1.2 Основные способы бурения

Распространенные способы вращательного бурения — роторное, тур­бинное и бурение электробуром — предполагают вращение разрушающего породу рабочего инструмента — долота. Разрушенная порода удаляется из скважины закачиваемым в колонну труб и выходящим через заколонное пространство буровым раствором, пеной или газом.

Роторное бурение. При роторном бурении долото вращается вместе со всей колонной бурильных труб; вращение передается через рабочую трубу от ротора, соединенного с силовой установкой системой трансмиссий. На­грузка на долото создается частью веса бурильных труб.

При роторном бурении максимальный крутящий момент колонны за­висит от сопротивления породы вращению долота, сопротивлений трению колонны и вращающейся жидкости о стенку скважины и от инерционного эффекта упругих крутильных колебаний.

В мировой буровой практике наиболее распространен роторный спо­соб: более 90 % объема буровых работ выполняется именно этим способом

Турбинное бурение. При турбинном способе бурения долото соединя­ется с валом турбины турбобура, которая приводится во вращение движе­нием жидкости под давлением через систему роторов и статоров. Нагрузка создается частью веса бурильных труб.

Наибольший крутящий момент обусловлен сопротивлением породы вращению долота. Максимальный крутящий момент в трубах, определяе­мый расчетом турбины (значением ее тормозного момента), не зависит от глубины скважины, частоты вращения долота, осевой нагрузки на него и механических свойств разбуриваемых пород. Коэффициент передачи мощ­ности от источника энергии к разрушающему инструменту в турбинном бурении выше, чем в роторном.

Однако при турбинном способе бурения невозможно независимое ре­гулирование параметров режима бурения, при этом велики затраты энер­гии на 1 м проходки, расходы на амортизацию турбобуров и содержание цехов по ремонту турбобуров и др.

Бурение электробуром. При использовании электробуров вращение долота осуществляется электрическим (трехфазным) двигателем перемен­ного тока. Энергия к нему подается с поверхности по кабелю, расположен­ному внутри колонны бурильных труб. Буровой раствор циркулирует так же, как и при роторном способе бурения. Кабель внутрь колонны труб вводится через токоприемник, расположенный над вертлюгом. Электробур присоединяют к нижнему концу бурильной колонны, а долото крепят к валу электробура. Преимущество электрического двигателя перед гидрав­лическим состоит в том, что у электробура частота вращения, момент и другие параметры не зависят от количества подаваемой жидкости, ее фи­зических свойств и глубины скважины, и в возможности контроля процес­са работы двигателя с поверхности. К недостаткам относятся сложность подвода энергии к электродвигателю, особенно при повышенном давлении, и необходимость герметизации электродвигателя от бурового раствора.

Трубопроводный транспорт нефти и газа

Магистральный трубопроводный транспорт является важнейшей составляющей топливно-энергетического комплекса России. В стране создана разветвленная сеть магистральных нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и газопроводов, которые проходят по территории большинства субъектов Российской Федерации.

Системы трубопроводного транспорта являются эффективным инструментом реализации государственной политики, позволяющим государству регулировать поставки нефтепродуктов на внутренний и внешний рынки.

Трубопроводный транспорт активно влияет на формирование и развитие ТЭК страны и отдельных регионов, являясь его неотъемлемой частью, и обеспечивает:

перекачку добытых и переработанных энергоресурсов;

выполняет роль распределительной системы комплекса;

транспортировку энергоресурсов на экспорт в страны ближнего и дальнего зарубежья. Трубопровод – это магистраль из стальных труб диаметром до 1500 мм. Укладывают на глубину до 2,5 метров. Нефтепроводы оснащены оборудованием для обезвоживания и дегазации нефти, оборудованием для подогрева вязких сортов нефти. На газопроводах - установки для осушения газа, для одоризации (придание газу резкого запаха) и распределительные станции. Для поддержания необходимого давления устанавливают специальные перекачивающие станции.

Преимущества трубопроводного транспорта:

1. Возможность повсеместной укладки трубопровода.

2. Низкая себестоимость транспортировки.

3. Сохранность качества благодаря полной герметизации трубы.

4. Меньшая материало и капиталоёмкость.

5. Полная автоматизация операций по наливу, перекачки, транспортировки и сливу.

6. Малочисленность персонала.

7. Непрерывность процесса перекачки.

8. Отсутствие отрицательного воздействия на окружающую среду.

Главным недостатком является его узкая специализация, также для рационального использования требуется мощный устойчивый поток перекачиваемого груза. Современное состояние магистрального трубопроводного транспорта нефтепродуктов (далее МТТНП)

Сеть МТТНП располагается в широтном направлении и пролегает от Кемеровской области до границы с Венгрией. Действующие нефтепродуктопроводы на территории стран СНГ (Украины, Белоруссии, Казахстана) находятся в собственности ОАО АК «Транснефтепродукт».

Протяженность МТТНП составляет 19,1 тыс. км, в том числе на территории Украины - 1500 км, Белоруссии - 1300 км, Казахстана - 300 км. По трубопроводной системе транспортируются светлые нефтепродукты (моторные топлива) с 14 нефтеперерабатывающих заводов России (Омский, Новойл, Уфимский, Уфанефтехим, Куйбышевский, Новокуйбышевский, Московский, и другие) на экспорт и внутренним потребителям России. К системе МТТНП подключены также два НПЗ Белоруссии (Мозырский и Ново-Полоцкий НПЗ).

Технологический процесс транспортировки топлива обеспечивается работой 100 головных и промежуточных перекачивающих станций с общей емкостью резервуарных парков 4,6 млн. куб. м. Перевалка на железнодорожный транспорт осуществляется с 11 ж/д наливных станций, а в автомобильный транспорт - с 55 авто наливных пунктов.

В настоящее время около 25% всех производимых российскими компаниями на вышеуказанных 14 НПЗ нефтепродуктов транспортируется по системе МТТНП. Однако доля нефтепродуктопроводов в общем объеме транспортировки нефтепродуктов составляет не более 18 %.

Классификация трубопроводов. Диаметр магистральных трубопроводов. Условное давление

По своему назначению трубопроводы делятся на

• местные,

• региональные

• магистральные

Внутренние трубопроводы – соединяют различные объекты и установки на промыслах, нефтеперерабатывающих трубопроводах и газохранилищах.

Местные или региональные трубопроводы – по сравнению с внутренними имеют большую протяженность до нескольких десятки километров. Обычно соединяют нефтепромыслы с головной станцией, с магистрального нефтепроводом или с пунктами налива нефти (нефтебазами) на железнодорожный или водный транспорт.

Магистральные трубопроводы – более 50 км и диаметром 200 мм. Характеризуются большой протяженностью в сотни и тысячи километров, диаметром до 1400 мм и выше, на которых перекачка ведется не одной, а несколькими станциями, расположенными по трассе.

Магистральным нефтепроводом называется трубопровод предназначенный для перекачки нефти.

Магистральным продуктопроводом называется трубопровод предназначенный для перекачки нефтепродуктов.

В зависимости от вида перекачиваемого нефтепродукта трубопровод называют также бензопроводом, керосинопроводом, мазутопроводом и так далее.

Режим работы магистральных трубопроводов – непрерывный, кратковременные остановки носят аварийный характер или связан с ремонтом трубопровода или заменой деталей. Согласно СНИП 2.05.06-85, магистральные нефтепроводы и продуктопроводы подразделяются на четыре класса в зависимости от условного диаметра трубы:

1 – диаметр 1000 – 1200 мм

2 – диаметр 500 – 100 мм

3 – диаметр 300 – 500 мм

4 – диаметр менее 300 мм

Магистральным газопроводом называется трубопровод, предназначенный для транспортировки газа из района добычи или производства в район его потребления, или трубопровод, соединяющий отдельные газовые месторождения.

Ответвлением от магистрального газопровода называется трубопровод, присоединенный непосредственно к магистральному газопроводу и предназначенный для отвода части транспортируемого газа к отдельно населенным пунктам и промышленным предприятиям. Магистральные газопроводы в соответствии со СНИП 2.05.06-85, в зависимости от рабочего давления в трубопроводе подразделяются на два класса:

1 класс - Рраб = (2,5…10) МПа, (25…100 кг/см2)

2 класс - Рраб = (1,2…2,5) МПа, (12…25 кг/см2)

Пропускная способность действующих однониточных магистральных газопроводов зависит от диаметра трубопровода и составляет 10 – 50 млрд. м2 газа в год.

Оборудование, представленное на учебном полигоне РГУ нефти и газа И.М.Губкина

Схема полигона:

-Оборудование для эксплуатации нефтепроводов

-Оборудование для сооружения и ремонта нефтепроводов

-Оборудование для ликвидации аварий на нефтепроводах

Оборудование , которое используется при эксплуатации нефтепроводов

1. ГЕРМЕТИЗАТОР “КАЙМАН-500”

2. СКРЕБОК ОЧИСТНОЙ СКР 4

3. НАРУЖНОЕ ТРЕХСЛОЙНОЕ ЗАЩИТНОЕ ПОКРЫТИЕ

4. СИСТЕМА СГЛАЖИВАНИЯ ВОЛН ДАВЛЕНИЯ

5. ГЛУБИННЫЕ ЗАЗЕМЛИТЕЛИ «МЕНДЕЛЕВЕЦ»

6. ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНЫЙ КЛАПАН

7. ЗАТВОР ОБРАТНЫЙ

8. МАГИСТРАЛЬНЫЙ НАСОС

9. КОМПОЗИТНАЯ МУФТА

10. МАШИНА ДЛЯ БЕЗОГНЕВОЙ РЕЗКИ

11. БОНОВОЕ ЗАГРАЖДЕНИЕ

12. ПРИВАРНОЙ ПАТРУБОК С ЭЛЛЕПТИЧЕСКИМ ДНИЩЕМ

13. БОНОВОЕ ЗАГРАЖДЕНИЕ

14. ГАЛТЕЛЬНАЯ МУФТА С КОРОТКОЙ ПОЛОСТЬЮ

15. ГАЛТЕЛЬНАЯ МУФТРА ДЛЯ РЕМОНТА ПОПЕРЕЧНЫХ ШВОВ

16. ОБЖИМНАЯ ПРИВАРНАЯ МУФТА

17. КОМПЛЕКТ МАНЖЕТЫ ТЕРМОУСАЖИВАЮЩИЕСЯ

18. ПОКРЫТИЕ ИЗОЛЯЦИОННОЕ

19. КОМБИНИРОВАНОЕ «БИЛАР»

20. КОМБИНИРОВАНОЕ «ИЗОБИТ»

21. ЗАДВИЖКА ШИБЕРНАЯ

22. ЗАДВИЖКА КЛИНОВАЯ

23. СИСТЕМА АНТИКОРОЗИЙНОГО ПОКРЫТИЯ «БИУРС»

24. НАРУЖНОЕ ТРЕХСЛОЙНОЕ ЗАЩИТНОЕ ПОКРЫТИЕ НА ЭКСТРУДИРОВАННОГО ПОЛИЭТИЛЕНА

Доставка нефтепродуктов осуществляется трубопроводным транспортом, продуктопроводами, автомобильным, железнодорожным, морским и речным транспортом, а в специальных случаях воздушным транспортом, в соответствии с требованиями, установленными Федеральным законом.

Доставка нефтепродуктов должна осуществляться с соблюдением рекомендаций разработчика нефтепродуктов.

Рекомендуемые разработчиком защитные меры, применяемые при доставке нефтепродуктов, должны включать:

требования к температуре и давлению среды;

требование к таре для транспортировки;

допустимые нормы общей массы нефтепродуктов при транспортировке в одной ёмкости или таре;

специальные меры с учётом взрывоопасности и пожароопасности нефтепродуктов;

меры безопасного повторного использования или утилизации тары для транспортировки нефтепродуктов;

меры предотвращения аварийных ситуаций, аварий и ликвидации их последствий;

средства индивидуальной защиты лиц, занятых на транспортировке нефтепродуктов.

Нефтепродукты различных марок транспортируются отдельно. Не допускается смешение нефтепродуктов различных марок или помещение их в одну ёмкость.

Нетрубопроводные способы доставки нефтепродуктов

Автомобильная доставка нефтепродуктов

На настоящий момент для нетрубопроводной транспортировки нефти и нефтепродуктов используют все виды грузового транспорта. 
Так для разных видов топлива и других светлых нефтепродуктов допускается перевозка в металлических бочках и канистрах с максимальным объёмом залива 95% от общей ёмкости.

Для «вязких» нефтепродуктов — масел, смазок, битумов, допускается использование полимерных и стеклянных упаковок, нет ограничений по объёму заполнения. Некоторые вязкие нефтепродукты — например, битум — могут требовать подогрева при сливе, другие вещества — приспособлений в виде нижнего сливного устройства или электроизоляционного защитного слоя. Потому практически для каждого нефтепродукта существуют специализированные ёмкости, автомобильные цистерны, полностью удовлетворяющие нормам безопасности и практичности.

Автоцистерны для перевозки нефтепродуктов

На небольшие расстояния до места реализации (от нефтебазы до АЗСи обратно) нефтепродукты оптимально доставлять автоцистернами.

Автоцистерны для перевозки нефтепродуктов должны иметь: прочный, устойчивый к различного рода воздействиям корпус; 
Эффективную систему заземления; возможность эксплуатации в тех же условиях, на которые рассчитан базовый автомобиль;  собственный насос, а также возможность наполнения с использованием другого насоса и слив самотеком; набор оборудования для борьбы с возгоранием; проблесковый маячок.

При покупке автоцистерны нужно обязательно учитывать характер перевозимых нефтепродуктов. Как правило, различают цистерны для светлых и темных нефтепродуктов, требующих различных условий транспортировки и хранения

В то же время необходимо иметь в виду, что каждая модель цистерны разрабатывается для эксплуатации в определенных условиях, поэтому приобретая автоцистерну, необходимо учитывать климатические условия, в которых будет осуществляться перевозка.

Воздушный способ перевозки нефтепродуктов

У каждого вида транспортировки имеются свои плюсы и минусы. Наиболее быстрый воздушный способ очень дорог, требует особых мер безопасности, потому этим способом доставки пользуются редко — в случаях экстренной необходимости или невозможности доставить ГСМ иным путём. Например, в военных целях или в случаях фактической недоступности местности для иных, кроме воздушного, видов транспорта.

Железнодорожный способ доставки нефтепродуктов

Наиболее распространён железнодорожный способ. Железнодорожные цистерны для перевозки сжиженного газа и нефтегрузов должны соответствовать следующим типам: с универсальным сливным прибором, в том числе и цистерны с паровой рубашкой для вязких и застывающих грузов, а также четырехосные цистерны грузоподъемностью 60 тонн, емкостью котла 72,7 м3, тип калибровки 53а; с верхним сливом (без сливного прибора), слив из которых производится через люк колпака; специальные (специальной конструкции) для сжиженных газов, кислот и др.
Цистерны должны быть изготовлены из алюминия, нержавеющей стали или низкоуглеродистой стали, при этом запрещается использовать медные сплавы, оцинкованную сталь, пластмассы, а также сплавы, содержащие более 5% цинка или кадмия. Конструкция таких цистерн должна исключать возможность попадания в них механических примесей и воды во время транспортировки. Каждое отделение цистерны должно иметь дренажную линию и соответствующие вентили для слива.

Морской и речной способ доставки нефтепродуктов

Удобным транспортом для перевозки нефти и топлива являются морские и речные танкеры. Океанские танкеры могут перевозить до 500 тыс. тонн нефти, при этом их обслуживает малочисленный экипаж, состоящий из 25 человек. Длина танкеров может доходить до 350 метров, прохождение тормозного пути занимает до 3 часов. Управление этими гигантами возможно благодаря сложным системам навигации и безопасности, которыми оборудованы современные танкеры. Речные нефтеперевозки, в сравнении с железнодорожными, снижают затраты на 10-15%, и на 40% в сравнении с автомобильными.

Доставка нефти по трубопроводам

При транспортировке нефти через трубопровод основным элементами являются трубы. Если трубы соответствуют требуемым характеристикам, то по ним можно переправлять любые химические жидкости. В современном мире самой выгодной транспортировкой по трубопроводу – это доставка нефти и газа.

Преимуществом нефтепровода по сравнению с другими способами транспортировки нефтепродуктов, является возможность доставлять до пункта назначения огромные объемы сырья и экологичность. Так же этот способ является более дешевым по сравнению с остальными вариантами доставки нефти.

Немаловажным фактом, является то, что благодаря новым разработкам, нефтепровод позволяет переправлять в одной трубе два разных продукта. Перед транспортировкой их смешивают, при этом между ними создается разделительная пленка. При доставке продукта на место, эта пленка удаляется.

Доставка дизельного топлива

Дизельное топливо – это жидкое топливо, вырабатываемое из нефти или газоконденсатного сырья и содержащее синтетические не углеводородные компоненты для использования в двигателях с воспламенением топливовоздушной смеси от сжатия. Для доставки дизельного топлива требуются особые условия и ёмкости.

Доставка дизельного топлива бензовозами

Чаще всего дизельное топливо доставляют бензовозами, но это только в пределах одного города или района. Все бензовозы должны иметь насосную установку и оборудованы счетчиком. Это позволяет производить принудительный слив дизельного топлива в узкую горловину емкости для хранения.

Основное условие, которое должен обеспечивать грузополучатель при оказании ему услуг по перевозке, это наличие подъездных путей в пунктах выгрузки, разгрузочных площадок и емкостей.

Доставка дизельного топлива по водным путям, трубопроводам и железным дорогам.

Гораздо большие объемы по доставке дизельного топлива приходятся на водные пути, трубопроводы и железные дороги. При любом из этих способов доставки необходимо соблюдать предельно высокие меры безопасности. Дизельное топливо очень легковоспламеющийся материал и достаточно взрывоопасный. Поэтому доставка дизельного топлива должна производиться очень осторожно.

Доставка бензина автоцистернами (бензовозами)

Бензин с нефтебазы в автотранспортные предприятия перевозят автомобильными цистернами, контейнерами и в бочках. Наиболее широко распространен способ перевозки бензина в автоцистернах - бензовозах.

Автоцистерны различают по марке автомобиля, емкости, форме и оборудованию. Емкость цистерны определяется маркой автомобиля или автоприцепа, на шасси которого она установлена. По форме цистерны могут быть цилиндрические, овальные и «чемоданного» типа (боковые стенки прямые, а верхняя и нижняя — закругленные).

Кузова транспортных средств, автоцистерны, прицепы и полуприцепы — цистерны, постоянно занятые на перевозках опасных грузов, должны быть окрашены в установленные для этих грузов опознавательные цвета и иметь соответствующие надписи. При перевозке легковоспламеняющихся веществ транспортное средство (цистерна) окрашивается в оранжевый цвет и наносится надпись «Огнеопасно. Высота букв и надписей, наносимых на транспортные средства, перевозящие опасные грузы, должна быть не менее 150 мм, черного цвета.

МОСКОВСКИЙ НЕФТЕПЕРЕРОБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД

26 июня 1935 года приказом Наркомата тяжелой промышленности СССР была утверждена площадка под крекинг-завод возле селения Капотня Люберецкого р-на. Строительство завода началось в феврале 1936 года.

1 апреля 1938 года в 14:40 на технологический режим была выведена первая крекинг-установка предприятия, получена первая тонная бензина.  

В первые годы завод использовал в качестве сырья мазут из Баку, который поставлялся по Москве-реке. На предприятии производился крекинг-бензин и одна марка битума. Однако оборудование завода совершенствовалось, расширялся ассортимент. В годы войны завод продолжал работать на полную мощность. За героический труд коллективу предприятия 14 раз присуждалось переходящее Красное знамя Государственного комитета обороны, переданное впоследствии заводу на вечное хранение.

К 1950 году московский завод становится лидером отечественной нефтепереработки. Вскоре после окончания войны здесь выпускалось уже более 20 наименований продукции, в том числе автобензин, керосин, дизельное топливо, различные марки битума.

В сентябре 1952 года крекинг-завод №413 Миннефтепрома СССР был переименован в Московский нефтеперерабатывающий завод.

В 50-х- начале 60-х годов на заводе была проведена комплексная автоматизация процессов.

Благодаря вводу в эксплуатацию нефтепроводов «Горький-Рязань-Москва» (1965) и «Ухта-Ярославль-Москва» (1970) предприятию удалось увеличить объем переработки с 0,55 млн. тонн (1938) до 7 млн. тонн нефти в год.

В период c 1968 по 1970 годы на МНПЗ введена в эксплуатацию первая в СССР установка карбамидной депарафинизации дизельного топлива и опытная установка по производству полипропилена. Запущены в эксплуатацию 19 новых объектов, в том числе первый в стране каталитический риформинг бензина, установка термического риформинга бензина, установки производства серы, адсорбционной очистки жидких парафинов. Коренным образом изменены профиль и технологическая схема завода. К 1970 году на заводе освоено 12 новых технологических процессов, налажен выпуск 32 видов новой продукции.

В рамках исполнения Постановления Совета Министров СССР от 1972 года «О реконструкции и расширении завода и доведении его мощности до 12 млн. тонн нефти в год» начинается бурное развитие Московского НПЗ: ведется масштабная модернизация действующих технологических объектов и строительство новых.

В 1976-1980 годах совершенствуется установка первичной перегонки нефти АВТ-3, налаживается автоматизированная система управления на комбинированной установке обессоливания и первичной перегонки нефти ЭЛОУ-АВТ-6. Впервые в отрасли внедрен процесс окисления битума в колонне с выносной секцией сепарации. Строится парк резервуаров. В последующие годы в эксплуатацию вводятся несколько крупнотоннажных комплексов каталитического крекинга (1983), риформинга (1986), гидроочистки дизельного топлива (1988), производства кислородосодержащих добавок к бензинам МТБЭ (1995), производство битумов мощностью 750 тыс. тонн в год (1994).

Развитие и совершенствование производства способствовало экономическому росту предприятия. В 1987 году завод отказался от госдотаций, а в 1994-1995 предприятие акционировали.

В конце 90-х годов прошлого века - начале 2000-х на Московском НПЗ вводятся в строй новая факельная установка, сливная эстакада для светлых нефтепродуктов, блок моющих присадок. Модернизирована установка ЭЛОУ-АВТ-6, введена реконструированная установка гидроочистки дизельного топлива 24-5.

В 2006-2007 годах на Московском НПЗ налажено производство высокооктановых бензинов в соответствии с экологическими требованиями, установленными постановлением правительства Москвы, и соответствующими требованиям стандарта Евро-3.

До 2008 года оперативное управление предприятием осуществляла компания Sibir Energy совместно с Правительством Москвы. В мае 2008 года «Газпром нефть» и структуры, подконтрольные Sibir Energy, зарегистрировали совместное предприятие - Moscow NPZ Holdings B.V. - для управления Московским НПЗ. В 2010 году на Московском НПЗ началась реализация масштабной программы реконструкции и модернизации завода. Программа, рассчитанная до 2020 года, предполагает реконструкцию существующих и строительство новых перерабатывающих мощностей, улучшение качества выпускаемых нефтепродуктов, повышение безопасности технологических процессов, реализацию экологических проектов на предприятии.

В начале 2011 года «Газпром нефть» приобрела 100% компании Sibir Energy, став таким образом основным акционером Московского НПЗ. В рамках интеграции завода в структуру группы «Газпром нефть» в октябре 2011 года на общем собрании акционеров ОАО «Московский НПЗ» было принято решение о переименовании предприятия в «Газпромнефть – Московский НПЗ».

ОАО «Газпромнефть – Московский НПЗ» - предприятие топливного профиля. На сегодняшний день Московский НПЗ входит в десятку крупнейших заводов по объему перерабатываемой нефти и стабильно удерживает в течение последних 4-х лет 8-ое место. Объем переработанной нефти в 2011г. составил 10 796 тыс.т. По выходу автомобильных бензинов на нефть - 21,9 % завод занимает 2-ое место. Доля производства высокооктановых бензинов АИ-92ЭКп и АИ-95ЭКп в общем бензиновом пуле завода по итогам 2011 г. составила соответственно 60,4 и 32,6%.

Имеющийся набор технологических процессов: первичная переработка нефти, каталитическое крекирование, риформирование, гидроочистка дизельных топлив, керосина, висбрекинг, производство битумов позволяет выпускать продукцию 22-х наименований, 42-х марок. Основная часть - это моторные топлива: автомобильные бензины, дизельное топливо, авиационное топливо, а также дорожный и строительный битум, топочный мазут, сжиженные газы для коммунально-бытового использования. Структура выпускаемых нефтепродуктов обусловлена потребностями рынка и нацелена на оптимизацию ассортимента с целью увеличения доли производства конкурентоспособной продукции

В течение всего периода эксплуатации завода политика в области качества продукции направлена на поддержание успешного имиджа предприятия. С января 2006 года, до ввода в действие Технического регламента, завод приступил к производству автомобильных топлив с пониженным содержанием серы для нужд Москвы и Московского региона. При этом в высокооктановые бензины стала подаваться моющая присадка, улучшающая эксплуатационные характеристики двигателей. Также при приготовлении дизельного топлива стал использоваться пакет присадок, что позволило производить топливо Евро 3 по ГОСТ Р 52368-2005 (EN 590:2004). Для улучшения экологической ситуации в мегаполисе с декабря 2007 года высокооктановые бензины на Московском НПЗ производятся с пониженным содержанием бензола и ароматических соединений.

Планомерная реализация мероприятий завода в области качества позволила с момента ввода в действие Технического регламента выпускать продукцию, полностью соответствующую нормативным требованиям ТР и даже более жестким требованиям:

- с января 2011 года завод выпускает дизельное топливо и автомобильный бензин Аи-95ЭКп класса 4, т.е. содержание серы 50 мг/кг при требовании ТР не более 350 мг/кг;

- с апреля 2012 года все высокооктановые автомобильные бензины соответствуют классу 4.

Результаты ежеквартального контроля топлива представителями «Росстандарта» подтверждают высокое качество продукции ОАО «Газпромнефть - МНПЗ», отмеченной дипломами «Российское качество» Всероссийской Организации качества. В течение 7 лет на Московский НПЗ не поступило ни одной рекламации по качеству товарной продукции.