ДИСТАНЦИОННОЕ ОБУЧЕНИЕ

Обучение по области Б.6.2 по промышленной безопасности

Удостоверение установленного образца с занесением в ФРДО. Без отрыва от работы.

Ответим на все вопросы по обучению

Узнать подробности

Написать в МАКС

Удостоверение

установленного образца

Запись в ФРДО

госреестр Рособрнадзора

От 16 часов

72 / 144 / 256 ч

Доставка по РФ

оригиналы курьером

Стоимость обучения

7 900 ₽ 11900 ₽ -30%

Рассрочка 658 ₽/мес на 12 месяцев без процентов

Договор и закрывающие документы

Внесение в ФРДО

Скан в день оплаты

Доставка по России

Бесплатная консультация

Менеджер свяжется в течение 15 минут · Без обязательств

8 800 550-24-62

О курсе

Аттестация Б.6.2 — маркшейдерия в нефтегазовой отрасли

Область аттестации Б.6.2 «Маркшейдерское обеспечение при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений» охватывает специфические задачи в нефтегазе: контроль расположения скважин и их пространственной ориентации, мониторинг проседаний территории над разрабатываемыми залежами, ведение учёта пространственной модели месторождения. На крупных нефтегазовых компаниях (Роснефть, Газпром, Лукойл, Татнефть) — отдельные маркшейдерские службы.

Кому нужна

Маркшейдеры Роснефти, Газпрома, Лукойла, ТНК-ВР, Татнефти

Нормативная база

ФНП Приказ № 524 + Приказ № 534

Объём программы

72-200 часов, дистанционный формат

Документ

Удостоверение установленного образца, 5 лет

Курс охватывает маркшейдерское обеспечение нефтегазового предприятия: высокоточное координирование устьев скважин (тахеометр с GNSS-привязкой, точность ±10 мм), привязку забоев скважин (по данным инклинометрических и каротажных исследований с погрешностью 0,5-1% от глубины), наблюдения за просадками земной поверхности над нефтегазовыми залежами (геодезические сети с GPS-мониторингом, спутниковая интерферометрия InSAR), пространственный учёт коллекторов и контактов нефть-газ-вода, проектирование морских платформ и фундаментов наземных сооружений с учётом сдвижений пород.

Аттестация Б.6.2 нужна маркшейдерам и геодезистам нефтегазодобывающих компаний: Роснефть (50+ дочерних предприятий с маркшейдерскими отделами — Юганскнефтегаз, Самотлорнефтегаз, Самаранефтегаз, Башнефть, Грознефтегаз), Газпром (Газпром-добыча в Уренгое, Ямбурге, Надыме, Ноябрьске), Лукойл (Когалымнефтегаз, Лангепаснефтегаз, Лукойл-Пермь), Сургутнефтегаз, Татнефть, НК Башнефть, Славнефть, Газпром-нефть, Иркутская НК, специалистам сервисных компаний (Шлюмберже-Россия, Халибёртон-Россия — до 2022, Roxar — норвежская маркшейдерия для шельфа).

Что вы изучите на курсе Б.6.2

ФНП «Правила безопасности по маркшейдерскому обеспечению горных работ» (Приказ № 524) и ФНП «Правила безопасности в нефтегазе» (Приказ № 534)
Специфика маркшейдерии в нефтегазе: координирование устьев скважин, привязка кустов, точная съёмка трубопроводов, мониторинг просадок месторождений
Инклинометрические исследования: гироскопические инклинометры (МИГ-91, MWD/LWD-системы), магнитные инклинометры (МИП); точность определения координат забоя скважины 0,3-1% от длины ствола
Геодезические сети нефтегазовых месторождений: триангуляция и трилатерация в местах добычи, GPS-RTK базовые станции, ход в Арктике (особые требования к точности при отсутствии видимости из-за низкого Солнца)
Мониторинг проседаний территории — деформационные сети, GPS-измерения с точностью миллиметрового уровня, интерферометрия InSAR (Sentinel-1, спутник ЕКА для бесплатного контроля)
Современные технологии: 3D-моделирование пласта в Petrel, Eclipse; интеграция геофизических данных с маркшейдерскими; виртуальные модели месторождений для прогнозирования

Документ по окончании

Выдаётся удостоверение о повышении квалификации установленного образца «Маркшейдерское обеспечение при разработке нефтяных и газовых месторождений (Б.6.2)» с указанием часов (72-200). Соответствует ст. 76 ФЗ-273, заносится в ФРДО, принимается Ростехнадзором в ЕПК. Документ обязателен для главных маркшейдеров и геодезистов нефтегазодобывающих предприятий, начальников топогеодезических служб, инженеров по координированию скважин.

Просадки территории над нефтегазовыми месторождениями — малозаметная, но критическая проблема. На крупных истощённых месторождениях Западной Сибири (Самотлор, Усть-Балыкское, Фёдоровское) проседание поверхности достигает 1-3 метров за десятилетия эксплуатации, нарушая инфраструктуру: трубопроводы, дороги, опоры ЛЭП, фундаменты установок. На месторождении Wilmington (Лонг-Бич, США) проседание достигло 9 м, нарушив всю инфраструктуру; решение — закачка пластовой воды для компенсации. В РФ аналогичные проблемы на Самотлоре, требующие маркшейдерского мониторинга и проектных решений.

Юридические основания программы

ФЗ-116 от 21.07.1997 «О промышленной безопасности ОПО»
Приказ Ростехнадзора № 524 от 24.12.2020 (ФНП «Правила безопасности по маркшейдерскому обеспечению»)
Приказ Ростехнадзора № 534 от 15.12.2020 (ФНП «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»)
ФЗ-2395 от 21.02.1992 «О недрах»
ГОСТ 27.001-87 «Системы стандартов в технологии нефтяной и газовой промышленности»
Постановление Правительства РФ № 1357 (порядок аттестации)
ФЗ-225 (обязательное страхование ответственности владельца ОПО)

Совет от методистов

Для главного маркшейдера нефтегазового предприятия обязательно: Б.6.2 (нефтегаз — основная) + Б.6.1 (общие требования маркшейдерии) + Б.2.1 или Б.2.2 (по типу работ — добыча или магистраль) + Б.4.1 (общие горные требования для шельфовых проектов с горно-морскими сооружениями). На тестировании Б.6.2 особое внимание: 1) Точность инклинометрических измерений и расчёт координат забоев горизонтальных и наклонно-направленных скважин (типовые ошибки 0,3-1% от длины ствола, на длине 5000 м — отклонение до 50 м!); 2) Контроль проседаний территории — методы (GPS, нивелирование, InSAR), нормативы (для жилой застройки опасны просадки > 5 см/год); 3) Координирование морских платформ и трубопроводов с учётом дрейфа и сдвижения подводных грунтов.

Учебный план

Программа «Обучение по области Б.6.2 промышленной безопасности»

Программа охватывает компетенции для аттестации по области Б.6.2:

Нормативная база

ФЗ-116 (ОПО)
ФНП области Б.6.2
ПП РФ № 1357 (аттестация)
Приказы Ростехнадзора
ФНП по видам работ

Категорирование объектов

I-IV категории опасности
Особенности ОПО эксплуатации паровых и водогрейных котлов
Регистрация в реестре
Декларация ПБ
Страхование

Безопасная эксплуатация

Особенности оборудования эксплуатации паровых и водогрейных котлов
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 курсы постоянно обновляются методическим отделом в соответствии с изменениями в законодательстве, и возможно, итоговая программа будет немного отличаться. Уточнить актуальный план или оставить заявку на разработку персональной программы обучения вы можете по телефону 8 800 550-24-62

Запросить актуальную программу

Итоговая аттестация и документ

По завершении проводится итоговое тестирование. После успешной сдачи выдаётся удостоверение о повышении квалификации установленного образца с занесением в ФИС ФРДО Рособрнадзора.

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 ФРДО

Все документы регистрируются в реестре Рособрнадзора

Персональный менеджер

Сопровождение от заявки до получения документов на руки

10 000+

специалистов выпущено

200+

компаний-клиентов

10 000+

выпускников

Как пройти повышение квалификации в «ОбрПрофи»?

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 ФИС ФРДО — данные о выданном документе вносятся в федеральный реестр

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

Координирование забоев скважин — главная маркшейдерская задача в нефтегазе, особенно для горизонтальных и наклонно-направленных скважин с длиной ствола до 12000-14000 м. Принцип: устье скважины (точка на поверхности) имеет точные координаты по GPS-RTK с точностью 10 мм; от устья по стволу скважины измеряются: 1) Глубина по стволу (Measured Depth, MD) — счётчиком бурового инструмента, точность ±0,5 м на полной глубине; 2) Зенитный угол (наклон от вертикали) — инклинометр в забое, точность 0,1-0,5°; 3) Азимут (направление в горизонтальной плоскости) — гироскопический или магнитный инклинометр, точность 0,5-2°. Системы измерения: 1) MWD (Measurement While Drilling) — измерения «при бурении», датчики установлены в нижней части бурильной колонны, данные передаются на поверхность через гидроимпульсные сигналы в буровой жидкости со скоростью 5-12 бит/сек; стандартный набор: гамма-каротаж, инклинометр, термометр; используются на Шлюмберже Power Drive, Halliburton EZ-Steer; 2) LWD (Logging While Drilling) — расширенный комплекс с включением каротажа в реальном времени; 3) Гироскопические инклинометры (МИГ-91, МИГ-95, Sperry Sun) — для прецизионных измерений после бурения; не зависят от магнитных помех. Расчёт координат забоя: метод минимальной кривизны — стандартный для российского нефтегаза; вычисляются прирост координат по ΔX = ΔMD × sin(зенита) × cos(азимута), ΔY = ΔMD × sin(зенита) × sin(азимута), ΔZ = ΔMD × cos(зенита); накопительно по всему стволу. Точность определения координат забоя: 0,3-1% от длины ствола; для типовой горизонтальной скважины длиной 6000 м это 20-60 м отклонения от расчётных координат — это важно при попадании в тонкий продуктивный пласт. Современные технологии — телеметрия от забоя в реальном времени с обработкой в специализированном ПО (Petrel, Drilling Office, Welltrack) для удержания траектории скважины в пределах продуктивного пласта (Geosteering — геонаведение).

Просадки земной поверхности над нефтегазовыми залежами — естественное последствие извлечения углеводородов из коллекторских пластов. Механизм: 1) При работе скважины извлекается нефть/газ из пористого коллектора (песчаник, карбонат); 2) Снижается давление в пласте — горное давление вышележащих пород компенсируется уже не пластовым давлением (которое было до отработки), а упругостью самой породы коллектора; 3) Коллектор сжимается под нагрузкой (компакция), уменьшая свою толщину; 4) Это уменьшение передаётся через вышележащие породы к земной поверхности — образуется просадка. Степень просадки: 1) Для глубоких залежей в крепких породах (Восточная Сибирь, Урал) — миллиметры в год, незаметны; 2) Для средних месторождений в обычных условиях (Самотлор, Усть-Балыкское) — 1-10 см/год; 3) Для крупных истощённых месторождений с мощными коллекторами (особенно в слабоконсолидированных породах) — 10-30 см/год, накопительно 1-3 м за десятилетия; 4) В исключительных случаях (Wilmington Long Beach в Калифорнии США) — до 9 м просадки. Последствия: 1) Деформация инфраструктуры — трубопроводы, дороги, опоры ЛЭП требуют коррекции; 2) Нарушение фундаментов сооружений (компрессорные, насосные станции, жилые посёлки); 3) Изменение гидрологии — отвод поверхностных вод нарушается, образуются заболоченные участки; 4) Угроза береговой линии для прибрежных месторождений (Каспий, Сахалин). Мониторинг: 1) Геодезическая сеть с реперами (марками) — нивелирование раз в 1-5 лет с точностью 2-5 мм; 2) GPS-сеть стационарных приёмников с непрерывной регистрацией; 3) InSAR — спутниковая интерферометрия (описано ранее); 4) Скважинные деформометры — измерения непосредственно в скважинах. Компенсация просадок: 1) Заводнение пласта пластовой водой обратно в коллектор — для повышения пластового давления; широко применяется на Самотлоре; 2) Закачка газа (CO₂-EOR, газоциклирование на ГКМ); 3) Структурные работы — укрепление фундаментов, изменение трасс трубопроводов; 4) При проектировании новых нефтегазовых объектов в зонах с прогнозом просадок — учёт в технических заданиях.

Морская маркшейдерия для нефтегазового шельфа — особо сложный вид деятельности с уникальными технологиями. Условия работы: 1) Объекты в открытом море на расстоянии 20-200 км от берега (Приразломная — 60 км в Печорском море, Сахалин-2 платформа Молекполаси — 14 км от берега, Сахалин-1 Чайво — 11 км); 2) Морское волнение — постоянные движения платформы, требуются динамические компенсационные системы для измерительного оборудования; 3) Айсберги в Арктике (Печорское море) — угроза для оборудования и измерений; 4) Подводная часть — невидимая, требует специальных подводных технологий съёмки. Задачи морской маркшейдерии: 1) Координирование позиции платформы — высокоточное GPS с использованием опорных станций берегового базирования (точность 5-15 см вне зависимости от расстояния от берега); 2) Координирование подводных трубопроводов, манифольдов, фонтанной арматуры — высокоточная подводная навигация; 3) Координирование забоев морских скважин (с учётом плавающей платформы и подводного устья скважины — двойная сложность по сравнению с наземными); 4) Мониторинг проседаний дна моря в зоне разрабатываемого месторождения; 5) Контроль обмерзания и обледенения платформы в Арктических условиях. Технологии подводной навигации: 1) LBL — Long Baseline (длинная база) — несколько маяков-транспондеров на дне моря на удалении 1-10 км друг от друга, подводный объект (скважина, манифольд, ROV) определяется по сигналам от всех маяков; точность 1-2 м на глубинах 100-3000 м; 2) USBL — Ultra-Short Baseline (ультракороткая база) — приёмник на дне корабля или платформы, объекты с транспондерами; быстрая навигация для ROV (дистанционно управляемых подводных аппаратов); точность 0,5-2% от глубины (т.е. на 1 км глубины — 5-20 м); 3) SBL — Short Baseline (короткая база) — приёмники по углам корабля, средняя точность. Инерциальная навигация для подводных аппаратов — INS (Inertial Navigation System) — измерение ускорений и угловых скоростей, расчёт траектории; точность 0,01-0,1% от пройденного пути в час дрейфа; современные системы Sonardyne, Kongsberg HiPAP, iXBlue. Российские объекты: 1) Приразломная (Газпром нефть-Шельф) — единственная стационарная Арктическая платформа; маркшейдерское обслуживание Газпром-нефть-Шельф; 2) Сахалин-1 (Эксон+Роснефть до 2022, теперь Сахалинморнефтегаз) — платформы Орлан, Беркут, Чайво (наземные с горизонтальными скважинами под море); 3) Сахалин-2 (Sakhalin Energy) — платформы Молекполаси-А, ПА-А «Орлан», ЛУН-А; 4) Сахалин-3 (Газпром) — Киринская платформа. После 2022 года уход иностранных сервисных компаний (Schlumberger, Halliburton, Baker Hughes) частично ослабил технологический потенциал российской морской маркшейдерии — импортозамещение в активной фазе.

Учёт запасов и движения объёмов нефти и газа — задача на стыке геологии, маркшейдерии и экономики, обязательна для каждого месторождения. Категории запасов в РФ (по классификации Минприроды РФ от 1.01.2016): 1) А — детально разведанные, добываемые; контуры залежи изучены с точностью бурения многих скважин (50-200 м между ними), нет неопределённостей в подсчёте; 2) В1 — разведанные, не до конца проверенные эксплуатацией; 3) В2 — разведанные на основе геофизики и единичных скважин; 4) С1 — предварительно оценённые; 5) С2 — потенциальные на основании геологических предпосылок (структурный анализ, перспективные нефтегазоносные пласты). Подсчёт запасов: 1) Метод объёмный — основной для нефти и газа; объём залежи (V) × пористость породы (φ) × коэффициент насыщенности нефтью или газом (S) × коэффициент извлечения нефти (КИН для нефти 25-50%; для газа 70-90%); требует точного определения границ залежи и пористости коллектора; 2) Метод материального баланса — для разрабатываемых месторождений; учитывает фактическое истечение скважин, изменение пластового давления; 3) Метод аналогии — для перспективных площадей по аналогии с известными месторождениями. Утверждение запасов в ГКЗ (Государственная комиссия по запасам — Москва) — обязательная процедура для всех месторождений с категорией С1 и выше; пакет документов 50-200 томов, защита проекта с приглашением экспертов отрасли; срок утверждения 3-12 месяцев. Учёт движения запасов: 1) Ежемесячные акты добычи на каждой скважине — фактическое истечение нефти, газа, попутной воды; 2) Ежеквартальные акты движения по месторождению; 3) Годовой отчёт ГКЗ — корректировка остаточных запасов с учётом добычи и переоценки. Маркшейдерская составляющая: 1) Контроль геометрии залежи — обновление структурных карт по мере поступления новых данных бурения и геофизики; 2) Расчёт объёмов залежи по структурным картам и контурам распространения углеводородов; 3) Координирование добывающих и нагнетательных скважин для оптимизации заводнения; 4) Контроль за приконтурными утечками (потери нефти за пределы залежи); 5) Согласование с проектным институтом и Главгосэкспертизой проектов разработки. Системы программного обеспечения: Petrel (Schlumberger — до 2022, после ограничений в РФ), tNavigator (Rock Flow Dynamics — российская разработка, занимает 40-50% российского рынка), Eclipse (Schlumberger), Roxar/RMS (Norway-АО Газпром нефть), CHM (Уфа НИПИ нефти, российский).

Геонавигация (geosteering) — современная технология высокоточного управления траекторией горизонтальной скважины с целью её удержания в продуктивном пласте, наиболее эффективная зона коллектора. Применяется на нефтегазовых месторождениях с тонкими продуктивными пластами (мощность 2-15 м) и сложной геологией. Принцип: 1) До бурения — построение «опорной» геологической модели месторождения на основе сейсморазведки и существующих скважин; в модели задана цель — удержаться в продуктивном пласте по всей длине горизонтальной части (1000-5000 м длины); 2) В процессе бурения — данные с LWD-инструментов (гамма-каротаж, удельное сопротивление пласта, плотность, нейтронный каротаж, азимутальный гамма-каротаж) поступают на поверхность; 3) Геолог-навигатор в реальном времени интерпретирует данные, сравнивает с опорной моделью и принимает решения о корректировке траектории — куда направить ствол скважины (вверх, вниз, в сторону); 4) Решение передаётся бурильщику, который через системы Rotary Steerable Systems (RSS) изменяет траекторию бурения; 5) После выхода новых данных корректировка повторяется; типичная частота — каждые 5-20 м проходки. Используемое оборудование: 1) Rotary Steerable Systems (RSS) — Schlumberger PowerDrive, Halliburton Geo-Pilot, Baker Hughes AutoTrak; российский аналог — НПО «Геофизика-АРМ»; 2) LWD-инструменты — Schlumberger arcVISION, Halliburton CCR, Russian-сделанные системы в развитии; 3) Программное обеспечение для геонавигации — RoxarRMS (Norway), Petrel Geosteering (до 2022), tNavigator Geosteering (Россия), DrillView (российский). Преимущества геонавигации: 1) Увеличение дебита скважины в 2-5 раз по сравнению с вертикальными или плохо ориентированными горизонтальными; 2) Снижение затрат на бурение «пустых» интервалов и переориентацию; 3) Доступ к ранее нерентабельным запасам в тонких или сложных пластах; 4) Снижение количества скважин для добычи того же объёма; для типового месторождения внедрение геонавигации даёт +10-30% к добыче при тех же капитальных затратах. Применение в России: основные крупные нефтегазовые компании Роснефть, Газпром-нефть, Лукойл, Татнефть, Сургутнефтегаз — все имеют отделы геонавигации; до 2022 года основное оборудование импортное (Schlumberger, Halliburton); с 2022 — активное импортозамещение, разработки НПО «Геофизика-АРМ», Башкирского нефтегазового научного центра.

MD (Measured Depth — измеренная глубина) и TVD (True Vertical Depth — истинная вертикальная глубина) — два разных способа представления глубины скважины, оба обязательны для нефтегазовой маркшейдерии. MD (измеренная глубина) — это длина ствола скважины от устья до конкретной точки, измеренная по реальной траектории бурового инструмента. Для вертикальной скважины MD = TVD. Для наклонно-направленной или горизонтальной MD значительно больше TVD; пример — типовая горизонтальная скважина Самотлора может иметь TVD 1800 м и MD 8000 м (т.е. 6200 м горизонтальной части). TVD (истинная вертикальная глубина) — это «настоящая» вертикальная глубина от устья скважины до точки, измеренная по отвесу; пример — точка на 1800 м TVD находится на 1800 м ниже устья по вертикали, независимо от того, насколько криво проложен ствол к ней. Расчёт TVD из MD: TVD = ∫ cos(зенитного угла) dMD от устья до текущей точки; для горизонтальной скважины с углом 90° от вертикали приращение MD не даёт приращения TVD (горизонтально движемся, по вертикали не углубляемся). Зачем нужны оба показателя: 1) MD — для технологических расчётов бурения (объём бурового раствора, нагрузка на буровой инструмент, расчёт мощностей насосов); 2) TVD — для геологических и физико-механических расчётов (пластовое давление зависит от TVD, а не MD; температура пласта — от TVD; гравитационное воздействие — от TVD); 3) MD — для расчёта длины обсадных колонн (нужна реальная длина по стволу); 4) TVD — для построения структурных геологических карт (точное положение пласта по высоте). Дополнительные термины: 1) MDRT (Measured Depth from Rotary Table) — глубина от стола ротора буровой установки (стандартная точка отсчёта на установке); 2) TVDSS (True Vertical Depth Sub-Sea) — истинная вертикальная глубина от уровня моря (важно для морских скважин — нет смысла отсчитывать от стола ротора платформы, плавающей на разной высоте над водой); 3) MDKB (Measured Depth from Kelly Bushing) — старая терминология, эквивалент MDRT. Современные программы (Petrel, tNavigator, Excel-таблицы для скважин) всегда содержат столбцы MD и TVD одновременно, маркшейдер обязан владеть обоими понятиями.