски. Утечки нефти в арктической среде катастрофичны для биоразнообразия (тюлени, белые медведи, киты). Сложность ликвидации разливов в ледовых условиях. Особо строгие меры безопасности. Меры безопасности арктических проектов. 1) Подземные клапаны-отсекатели (subsurface safety valves) в скважинах. Аварийное закрытие. 2) BOP многократного резервирования. 3) Системы противоразливных мероприятий — нефтесборщики, скиммеры, плавучие боны. Готовность в ледовых условиях. 4) Спасательные капсулы TEMPSC (Totally Enclosed Motor Propelled Survival Craft) с возможностью работы в арктических условиях. 5) Спасательные плоты с термоизолированными костюмами. 6) Эвакуационные слайды и трапы. 7) Многократное резервирование систем электропитания. Дизель-генераторы. АБ. 8) Системы автоматического пожаротушения. 9) Регулярные учения с имитацией арктических аварий. 10) Координация с МЧС, Северным флотом, аварийно-спасательными службами. На курсе разбирается.

Подводное оборудование и технологии

Современные шельфовые проекты используют подводные технологии — скважины и манифольды на морском дне без поверхностной платформы. Применяется в Сахалине-3 (Киринский ГКМ), Каспии. Главные элементы. 1) Подводные скважины (subsea wells). Устье оборудовано подводной фонтанной арматурой («ёлкой»). Дистанционное управление с поверхности через подводные манипуляторы (ROV — Remotely Operated Vehicles). Глубины до 3500 м. 2) Подводные манифольды. Узловые точки сбора потоков от нескольких скважин. Перенаправление в подводные трубопроводы. 3) Подводные трубопроводы. Соединяют скважины с манифольдами, манифольды с поверхностными объектами (FPSO, ОТП на берегу). 4) Подводные оборудования компримирования (subsea compression). Перспективная технология. Уже работает в Норвегии (Åsgard subsea). Применение для удалённых газовых месторождений. 5) Подводные сепараторы. Отделение газа от воды и нефти на дне. Уменьшение нагрузки на поверхностные объекты. 6) ROV (дистанционно управляемые подводные аппараты) для осмотра и ремонта подводного оборудования. Стандарт работ. 7) Системы электропитания подводного оборудования. Силовые кабели с поверхности или от соседних платформ. Высоковольтные подводные. Лидеры подводных технологий. До 2022 — Aker Solutions, FMC Technologies, OneSubsea (Schlumberger), TechnipFMC. После санкций — переориентация на китайских и российских разработчиков. Российские — Газпром Подводсервис, региональные. Программы развития. Сложная локализация технологий. Перспективы. С развитием Арктического шельфа и Сахалина — рост значения подводных технологий. Стратегическое импортозамещение. Государственная поддержка. На курсе разбирается.

Аварии и противоразливные мероприятия

Главные аварии шельфовых нефтегазовых проектов. 1) Deepwater Horizon (Мексиканский залив, 2010, BP+Transocean). Главная катастрофа отрасли последних десятилетий. Открытое фонтанирование на буровой платформе в скважине Macondo (глубина моря 1500 м). 11 погибших. Платформа сгорела и затонула. Разлив 4,9 млн баррелей нефти (около 780 тысяч тонн) в Мексиканский залив — крупнейший в истории США. Экологический ущерб на побережьях 5 штатов. BP выплатила более 60 млрд USD в штрафах и компенсациях. Полный пересмотр подходов к безопасности шельфового бурения. Стандарт API RP-53. 2) Piper Alpha (Северное море, 1988, Occidental). Пожар на платформе с гибелью 167 из 225 работников. Главная катастрофа морской нефтегазовой отрасли. Уроки про разделение опасных зон, эвакуацию, аварийные системы. 3) Ixtoc-I (Мексиканский залив, 1979, Pemex). Открытое фонтанирование при бурении. Разлив 3,5 млн баррелей. Закрытие через 9 месяцев. 4) Alexander Kielland (Северное море, 1980). Опрокидывание полупогружной платформы. 123 погибших. Дефект сварки. 5) Petrobras P-36 (Бразилия, 2001). Затопление полупогружной платформы. 11 погибших. 6) Серия инцидентов на Сахалинских проектах. 7) Серия инцидентов на Каспии и Балтике. Уроки. 1) Многократное резервирование систем безопасности. 2) Регулярные учения с имитацией аварий. 3) Готовность аварийно-спасательных служб. 4) Подземные клапаны-отсекатели обязательны. 5) Регулярная диагностика конструкций. Противоразливные мероприятия. 1) Стратегические запасы оборудования. Плавучие боны (морские стены), нефтесборщики, скиммеры, абсорбенты. 2) Готовность судов-спасателей. 3) Диспергаторы для разложения нефтяной плёнки (применение ограничено в арктических условиях). 4) Биодеградация. Стимулирование микроорганизмов. 5) Тепловое удаление в ледовых условиях. 6) Координация с аварийно-спасательными службами региона. На курсе разбирается.

Зарплаты в шельфовой отрасли

ДолжностьДоход в месяц, руб.
Инженер-механик платформы155 000 – 285 000
Главный механик платформы305 000 – 525 000
Начальник платформы485 000 – 825 000
Главный инженер шельфового проекта625 000 – 1 250 000
Технический директор Сахалин/Приразломная1 050 000 – 2 250 000
Главный специалист по ПБ шельфа425 000 – 725 000
Эксперт ЭПБ по шельфу325 000 – 685 000
Технический директор холдинга шельфа1 050 000 – 2 500 000

Что вы освоите после подготовки

  1. Типы морских платформ — стационарные (ледостойкие, jacket, гравитационные), плавучие (FPSO, TLP, Spar), буровые установки (СПБУ, полупогружные, буровые суда).
  2. Особенности Арктики — лёд, температуры до -50°C, полярная ночь, шторма, удалённость. Меры безопасности.
  3. Подводные технологии — скважины, манифольды, ROV, подводные сепараторы. Сахалин-3.
  4. Противовыбросовая безопасность — подземные клапаны-отсекатели, BOP многократного резервирования.
  5. Противоразливные мероприятия — боны, нефтесборщики, скиммеры, диспергаторы.
  6. Эвакуационные средства — спасательные капсулы TEMPSC, плоты, эвакуационные слайды.
  7. Главные катастрофы — Deepwater Horizon 2010, Piper Alpha 1988, Ixtoc-I 1979, Alexander Kielland 1980. Учебные кейсы.
  8. Российские шельфовые проекты — Приразломная, Сахалин-1/2/3, Каспий Лукойл. Стратегические перспективы.
  9. Импортозамещение шельфовых технологий после санкций 2022 — переориентация на китайских и российских.
  10. Ответственность за нарушения — КоАП ст. 9.1, УК ст. 217, 254. 225-ФЗ страхование шельфа особого уровня.

Документ по итогам

По итогам подготовки и сдачи экзамена вы получаете протокол аттестации ЕПТ Ростехнадзора по области Б.2.7 «Эксплуатация нефтегазовых месторождений на континентальном шельфе» сроком 5 лет. Предварительные условия — А.1, Б.2.1, Б.2.2. На основании протокола вы вправе занимать должности руководителя или специалиста на шельфовых проектах Газпром нефти (Приразломная), Роснефти (Сахалин-1), Газпрома (Сахалин-2, Сахалин-3), Лукойла (Каспий), перспективных арктических проектах.

Российский континентальный шельф — один из крупнейших мировых нефтегазовых ресурсов. Приразломная в Арктике, Сахалинские проекты, Каспий — уникальные технологические достижения. От профессионализма специалистов с аттестацией Б.2.7 зависит безопасность отрасли с экстремальными условиями и высокими экологическими рисками.

методическая практика подготовки к аттестации

Нормативная база

  • 116-ФЗ, ПП № 2168 от 13.12.2020.
  • ФНП «Правила безопасности при разработке нефтяных и газовых месторождений на континентальном шельфе».
  • ФНП «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности».
  • СП «Морские стационарные платформы».
  • API RP-53 и другие международные стандарты.
  • ТР ТС 010, ТР ТС 032.
  • Приказ Минздрава № 29н, 225-ФЗ, КоАП ст. 9.1, УК ст. 217, 254.
Совет от методистов. Б.2.7 — стратегическая область с экстремальными требованиями. На тестировании уделите внимание типам платформ (ледостойкие vs стандартные), особенностям Арктики (-50°C, лёд 2-3 м, полярная ночь), катастрофам (Deepwater Horizon 2010 — 11 погибших + 4,9 млн баррелей разлито, Piper Alpha 1988 — 167 погибших), подводным технологиям (Сахалин-3 Киринский ГКМ). Б.2.7 обязательно идёт в комплекте с Б.2.1, Б.2.2 (бурение), Б.2.3 (добыча). Дополнительно — Б.7 (газоснабжение для газовых платформ).
Учебный план

Программа «Аттестация по области Б.2.7 промышленной безопасности»

Программа охватывает компетенции для аттестации по области Б.2.7:

1

Нормативная база

  • ФЗ-116 (ОПО)
  • ФНП области Б.2.7
  • ПП РФ № 1357 (аттестация)
  • Приказы Ростехнадзора
  • ФНП по видам работ
2

Категорирование объектов

  • I-IV категории опасности
  • Особенности ОПО эксплуатации газораспределительных сетей и газопотребления
  • Регистрация в реестре
  • Декларация ПБ
  • Страхование
3

Безопасная эксплуатация

  • Особенности оборудования эксплуатации газораспределительных сетей и газопотребления
  • 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

Приразломная — единственная действующая стационарная нефтедобывающая платформа в Арктике. Расположена в Печорском море, у северного побережья России. Гордость российской шельфовой отрасли. Оператор Газпром нефть шельф. Запуск 2013 года. Параметры. Стационарная ледостойкая платформа гравитационного типа. Кессонный корпус с конусообразной формой для разламывания арктического льда. Бетонный кессон+стальная верхняя часть (topsides). Высота 141 м. Масса около 506 тысяч тонн. Глубина моря в районе платформы — около 20 м. Технологические возможности. Бурение и эксплуатация добывающих скважин (40 слотов для скважин, фактически пробурено 21). Производительность 18 тысяч тонн нефти/сутки максимум. Добыча около 3,5 млн тонн нефти/год. Хранение в кессоне до 113 тысяч м³ нефти. Отгрузка нефти челночными танкерами усиленного ледового класса. Назначение — разработка Приразломного нефтяного месторождения. Запасы 78 млн тонн нефти. Особенности конструкции для арктических условий. 1) Толстый бетонный кессон. Стенки толщиной 3 м для защиты от ледовых нагрузок. 2) Конусообразная форма верхней части кессона. Разламывание льда при движении. 3) Низкая высота помещений над водой — устойчивость к айсбергам. 4) Двойное дно для защиты от пробоя. 5) Многократное резервирование систем безопасности — пожаротушения, аварийной вентиляции, связи. 6) Хладостойкие стали корпуса. 7) Антиобледенительные системы. 8) Системы обогрева критичного оборудования. Эксплуатация в Арктике. С декабря по июнь — лёд. Платформа работает в окружении льда. Айсберги периодически образуются. Платформа разламывает лёд при его дрейфе. Танкеры-челноки усиленного класса (ARC7) могут работать в льдах до 1,8 м толщиной. Сопровождение ледоколов Газпром флот. Эвакуация. Спасательные капсулы TEMPSC (Totally Enclosed Motor Propelled Survival Craft) с возможностью работы в арктических условиях. Эвакуационные слайды. Сопровождение спасательных судов. Учения регулярные. Безопасность. ОПО I класса опасности. Аттестация работников Б.2.7 + Б.2.1 + Б.2.2. Жёсткие требования к ПБ. Координация с МЧС и Северным флотом. Уникальное технологическое достижение. Стратегический проект российского шельфа. После санкций 2022 — продолжение работы российскими структурами без западных партнёров. Перспективы. Расширение разработки Приразломного месторождения. Перспективные арктические проекты — Долгинское, Ленинградское, Русановское месторождения. На курсе разбирается.

Deepwater Horizon (20 апреля 2010, Мексиканский залив) — главная катастрофа шельфовой нефтегазовой отрасли последних десятилетий. Учебный кейс мирового уровня. Обстоятельства. Полупогружная буровая платформа Deepwater Horizon оператора Transocean. Арендована BP для бурения скважины Macondo в Мексиканском заливе. Глубина моря 1500 м. Бурение завершалось — производились операции по тестированию цементирования. Произошло открытое фонтанирование (blowout) — приток газа и нефти из пласта в скважину. Газ поднялся по бурильной колонне на платформу. Воспламенился. Произошёл взрыв и пожар. Жертвы и ущерб. 11 человек погибли. 17 ранены. Платформа сгорела и затонула через 36 часов. Скважина продолжала фонтанировать. Разлив 4,9 млн баррелей нефти (около 780 тысяч тонн) в Мексиканский залив за 87 дней до окончательного закрытия. Самый крупный разлив в истории США. Загрязнение побережий Луизианы, Миссисипи, Алабамы, Флориды, Техаса. Гибель морских животных, птиц, растительности. Экономический ущерб для рыболовства, туризма. Ликвидация и последствия. BP потратила свыше 60 миллиардов USD на ликвидацию, штрафы, компенсации. Закрытие скважины через подбурение релифной скважины с боку. Уголовные обвинения BP, Transocean, Halliburton (цементирование). Корневые причины (расследование President's Commission, USDOJ, частных). 1) Цементирование скважины — недостаточно прочное. Дефекты пены-стабилизатора цементного раствора. 2) Игнорирование признаков притока. Команда не реагировала на повышение давления в скважине. 3) Превентор скважины (BOP) — не сработал из-за нескольких независимых отказов. Включая отказ срезающих плашек. 4) Ошибки в тесте на герметичность. 5) Корпоративная культура BP, ставящая сроки выше безопасности. Давление на команду. 6) Слабая регуляция MMS (Minerals Management Service). Конфликт интересов между регулятором и отраслью. Уроки и последствия. 1) Стандарт API RP-53 — комплексный стандарт превентной защиты на шельфе. Обязательное многократное резервирование BOP. Регулярные тесты функциональности. 2) Стандарт SEMS (Safety and Environmental Management System) — обязательная система управления безопасностью. 3) Реформа регуляции в США. MMS разделён на 3 агентства (BOEM, BSEE, ONRR) для исключения конфликта интересов. 4) Готовность аварийно-спасательных служб к ликвидации разливов на больших глубинах. Капы перекрытия скважин, динамическое наполнение. 5) Возможность подбурения релифных скважин — обязательное планирование. 6) Стандартизация процедур цементирования. 7) Обязательное участие двух BOP-стопок на критически важных операциях. 8) Жёсткие санкции за нарушения. Государственный контроль. 9) Прозрачность отрасли. Применение в РФ. Российская регуляция шельфа адаптировала многие международные стандарты. ФНП по шельфу содержит требования аналогичные API RP-53. Регулярное обновление в свете новых уроков. Стратегическое значение. Deepwater Horizon — постоянная отсылка в обучении специалистов шельфа. Главный учебный кейс по противовыбросовой безопасности. На курсе разбирается.

Российский континентальный шельф — один из крупнейших мировых нефтегазовых ресурсов. Стратегические проекты. 1) Приразломная (Газпром нефть). Стационарная ледостойкая платформа в Печорском море. Действует с 2013. Добыча около 3,5 млн тонн нефти/год. Единственная действующая морская добывающая в Арктике. 2) Сахалин-1. Группа месторождений у северо-восточного побережья Сахалина. Платформы Орлан, Беркут, Чайво. До 2022 — оператор ExxonMobil (30% доли) совместно с Роснефтью (20%), Sakhalin Oil and Gas Development (Japan, 30%), ONGC Videsh (India, 20%). После 2022 — переход операторства к российским структурам Роснефти. Добыча около 12-15 млн тонн нефти и 8 млрд м³ газа в год. Стратегический. 3) Сахалин-2. Газпром (50%+1) + Shell (27,5%, ушли в 2022, переход к российским) + Mitsui (12,5%) + Mitsubishi (10%). СПГ-завод Пригородное (10 млн тонн СПГ/год). Платформы Пильтун-Астохская-Б, Лунская-А, Моликпак. Стратегически важный для СПГ-экспорта в Японию, Южную Корею. 4) Сахалин-3 (Газпром). Развитие. Киринское газоконденсатное месторождение с подводными технологиями. Подводные манифольды. Перспективы наращивания. 5) Каспийские проекты Лукойла. им. Корчагина (2010 запуск, около 1,4 млн тонн н.э./год), им. Филановского (2016 запуск, около 4 млн тонн н.э./год), Ракушечное (2023 запуск). Стационарные платформы в Каспийском море. Стратегический регион добычи. 6) Долгинское, Ленинградское, Русановское месторождения арктического шельфа (Газпром, Роснефть). На стадии разведки/подготовки. Долгинское — около 65 млн тонн нефти запасов. Ленинградское — крупное газоконденсатное в Карском море. 7) Приновоземельский шельф (Газпром). Перспективные газовые месторождения. 8) Балтийский шельф. Кравцовское (Лукойл-Калининград). Стационарная платформа D-6. Действует с 2004. Добыча около 0,2-0,3 млн тонн нефти/год. Малое, но стабильное. 9) Восточно-Сибирского моря. Перспективные ресурсы. 10) Чукотского моря. Перспективные. Запасы. Только Арктический шельф — около 90 млрд тонн нефтегазового эквивалента (около 25% мировых неоткрытых ресурсов углеводородов). Каспийский шельф — около 5 млрд тонн н.э. Сахалинский — около 3 млрд тонн н.э. Балтийский — несколько сотен миллионов тонн. После санкций 2022. Уход западных партнёров (BP из Роснефти, Shell из Сахалин-2, ExxonMobil из Сахалин-1). Переход операторства к российским структурам. Замещение технологий — переориентация на китайских и индийских партнёров. Развитие собственных подводных и шельфовых технологий. Стратегические инвестиции. Перспективы. К 2030 — стратегические задачи освоения Арктического шельфа в свете развития Северного морского пути (СМП) как стратегического экспортного маршрута. К 2050 — Арктика как ключевая нефтегазовая база России. Государственная поддержка. Партнёрство с китайскими CNPC, Sinopec и индийскими ONGC. Инвестиции до 100+ млрд USD за десятилетия. На курсе разбирается.

Спасательные капсулы TEMPSC (Totally Enclosed Motor Propelled Survival Craft — Полностью закрытая моторная спасательная шлюпка) — главное средство эвакуации с морских нефтегазовых платформ. Стандарт мировой шельфовой отрасли. Конструкция. 1) Закрытый герметичный корпус. Огнестойкое покрытие. Выдерживает контакт с горящей нефтью на воде. 2) Положительная плавучесть даже при заполнении водой. 3) Самовыравнивание после переворота. Не опрокидывается окончательно. 4) Прочный обтекаемый корпус — устойчивость к ударам о воду при сбросе с высоты до 30+ м. 5) Двигатель встроенный — обеспечивает отдаление от платформы для безопасности. Запас топлива на 24 часа работы. 6) Запасы воды и продовольствия на 24-48 часов для пассажиров. 7) Радиостанция (УКВ, КВ, спутниковая) для связи. 8) Аварийная сигнализация EPIRB. 9) Сидячие места для 30-50 человек (зависит от размера капсулы). 10) Системы вентиляции для длительного нахождения. 11) Аптечка первой помощи. 12) Спасательное оборудование для каждого пассажира — спасательные жилеты, термоодеяла, сигнальные ракеты. Особо для Арктики. Дополнительные элементы. 1) Термоизоляция для работы в условиях -50°C. 2) Антиобледенительные системы. 3) Усиленный корпус для возможности контакта со льдом. 4) Топливо с антифризными присадками. 5) Тёплые спасательные костюмы (immersion suits) для каждого пассажира. 6) Системы подогрева внутри капсулы. 7) Запасы продовольствия для длительного нахождения в льдах. Эвакуация. Капсулы размещаются у бортов платформы. Спускаются по специальным направляющим (slipways) или сбрасываются с высоты. Эвакуация при пожаре или другой аварии — выполняется одновременно. Время эвакуации — несколько минут. Учения регулярные с имитацией эвакуации. Производители TEMPSC. Schat-Harding (Норвегия), Survitec (UK), Whittaker (UK), Norsafe (Норвегия), Vestdavit. Российские разработки — на стадии. Применение на Приразломной, Сахалинских платформах. Альтернативы. 1) Эвакуационные слайды и трапы — для платформ с близким расположением к воде. 2) Спасательные плоты — компактные, для дополнительной эвакуации. 3) Вертолётная эвакуация — основной метод плановых работ. Аварийная — при возможности. 4) Спасательные суда сопровождения — для крупных аварий. Регулирование. SOLAS (Safety of Life at Sea) Конвенция ИМО. LSA Code (Life-Saving Appliances Code). Российские эквиваленты. На курсе разбирается.

Сахалин-3 (Газпром) — стратегический шельфовый проект Газпрома, использующий передовые подводные технологии. Главные подводные технологии. 1) Подводные скважины (subsea wells). Устья оборудованы подводной фонтанной арматурой («ёлкой» — christmas tree). Дистанционное управление с поверхности. Глубины моря — десятки до сотен метров. 2) Подводные манифольды. Узловые точки сбора потоков от нескольких скважин. Соединение с подводными трубопроводами к поверхностным объектам (платформам или ОТП — операционным технологическим пунктам на берегу). 3) Подводные сепараторы. Отделение газа от воды и нефти на дне моря. Уменьшение нагрузки на поверхностные объекты. Транспортировка раздельных потоков по разным трубопроводам. 4) Подводные компрессоры (subsea compression). Перспективная технология. Уже работает в Норвегии (Åsgard subsea с 2015). 5) Подводные насосы для нагнетания воды в пласт. 6) ROV (Remotely Operated Vehicles — дистанционно управляемые подводные аппараты). Для осмотра, ремонта, монтажа подводного оборудования. Стандарт работ. Управляются с поверхности через кабель с энергоснабжением и связью. 7) Кабели и трубопроводы с поверхности к подводным объектам. Силовые кабели для подачи электричества подводному оборудованию. Сигнальные кабели для управления. Сахалин-3 ключевые объекты. 1) Киринское газоконденсатное месторождение. Запуск 2013. Подводное оборудование. Первое в России массовое применение подводных технологий. Месторождение разрабатывается полностью подводными скважинами без поверхностных платформ. Транспортировка газа на ОТП в посёлке Ноглики (Сахалин) по подводному газопроводу. 2) Южно-Киринское газоконденсатное. Развитие. Перспективы. 3) Мынгинское газоконденсатное. На стадии. Подводные технологии стратегия. Развитие российских разработок (Газпром Подводсервис, региональные). Сложности импортозамещения после санкций 2022 — Aker Solutions, FMC Technologies, OneSubsea (Schlumberger), TechnipFMC ушли. Замещение китайскими (CNOOC Engineering, COSL, China Shipbuilding) и российскими разработками. Сложности технологического уровня. Российские разработки. Газпром Подводсервис — главный российский оператор подводных работ. Программы развития. Перспективы локализации к 2030. Преимущества подводных технологий. 1) Возможность разработки месторождений без поверхностной платформы (для удалённых, мелких). 2) Меньшая видимость на поверхности. Эстетические и экологические преимущества. 3) Защита от штормов и ледовых нагрузок. 4) Гибкость в подключении новых скважин. 5) Меньшая стоимость для отдельных типов месторождений. Недостатки. 1) Высокая стоимость подводного оборудования. 2) Сложность ремонтов (нужны специализированные суда с ROV). 3) Зависимость от электроснабжения с поверхности. 4) Сложность мониторинга. Перспективы. Стратегическое направление развития российского шельфа. Особенно для Арктики, где поверхностные платформы сталкиваются с экстремальными условиями. Применение в Сахалин-3, перспективных арктических. На курсе разбирается.

Шельфовая нефтегазовая отрасль России — самый высокооплачиваемый сегмент нефтегазового комплекса. На стратегических шельфовых проектах (Приразломная Газпром нефть в Арктике, Сахалин-1 Роснефть, Сахалин-2 Газпром, Сахалин-3 Газпром, Каспийские им. Корчагина/Филановского/Ракушечное Лукойл, Кравцовское Лукойл-Калининград, перспективные арктические Долгинское/Ленинградское Газпром-Роснефть) инженер-механик платформы в первый год получает 155–285 тысяч рублей, главный механик платформы — 305–525 тысяч, начальник платформы — 485–825 тысяч, главный инженер шельфового проекта — 625 тысяч – 1,25 млн, технический директор Сахалинского комплекса или Приразломной — 1,05 млн – 2,25 млн, главный специалист по промышленной безопасности шельфа — 425–725 тысяч, эксперт ЭПБ по шельфу (аттестованный) — 325–685 тысяч, технический директор шельфового холдинга — 1,05 млн – 2,5 млн в месяц. На арктических объектах (Приразломная, перспективные Долгинское/Ленинградское) — премиум за стратегичность и экстремальные условия. Главные инженеры — 1 млн – 1,8 млн. Технические директора — 2-3 млн с пакетом. На сахалинских проектах (Сахалин-1/2/3) — премиум-уровни. Главные инженеры — 800 тысяч – 1,5 млн. С учётом сменного вахтового метода (28/28 или 14/14 дней) — фактически на работу приходится в 2 раза больше времени, но оплата компенсирует. На каспийских проектах (Лукойл-Каспий) — стандарт. Главные инженеры — 600 тысяч – 1 млн. На сервисных компаниях морского нефтегаза. До 2022 — Schlumberger, Halliburton, Baker Hughes, Aker Solutions, FMC Technologies. После — российские (Газпром Подводсервис, региональные), китайские (CNOOC, COSL). Стандартные международные премиум-зарплаты. Российские эквиваленты. Главные специалисты подводных технологий — 500 тысяч – 1 млн. Корпоративные. Газпром нефть — оператор Приразломной. Главные инженеры — 1 млн – 1,5 млн. Технические директора — 2-3 млн с акциями. Роснефть — Сахалин-1. Главные инженеры — 800 тысяч – 1,2 млн. Технические директора — 2-3 млн. Газпром — Сахалин-2, 3. Главные инженеры — 800 тысяч – 1,3 млн. Технические директора — 2-3 млн. Лукойл — Каспий, Кравцовское. Главные инженеры — 600 тысяч – 1 млн. НОВАТЭК — Ямал-СПГ и Арктик-СПГ-2 (хотя это береговые, но с шельфовой подготовительной частью). Премиум-зарплаты. Государство. Ростехнадзор — отдел нефтегаза с шельфовым направлением. Стандартные оклады инспекторов. Эксперты ЭПБ по шельфу — узкая специализация со стратегическим спросом. Гонорары 500 тысяч – 1 млн за заключение. Преподавание. РГУ нефти и газа им. Губкина — главный ВУЗ для морских и шельфовых направлений. УГНТУ. ТюмГНГУ. Военно-морские академии для смежных. Карьерный рост. Молодой инженер на шельфе — 5-7 лет до главного механика платформы. 10-15 лет — до главного инженера шельфового проекта или технического директора. На стратегических арктических — ускоренная карьера. Перспективы. С развитием российского Арктического шельфа и переориентацией нефтегазового экспорта на восточные направления — устойчивый высокий спрос на квалифицированных шельфовых специалистов с аттестацией Б.2.7. Программа подготовки даёт документ для аттестации в Ростехнадзоре по Б.2.7 и работы на руководящих и специальных должностях шельфовых нефтегазовых проектов.
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.2.9 промышленной безопасности
Аттестация по области Б.2.11 промышленной безопасности
Аттестация по области Г.2.3 промышленной безопасности
Аттестация по области Б.1.3 промышленной безопасности
Аттестация по области Г.1 промышленной безопасности
Аттестация по области Б.11.1 промышленной безопасности
Сайт собирает cookie и данные о посещении. Продолжая пользоваться, вы даёте согласие на обработку.