Приведены результаты развития направления комплексного геомеханического моделирования на примере проектов, реализованных в ПАО «Газпром нефть». Примерами успешной реализации геомеханических проектов ПАО «Газпром нефть» являются Пальяновское, Новопортовское, Восточно-Мессояхское, Царичанское, Вынгаяхинское, Западно-Салымское месторождения. В частности, методики геомеханического моделирования для условий Пальяновского месторождения позволили оценить необходимую для поддержания стабильности ствола скважины плотность бурового раствора. С помощью трехмерной геомеханической модели определено расположение проводящих разломов, обусловливающих катастрофические поглощения на Царичанском месторождении. В результате комплексирования результатов моделирования с данными бурения сократились сроки строительства скважины и повысились экономические показатели проекта. Учет текстурной анизотропии и зон аномально высокого пластового давления позволил оптимизировать зоны инициации трещины гидроразрыва пласта (ГРП) и избежать прорыва воды из вышележащих и нижележащих горизонтов на Вынгаяхинском месторождении. Предсказанные геомеханической моделью На участке Западно-Салымского месторождения с помощью геомеханической модели выполнен прогноз переориентации напряжений вблизи тектонических нарушений и скорректировано расположение трещин ГРП, что обеспечило максимальный охват продуктивного интервала.

Показано, что результаты детального геомеханического моделирования позволяют прогнозировать поведение геологических систем, оптимизировать технологические параметры. Это позволяет максимизировать экономическую эффективность эксплуатации скважин и месторождения в целом.

Рассмотрена разрабатываемая стоимостная модель по оценке операционных затрат. Стоимостную модель можно использовать на различных этапах развития проекта, имеющих разную степень неопределенности и риска. Модель по оценке операционных затрат, имеющая выстроенные связи с моделью по оценке капитальных затрат, позволит проводить оперативную комплексную оценку общей затратной части проектов с высокой степенью детализации и качественно новым уровнем выполнения расчетов.

Анализ методической базы показал существенный дефицит методик многофакторной оценки операционных затрат на этапах концептуального проектирования, а обзор индустрии программного обеспечения – отсутствие комплексных инструментов, учитывающих специфику освоения месторождений в России и соответствующих требованиям компании «Газпром нефть». В связи с этим в компании «Газпром нефть» принято решение о разработке собственного инструмента оценки затрат, включающего проработку методических положений, создание алгоритмов расчета и накопление структурированной базы данных стоимостных и технических параметров.

В настоящее время используемые новые методы и инструменты позволяют значительно повышать точность и оперативность оценки затрат с высоким уровнем детализации и обоснованности проводимых расчетов. Охвачена вся территория деятельности компании в Российской Федерации. Проработана возможность проведения оценки в любом регионе присутствия. Реализованная к концу 2016 г. модель, в тесном взаимодействии с инструментом по определению капитальных вложений, позволит проводить комплексную оценку технико-технологических решений в рамках концептуальных проектов.

Одним из немаловажных процессов возникновения в баженовской свите вторичной пористости, по мнению авторов, являются процессы эпигенеза. Формирование высоких фильтрационно-емкостных характеристик породы повышает значимость этих процессов при прогнозировании перспективных зон с наличием свободной нефти. Нетрадиционные коллекторы, содержащие залежи подвижных углеводородов, приурочены к ослабленным зонам осадочного чехла. Нефтегенерация вызвана кондиционным прогревом, связанным с гидротермально-метасоматическими процессами определенного типа в породах фундамента и особенностями строения осадочного чехла. Границы неструктурных ловушек определяются зонами разуплотнения. Виды геолого-разведочных работ (ГРР) на лицензионных участках должны отвечать стадии изученности и определять поисковые параметры для дальнейшей постановки более детальных и дорогостоящих работ, таких как высокоразрешающая сейсморазведка 3D и бурение скважин.

Петрофизическая интерпретация является как одним из процессов, влияющих на ключевые показатели эффективности бурения скважин. При классическом подходе подготовка и обработка геофизических данных, необходимых для последующего анализа, требуют значительных затрат труда. Рассмотрены автоматизация процесса петрофизической интерпретации и его интеграция в общее информационное поле программного продукта, предназначенного для геонавигации горизонтальных скважин.

В традиционной схеме геологического сопровождения строительства горизонтальных скважин процесс петрофизической интерпретации выстроен в основном последовательно и во многом дублирует процессы загрузки и обработки данных, получаемых в процессе бурения. При этом от качества и оперативности петрофизической интерпретации материалов каротажа в процессе бурения зависит успешность проводки ствола скважины по коллектору с наилучшими фильтрационно-емкостными свойствами. В связи с этим для повышения эффективности процесса геонавигации необходимо автоматизировать процесс загрузки, обработки и первичной интерпретации данных геофизических исследований скважин, а также обеспечить параллельное выполнение процессов геонавигации и петрофизической интерпретации.

В настоящее время важным вопросом для нефтяных компаний является выбор оптимального сценария развития проекта. При этом решение данного вопроса актуально на любой стадии жизненного цикла месторождения. Основным критерием при выборе сценария развития проекта является максимизация экономического эффекта, т.е. увеличение ожидаемого чистого дисконтированного дохода NPV. Данный параметр можно оценить с использованием подхода «ценности информации» (VOI).

Рассмотрено использование подхода VOI для оценки различных мероприятий по снижению рисков сейсморазведочных работ (выполнения полевых работ, переобработки и переинтерпретации данных). Появление новых сейсмических данных приводит к изменению распределения неопределенности ключевых параметров и, следовательно, распределения NPV. Таким образом, новая информация может изменить инвестиционные решения. Риски любого проекта связаны с отсутствием точной информации о строении геологических объектов, что приводит к появлению диапазона неопределенности и, как следствие, повышению рисков при бурении скважин и увеличению затрат, связанных с неуспешным бурением. Наличие дисперсии прогноза приводит к ненулевой вероятности бурения нерентабельной скважины, что обусловливает экономические потери эксплуатационного бурения. Проведение работ СРР позволяет уменьшить стандартное отклонение прогнозируемого параметра (сузить дисперсию прогноза), отказаться от бурения заведомо нерентабельных кустов, скорректировать программу бурения. Экономия на отказе от бурения экономически невыгодных скважин (кустов) позволяет получить повысить эффективность проекта, что формирует VOI выполненного мероприятия. Если значение VOI выше, чем затраты на проведение мероприятие, то данное мероприятие является экономически целесообразным. В противном случае, экономический эффект является недостаточным, и проведение данного мероприятия нецелесообразно.

Инженер-разработчик зачастую сталкивается с неопределенностью в значении того или иного параметра необходимого для проведения инженерных расчётов на основе которых необходимо принимать решение.

В компании «Газпром нефть» реализуется проект по повышению эффективности бизнес-планирования, в том числе планирования бурения новых скважин. В рамках проекта разработан инструмент, который позволяет рассчитывать показатели работы проектной скважины и выполнять вероятностную оценку потенциальных показателей ее эксплуатации с учетом геологической неопределенности. Вероятностная оценка потенциальных показателей работы скважины проводится на основе метода Монте-Карло. Для выбора оптимального варианта развития актива предлагается несколько алгоритмов, каждый из которых удовлетворяет решаемым задачам: поддержание технологических параметров на заданном уровне, пессимистичный сценарий, минимизация упущенной выгоды и выбор на основе EMV.

На основе вероятностной оценки предложен подход к выявлению параметра, характеризующегося наибольшей неопределенностью. Дано описание алгоритма, позволяющего оценить экономическую целесообразность проведения исследования.

Одной из проблем при разработке месторождений является неконтролируемый вынос разрушенной горной породы, который  часто становится причиной сбоев в работе скважинного оборудования и приводит к снижению продуктивности. Особо остро эта проблема проявляется при разработке неустойчивых, слабосцементированных пород, которые характеризуются низким пределом прочности. Бурение и эксплуатация скважин приводят к изменению напряженного состояния горных пород. Возникающие напряжения при определенных условиях могут вызвать обрушение стенок скважины. Представлен применяемый в компании ПАО «Газпром нефть» алгоритм геомеханического моделирования для решения задач бурения сложных скважин и выбора типа заканчивания при разработке слабосцементированных коллекторов. Подход основан на создании геомеханической модели с ее дальнейшим расширением для оценки рисков бурения скважин с ответвлением, а также для расчета допустимых депрессий, позволяющих поддерживать рентабельный дебит скважины и контролировать процессы пескопроявления. Первое представление о напряженном состоянии дает одномерная геомеханическая модель устойчивости ствола скважины. Следующий шаг – оценка устойчивости призабойной зоны на основе конечно-элементного моделирования. Предложен комплексный подход к проблеме контроля пескопроявлений в скважине. Алгоритм включает моделирование устойчивости стенок ствола при бурения сложных скважин в слабосцементированных коллекторах, формирование рекомендаций для исследований с целью развития подходов для моделирования зон пластических деформаций на основе трехмерного моделирования околоскважинной области.

Представленный алгоритм предназначен для корректного определения критической депрессии с целью снижения объемов выносимой из скважины породы. Рассмотрено геомеханическое моделирование для построения моделей устойчивости скважин Восточно-Мессояхского месторождения. Геологические особенности месторождения стали основными предпосылками к бурению скважин типа fishbone. Геомеханические расчеты позволили определить благоприятные интервалы для зарезки боковых стволов. На основе комплексного анализа предложена программа вывода скважины на режим с целью достижения максимального срока ее работы.

Основные запасы нефти рассматриваемого нефтегазокондестаного месторождения сосредоточены в нефтяных оторочках нижнемеловых и юрских отложений. Классическим подходом к освоению такого рода запасов нефти является бурение длинных горизонтальных скважин, ввиду необходимости создания небольших депрессий в добывающих скважинах. При этом, как правило, разработка нефтяных оторочек осложнена прорывами языков газа из газовых шапок и воды из законтурной области. В таких условиях получение информации о работе пласта, контроль и управление разработкой представляют собой крайне актуальную и в то же время сложную задачу. Для получения указанной информации применяются, в частности, методы гидродинамических (ГДИС) и промыслово-геофизических (ПГИ) исследований скважин. Длительный эффект влияния ствола скважины (ввиду длины горизонтальных участков 1000 м и более) при проведение ГДИС перекрывает эффект режимов течения, что позволяет достоверно определить такие важные параметры, как работающая длина горизонтального участка ствола, механический скин-фактор и вертикальная проницаемость (анизотропия пласта). При этом наиболее достоверно определяются горизонтальная проницаемость и интегральный скин-фактор.

Нефтегазоконденсатные месторождения с нефтяными оторочками являются основой ресурсной базы новых регионов нефтедобычи. Разработка нефтяных оторочек сопряжена со значительными труностями: существенная зависимость от первичных методов вскрытия пласта, длительная работа залежи на режиме растворенного газа и водогазонапорном режиме, необходимость создания ценности из попутно добываемого нефтяного газа и газа газовых шапок. В статье представлены основные элементы интегрированной концепции разработки Новопортовского нефтегазоконденсатного месторождения, введенного в эксплуатацию в 2016 г. Представлены направления развития и перспективы тиражирования опыта на другие проекты освоения нефтегазоконденсатных месторождений с нефтяными оторочками. В результате анализа мирового опыта установлено, что с применением первичных методов добывается от 50 до 70% всех извлекаемых запасов нефтяной оторочки. При этом основным критерием эффективности реализации первого этапа является отношение продуктивности к стоимости скважины. С другой стороны, ценность проекта зависит от баланса решений по возврату газа в пласт для поддержания пластового давления и организации внешнего транспорта с целью монетизации. Одним из эффективных инструментов управления ценностью проекта является интегрированная модель, которая предполагает одновременный расчет модели пласта, моделей скважин и модели наземной инфраструктуры. 

Широкое применение методов гидроразрыва пласта (ГРП) в нефтяной отрасли в 50-е годы ХХ века привело к появлению большого числа работ, посвященных как методам оценки дебита скважин с ГРП, так и методикам определения характеристик пласта и трещины по результатам специальных исследований скважин. В работах, посвященных анализу скважинных исследований, особое внимание уделялось ранним, нестационарным режимам работы скважины, в то время как для оценки дебита скважин обычно использовалось приближение установившегося или псевдоустановившегося режима. При этом естационарный поток играет решающую роль для резервуаров с низким уровнем подвижности нефти, внося основной вклад в накопленную добычу нефти. С развитием аппарата вычислительной̆ математики, акцент сместился на численное моделирование притока и поиск аналитических приближений ушел на второй план. Отмечено, что использование крупномасштабной сетки не позволяет адекватно моделировать нестационарный режим притока малоподвижных флюидов, так как размер ячейки намного больше характерного размера вариации физических параметров, в первую очередь давления. Изменение размеров ячеек, в том числе и локальное, значительно увеличивает время расчета на модели и негативно влияет на сходимость расчетов.

Представлен подход к аналитическому описанию дебита вертикальной скважины с ГРП в режиме неустановившегося притока. Для описания притока к скважине на ранних временах получено асимптотическое решение в пространстве Лапласа модели трилинейной фильтрации. С использованием принципа десуперпозиции применительно к решениям трилинейной и псевдорадиальной фильтрации, предложено асимптотическое решение, описывающее дебит трещины ГРП в приближении бесконечного пласта на всех временах работы скважины.

Обобщен практический опыт компании ОАО «Газпромнефть» в области адаптации и развития систем стационарного долговременного мониторинга температуры в горизонтальных скважинах с помощью распределенных оптоволоконных систем (ОВС). Первые шаги по изучению информативности метода сделаны при исследовании ОВС вертикальных скважин, вскрывающих многопластовые залежи. Данные исследований подтвердили результаты расчетов, выполненных ранее на термосимуляторе, расчеты и позволили определить условия проведения информативных исследований в горизонтальном стволе. Последующие периодические замеры в горизонтальных скважинах при операциях гидроразрыва пласта, а также полугодовой стационарный мониторинг показали высокую информативность измерения как стационарных, так и динамичных температурных полей в скважине.

С целью повышения информативности метода планируется совершать в следующих направлениях: 1) оптимизация самой системы измерения, ее компонент и стоимости; 2) формирование технологических требований, связанных с формированием и стабилизацией режима отбора/закачки в процессе измерений; 3) применение современных средств обработки и интерпретации зарегистрированных кривых.

Интерес ПАО «Газпромнефть» к интегрированным подходам в области концептуального инжиниринга обусловлен сокращением разведанных запасов и вовлечением в разработку новых участков с высоким уровнем сложности и неопределенности; разработкой новых месторождений со слаборазвитой инфраструктурой; вовлечением в разработку большого числа объектов и необходимостью проведения быстрых инженерных расчетов.

При разработке «зрелых» месторождений для поддержания уровней добычи необходимы повышении производственной эффективности и оперативное реагирование на изменения макросреды. В таких условиях для принятия обоснованных технологических решений на каждом этапе проектирования требуется учитывать взаимосвязь пласта, скважины и наземной инфраструктуры; выполнять многовариантные расчеты в условиях неопределенности; объективно оценивать затраты на бурение и инфраструктуру.

Существенно повысить эффективность выполнения работ позволяет единая цифровая платформа для инженерных моделей различных систем, рассматриваемых в рамках концептуального инжиниринга. Единый инструмент  проектирования обеспечивает автоматизацию расчетов и реализацию оптимизационных алгоритмов; выполнение серийных расчетов для исходных данных, задаваемых интервалами неопределенности; автоматизацию передачи информации между отдельными функциональными блоками.

По оценкам международной консалтинговой компании Bain & Company, новые аналитические возможности работы с большими данными позволят компаниям нефтегазового сектора повысить эффективность на 6-8 %. Технологии Big Data применяются, когда решение задач требует обработки большого числа возможных вариантов и мощности современных компьютеров не хватает.

В последние годы разработано большое количество решений и продуктов для обработки структурированных и неструктурированных массивов данных - технологии Big Data. Это направление в настоящее время стало одним из ключевых драйверов развития информационных технологий и получило широкое распространение за рубежом. Прогресс в данной области дал импульс к появлению современных датчиков, собирающих огромные объемы производственной информации.

В компании «Газпром нефть» современным технологиям, в частности методам обработки и интеллектуального анализа больших массивов данных, уделяется значительное внимание. В настоящее время в компании имеется опыт реализации отдельных решений с использованием технологий Big Data и инициирован ряд масштабных проектов, нацеленных на решение задач нефтяного инжиниринга методами и инструментами когнитивных технологий.

Интерес ПАО «Газпромнефть» к интегрированным подходам в области концептуального инжиниринга обусловлен сокращением разведанных запасов и вовлечением в разработку новых участков с высоким уровнем сложности и неопределенности; разработкой новых месторождений со слаборазвитой инфраструктурой; вовлечением в разработку большого числа объектов и необходимостью проведения быстрых инженерных расчетов.

При разработке «зрелых» месторождений для поддержания уровней добычи необходимы повышении производственной эффективности и оперативное реагирование на изменения макросреды. В таких условиях для принятия обоснованных технологических решений на каждом этапе проектирования требуется учитывать взаимосвязь пласта, скважины и наземной инфраструктуры; выполнять многовариантные расчеты в условиях неопределенности; объективно оценивать затраты на бурение и инфраструктуру.

Существенно повысить эффективность выполнения работ позволяет единая цифровая платформа для инженерных моделей различных систем, рассматриваемых в рамках концептуального инжиниринга. Единый инструмент  проектирования обеспечивает автоматизацию расчетов и реализацию оптимизационных алгоритмов; выполнение серийных расчетов для исходных данных, задаваемых интервалами неопределенности; автоматизацию передачи информации между отдельными функциональными блоками.

В настоящее время эффективное управление активами является актуальной задачей для нефтяной промышленности. Одним из ключевых направлений повышения операционной эффективности является оптимизация как глобальных производственных процессов, так и организации труда всех сотрудников. При этом контроль достижения потенциала скважин в большинстве российских нефтяных компаний выполняется экспертным путем с использованием слабо интегрированных подходов и инструментов. Это приводит к принятию неоптимальных и несвоевременных решений по управлению разработкой текущих активов и соответствующим последствиям: потери добычи, рост обводненности, увеличение времени достижения проектного коэффициента извлечения нефти, непроизводительная закачка по техногенным трещинам.

К трудноизвлекаемым относятся запасы нефтяных оторочек толщиной не более 1-15 м. Выработка запасов нефти, сосредоточенных в подгазовых зонах нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей, осложнена многофазностью потока в пласте, что приводит к возникновению негативных процессов, таких как оттеснение нефти в газовую зону, прорыв газа к забою добывающей скважины (увеличение газового фактора более 1500 м³/т) и расформированию нефтяной оторочки. В результате нефтеотдача не превышает 10 % начальных запасов. При проектировании процессов подготовки нефти при совместной добыче газа газовых шапок и нефти из подгазовых зон (нефтяных оторочек) нефтяными скважинами необходимо корректно моделировать компонентно-фракционный состав добываемого флюида. Основная сложность моделирования заключается в описании гипотетических или псевдокомпонентов нефти и углеводородного конденсата, добываемого с прорывным газом. Рассчитываемые гипотетические компоненты должны характеризовать состав и свойства нефти и конденсата как раздельно, так и смеси. На основании данных, полученных при разгонке, и свойств нефти и углеводородного конденсата определяются псевдокомпоненты (фракции с заданными интервалами кипения), которые характеризуются интервалом кипения, средней температурой кипения, плотностью, молярной массой, критическим давлением, температурой, объемом, ацентрическим фактором.

Одним из наиболее эффективных методов увеличения нефтеотдачи в условиях заводнения является применение горизонтальной технологии, которая включает бурение скважин с горизонтальным окончанием и строительство многофункциональных скважин, а также реанимацию неэффективного фонда скважин путем бурения дополнительных стволов, в том числе с горизонтальным окончанием. Инициаторами применения горизонтальных технологий при разработке терригенных и карбонатных отложений нижнего карбона, доманиковых отложения фаменского яруса и пашийского горизонта верхнего девона стали геологические службы ПАО «Татнефть» и НГДУ «Бавлынефть». На месторождения НГДУ «Бавлынефть» приходится 29 % общего числа горизонтальных скважин, пробуренных на указанные отложения в ПАО «Татнефть», и 56 % – на турнейский объект эксплуатации.

Дебиты нефти скважин с горизонтальным окончанием по терригенным коллекторам достигают 100 т/сут, и по слабопроницаемым карбонатам – 10 т/сут при обводненности на уровне связанной воды. В 2015 г. освоено бурение на доманиковые отложения и ввод их в эксплуатацию с использованием третичных методов увеличения нефтеотдачи и компоновок забойного оборудования, предусматривающего разобщение горизонтального участка ствола скважины на несколько зон с разными фильтрационно-емкостными свойствами.

В настоящее время в процессе бурения скважин со сложным профилем активно применяются телеметрические системы мониторинга траектории ствола. Эти системы позволяют повысить эффективность бурения, обеспечивают оперативную точность проводки скважин, информацию о динамике бурения в режиме реального времени для оптимизации параметров бурения, повышение скорости проходки и долговечности скважины. Оперативная информация о состоянии пласта, полученная с помощью замеров гамма-излучения, сопротивления и телеметрических измерений, позволяет регулировать траекторию скважины. Для контроля заданного направления оси ствола в пространстве, выделения участков его перегибов, которые могут вызвать осложнения при бурении и эксплуатации, определения истинных глубин залегания продуктивных пластов, а также пространственного положения забоя скважины (зенитного угла и азимута) в отдельных точках ствола скважины используют инклинометрические датчики. Одним из типов таких датчиков являются гироскопические приборы, позволяющие проводить ориентацию строительства ствола скважины в пространстве, обеспечивая начало отсчета от некоторой постоянно существующей системы координат при измерении углов и угловых скоростей. Наиболее современными, перспективными и быстроразвивающимися среди гироскопических приборов являются волоконно-оптические устройства.

Пласт М месторождения Боко де Харуко (Республика Куба) является уникальным объектом, не имеющим полноценных аналогов в мировой практике и обладающим большими потенциальными запасами углеводородов, которые по оценкам превышают сотни миллионов тонн. Пласт М представлен карбонатным коллектором, насыщенным высоковязкой нефтью, которую скорее следует рассматривать как битум. Освоение этого объекта может иметь большое значение для обеспечения энергобезопасности Республики Куба. Освоение запасов данного объекта обеспечит возможность развития нефтехимических отраслей промышленности. АО «Зарубежнефть» инициировало опытные работы для поиска эффективных технологий разработки пласта М.

При разработке нефтяных и газовых месторождений одной из актуальных задач является снижение энергетических затрат на добычу и подготовку углеводородов. Организация более рационального использования энергии сжатого газа помогает решить указанную задачу. Энергию сжатого газа можно преобразовать в тепловую или электрическую энергию. Процесс преобразования энергии, как правило, включает несколько этапов, на одном из которых рассматривается преобразование кинетической энергии газового потока в механическую энергию. На этом этапе энергетических преобразований используют газовую турбину, которая через трансмиссию связана с насосом или электрическим генератором. Трансмиссия служит для передачи механической энергии с обеспечением выполнения экологических требований (предотвращение попадания газа в атмосферу). Разработать герметичную систему для передачи механической энергии можно при использовании магнитной муфты, выполненной на основе постоянных магнитов и оснащенной герметичным разделительным экраном. Каждую из двух полумуфт обычно оснащают постоянными магнитами.

Рассмотрены результаты опытно-промышленных испытаний разработанной мобильной установки подготовки скважинной продукции на установке предварительного сброса выоды «Рассвет» ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». Мобильная установка состоит из четырех технологических блоков, размещенных на двух основаниях, обеспечивающих удобную транспортировку, монтаж на действующем объекте и представляет собой установку промысловой подготовки нефти в масштабе 1:100. Основной блок позволяет осуществлять процесс подготовки нефти и воды методом отстаивания водонефтяной эмульсии в трех технологических аппаратах с применением системы нагрева, подачей химических реагентов и пресной воды.

В основном районе хозяйственной деятельности ОАО «Сургутнефтегаз» – Среднем Приобье - осложняющим фактором добычи нефти и газа является высокая обводненность территории, которая в среднем превышает 40 %. На территории Русскинского месторождения обводненность превышает 70 %, 30 % приходится на лесные сообщества, включая пойменные. Добыча углеводородного сырья сопровождается воздействием на все компоненты природной среды территории месторождения. Это воздействие проявляется как в изменении внешнего облика окружающих ландшафтов, так и исходной геохимической обстановки природных сред. Происходящие изменения фиксируются на основе результатов регулярного мониторинга.

Показано, что во всех водотоках Русскинского месторождения отмечается наличие углеводородов, фенолов, биогенных веществ, тяжелых металлов и других химических веществ, содержание которых превышает установленные предельно допустимые концентрации (ПДК). Такое положение характерно не только для водотоков Русскинского месторождения, но и для других водотоков ХМАО-Югры, даже там, где не добыча углеводородов не ведется. Это подтверждено многолетними исследованиями, проведенными в разных районах автономного округа.

Аналогичная ситуация характерна и для донных отложений и почвенного покрова. Лишь в атмосферном воздухе загрязняющие вещества составляют доли ПДК.