Development of a complex method of studying filtration, fracturing and sand production processes in gas reservoirs of the Arctic shelf to determine optimal well operation parameters

Cover Page

Cite item

Full Text

Open Access Open Access
Restricted Access Access granted
Restricted Access Subscription Access

Abstract

The paper presents the results of a comprehensive study of fracture, filtration and sand production processes in weakly cemented reservoirs of one of the gas condensate fields of the Arctic shelf of Russia. A modified multidisciplinary scientific approach has been developed and implemented, aimed at solving the problems of ensuring safe operation of wells, justifying effective modes of their operation and reducing the sand production risks. The research methods are based on multilateral study of core material properties by means of geomechanical modeling of mechanical and filtration processes in the vicinity of wells, “hollow cylinder” tests to study sand production processes in wells, scanning electron microscopy, micromineralogy, computed tomography and digital core analysis. Special emphasis was placed on the analysis of changes in reservoir structure as a result of sand production processes, taking into account the mineral composition of the matrix and the dislodged sand. Experimental results allowed to determine for the considered field: a) evolution of deformation and filtration properties of rocks in the near-wellbore zone; b) values of critical stresses leading to wellbore wall failure; c) type and nature of rock failure; d) parameters of sand production processes and mechanisms of associated destruction of the reservoir matrix; e) reservoir properties of rocks. Based on the research results, the optimal parameters for safe and efficient well operation have been determined, including allowable drawdowns to reduce the sand production risks and maintain wellbore stability; the nature of well contour failure and the risks of damage to downhole equipment; and the optimal characteristics of downhole filters. The results of this research are intended to contribute to the development of technologies for creating new solutions aimed at improving the efficiency of hydrocarbon production, reducing the risks of sand production and wellbore wall failure, deterioration and breakdown of downhole equipment.

About the authors

V. V. Khimulia

Institute of Problems of Mechanics named after A.Yu. Ishlinsky RAS

Email: valery.khim@gmail.com

S. O. Barkov

Institute of Problems of Mechanics named after A.Yu. Ishlinsky RAS

Y. F. Kovalenko

Institute of Problems of Mechanics named after A.Yu. Ishlinsky RAS

V. I. Karev

Institute of Problems of Mechanics named after A.Yu. Ishlinsky RAS

V. Y. Shklover

LLC 'Systems for Microscopy and Analysis'

Email: shklover@microscop.ru

D. M. Zaytsev

LLC 'Systems for Microscopy and Analysis'

References

  1. Ибрагимова Д.Р., Милованова В.В., Субботин М.Д., Петелин Д.А., Воробьев И.В. Анализ факторов, влияющих на пескопроявления слабоконсолидированных газовых коллекторов // Экспозиция Нефть Газ. 2022. № 5. С. 50–54. https://doi.org/10.24412/2076-6785-2022-5-50-54
  2. He X., Pang Z., Ren L., Zhao L., Lu X., Wang Y., Liu P. A critical review on analysis of sand producing and sand-control technologies for oil well in oilfields // Front. Energy Res. 2024. V. 12. P. 1399033. https://doi.org/10.3389/fenrg.2024.1399033
  3. Костилевский В.А., Дитц А.В., Бикбулатов О.В. и др. Обзор актуальных методов борьбы с пескопроявлениями при разработке месторождений нефти и газа // Экспозиция Нефть Газ. 2024. № 5. С. 68–72. https://doi.org/10.24412/2076-6785-2024-5-68-72
  4. Коваленко Ю.Ф., Устинов К.Б., Карев В.И. Геомеханический анализ образования вывалов на стенках скважин // Изв. РАН. МТТ. 2022. № 6. С. 148–163. https://doi.org/10.31857/S0572329922060125
  5. Li Y.-L., Li C.-S., Tuo H., Wu B.-B., Chen C.-H. Experimental study on critical sand production pressure gradient at different production stages of high temperature and high pressure tight sandstone gas reservoir // Energy Storage. 2024. V. 6. № 4. P. e638. https://doi.org/10.1002/est2.638
  6. Varkas M., Papamichos E., Berntsen A.N. Experimental study of volumetric sand production with gas flow // Geoenergy Sci. Eng. 2024. V. 234. P. 212610. https://doi.org/10.1016/j.geoen.2023.212610
  7. Hashim M.A.H. Sand production prediction analysis in unconsolidated reservoir. B.S. Thesis. 2011. Universiti Teknologi PETRONAS, Tronoh, Perak, MYS.
  8. Cook J.M. The role of borehole pressure in thick-walled cylinder closure tests in sandstones // Proceedings of the 2nd North American Rock Mechanics Symposium, Montreal, Quebec, Canada, 1996. P. ARMA-96-1113.
  9. Araujo-Guerrero E.F., Alzate-Espinosa G.A., Chalaturnyk R. et al. Geomechanical laboratory testing for sand production characterization using 3D-printed core analogues // Geomech. Geophys. Geo-energ. Geo-resour. 2024. V. 10. P. 195. https://doi.org/10.1007/s40948-024-00854-x
  10. Luo W., Xu S., Torabi F. Laboratory study of sand production in unconsolidated reservoir // Proceedings of the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, Texas, USA, 2012. P. SPE-158619-MS. https://doi.org/10.2118/158619-MS
  11. Карев В.И., Химуля В.В., Шевцов Н.И. Экспериментальные исследования процессов деформирования, разрушения и фильтрации в горных породах // Изв. РАН. МТТ. 2021. № 5. С. 3-26. https://doi.org/10.31857/S0572329921050056
  12. Jiang T., Yao W., Sun X. et al. Evolution of anisotropic permeability of fractured sandstones subjected to true-triaxial stresses during reservoir depletion // J. Pet. Sci. Eng. 2021. V. 200. P. 108251. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2020.108251
  13. Li X., Shi L., Bai B., Li Q., Xu D., Feng X. True-triaxial testing techniques for rocks-State of the art and future perspectives // In Kwaśniewski M., Li X., Takahashi M. (Eds.) True triaxial testing of rocks. 1st ed. CRC Press/Balkema, Leiden, Netherlands, 2012. P. 3–18.
  14. Kwaśniewski M. Mechanical behavior of rocks under true triaxial compression conditions – a review // In Kwaśniewski M., Li X., Takahashi M. (Eds.), True triaxial testing of rocks. 1st ed. CRC Press/Balkema, Leiden, Netherlands, 2012. P. 99–138.
  15. Karev V.I., Kovalenko Y.F., Ustinov K.B. Geomechanics of oil and gas wells. Advances in Oil and Gas Exploration and Production. Springer International Publishing Cham: Switzerland. 2020. 166 p. https://doi.org/10.1007/978-3-030-26608-0
  16. Younessi A., Rasouli V., Wu B. Sand production simulation under true-triaxial stress conditions // Int. J. Rock Mech. Min. Sci. 2013. V. 61. P. 130–140. https://doi.org/10.1016/j.ijrmms.2013.03.001
  17. Cnudde V., Boone M.N. High-resolution X-ray computed tomography in geosciences: A review of the current technology and applications // Earth-Sci. Rev. 2013. V. 123. P. 1–17. https://doi.org/10.1016/j.earscirev.2013.04.003
  18. Schieber J. Common themes in the formation and preservation of intrinsic porosity in shales and mudstones—Illustrated with examples across the Phanerozoic // Proceedings of the SPE Unconventional Gas Conference, Pittsburgh, Pennsylvania, USA, 2010. P. SPE-132370-MS. https://doi.org/10.2118/132370-MS
  19. Worden R.H., Morad S. Clay mineral cements in sandstones // Int. Assoc. Sedimentol. Spec. Publ. 2003. V. 34. P. 3–41
  20. Loucks R.G., Reed R.M., Ruppel S.C., Hammes U. Spectrum of pore types and networks in mudrocks and a descriptive classification for matrix-related mudrock pores // AAPG Bulletin. 2012. V. 96. № 6. P. 1071–1098. https://doi.org/10.1306/08171111061
  21. Khimulia V.V. Digital Examination of Pore Space Characteristics and Structural Properties of a Gas Condensate Field Reservoir on the Basis of μCT Images // Proceedings of the 9th International Conference on Physical and Mathematical Modelling of Earth and Environmental Processes. PMMEEP 2023. SPEES. Springer, 2024. P. 23–34. https://doi.org/10.1007/978-3-031-54589-4_3
  22. Khimulia V.V., Karev V.I. Pore-Scale Computational Study of Permeability and Pore Space Geometry in Gas Condensate Reservoir Rocks // Proceedings of the 9th International Conference on Physical and Mathematical Modelling of Earth and Environmental Processes. PMMEEP 2023. SPEES. Springer, 2024. P. 243–256. https://doi.org/10.1007/978-3-031-54589-4_26
  23. Khimulia V., Kovalenko Y., Karev V., Barkov S. Determination of well stability and sand risk minimization parameters for gas condensate field conditions using geomechanical and CT-based approaches // J. Rock Mech. Geotech. Eng. 2026. V. 18. № 2. https://doi.org/10.1016/j.jrmge.2025.02.017 (Принята к печати)
  24. Khimulia V., Karev V., Kovalenko Y., Barkov S. Changes in filtration and capacitance properties of highly porous reservoir in underground gas storage: Ct-based and geomechanical modeling // J. Rock Mech. Geotech. Eng. 2024. V. 16. № 8. P. 2982–2995. https://doi.org/10.1016/j.jrmge.2023.12.015
  25. Коваленко Ю.Ф., Карев В.И., Барков С.О., Химуля В.В. Анализ подходов к изучению влияния напряженно-деформированного состояния на механические и фильтрационные свойства пород-коллекторов // Процессы в геосредах. 2024. № 1 (39). С. 2386–2395.
  26. Желтов Ю.П., Христианович С.А. О гидравлическом разрыве нефтеносного пласта // Изв. АН СССР. ОТН. 1955. № 5. С. 3–41.
  27. Химуля В.В., Барков С.О. Анализ изменения внутренней структуры низкопроницаемых пород-коллекторов средствами компьютерной томографии при реализации метода направленной разгрузки пласта // Актуальные проблемы нефти и газа. 2022. № 4 (39). С. 27–42. https://doi.org/10.29222/ipng.2078-5712.2022-39.art3
  28. Blumer A., Rief S., Planas B. PoroDict user guide: GeoDict release 2024. URL: https://www.math2market.com/fileadmin/UserGuide/GeoDict2024/PoroDict2024.pdf (дата обращения 11.03.2025).
  29. Blumer A., Rief S., Planas B. MatDict User Guide: GeoDict release 2024. URL: https://www.math2market.com/fileadmin/UserGuide/GeoDict2024/MatDict2024.pdf (дата обращения 11.03.2025).
  30. Гзовский М.В. Основы тектонофизики. М.: Наука, 1975. 536 с.
  31. Karev V.I., Kovalenko Y.F., Khimulia V.V., Shevtsov N.I. Parameter determination of the method of directional unloading of the reservoir based on physical modelling on a true triaxial loading setup // J. Mining Inst. 2022. V. 258. P. 906–914. https://doi.org/10.31897/PMI.2022.95
  32. Якимов С.Б. Особенности эксплуатации погружных насосов после проведения работ по ограничению выноса песка из призабойной зоны // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2014. № 1. С. 51–55.
  33. Saucier R.J. Considerations in Gravel Pack Design // J. Pet. Technol. 1974. V. 26. № 2. P. 205–212. https://doi.org/10.2118/4030-pa
  34. Martinez-Zuazo I., Fernandez M., Medina A., Segnini-Rodriguez C.J., Atienza J., Alkatiri F. Analysis of completion and production strategy for a horizontal well with open hole gravel pack. A case of study in teak field TSP, East Coast Trinidad // Proceedings of the SPE Trinidad and Tobago Section Energy Resources Conference, Port of Spain, Trinidad and Tobago, 2016. P. SPE-180904-MS. https://doi.org/10.2118/180904-ms
  35. Tiffin D.L., King G.E., Larese R.E., Britt L.K. New Criteria for gravel and screen selection for sand control // Proceedings of the SPE Formation Damage Control Conference, Lafayette, Louisiana, 1998. P. SPE-39437-MS. https://doi.org/10.2118/39437-ms
  36. Jaimes M.G., Quintero Y.A., Contreras G.Y. Drawdown management: a technical and economic alternative for sand control in wells: a Colombian field application // Proceedings of the SPE Latin America and Caribbean Petroleum Engineering Conference, Maracaibo, Venezuela, 2014. P. SPE-169376-MS. https://doi.org/10.2118/169376-ms
  37. Ibragimova D.R., Milovanova V.V., Subbotin M.D., Petelin D.A., Vorobyev I.V. Analysis of the factors influencing sand production of poorly consolidated gas reservoirs // Exposition Oil Gas. 2022. № 5. P. 50–54 (in Russian). https://doi.org/10.24412/2076-6785-2022-5-50-54
  38. He X., Pang Z., Ren L., Zhao L., Lu X., Wang Y., Liu P. A critical review on analysis of sand producing and sand-control technologies for oil well in oilfields // Front. Energy Res. 2024. V. 12. P. 1399033. https://doi.org/10.3389/fenrg.2024.1399033
  39. Kostilevsky V.A., Dietz A.V., Bikbulatov O.V. et al. Review of current control methods with sand production during the development of oil and gas fields // Exposition Oil Gas. 2024. № 5. P. 68–72 (in Russian). https://doi.org/10.24412/2076-6785-2024-5-68-72
  40. Kovalenko Y.F., Ustinov K.B., Karev V.I. Geomechanical analysis of the wellbore wall breakouts formation // Mechanics of Solids. 2022. V. 57. № 6. P. 1403–1415. https://doi.org/10.3103/S0025654422060243
  41. Li Y.-L., Li C.-S., Tuo H., Wu B.-B., Chen C.-H. Experimental study on critical sand production pressure gradient at different production stages of high temperature and high pressure tight sandstone gas reservoir // Energy Storage. 2024. V. 6. № 4. P. e638. https://doi.org/10.1002/est2.638
  42. Varkas M., Papamichos E., Berntsen A.N. Experimental study of volumetric sand production with gas flow // Geoenergy Sci. Eng. 2024. V. 234. P. 212610. https://doi.org/10.1016/j.geoen.2023.212610
  43. Hashim M.A.H. Sand production prediction analysis in unconsolidated reservoir. B.S. Thesis. 2011. Universiti Teknologi PETRONAS, Tronoh, Perak, MYS.
  44. Cook J.M. The role of borehole pressure in thick-walled cylinder closure tests in sandstones // Proceedings of the 2nd North American Rock Mechanics Symposium, Montreal, Quebec, Canada, 1996. P. ARMA-96-1113.
  45. Araujo-Guerrero E.F., Alzate-Espinosa G.A., Chalaturnyk R. et al. Geomechanical laboratory testing for sand production characterization using 3D-printed core analogues // Geomech. Geophys. Geo-energ. Geo-resour. 2024. V. 10. P. 195. https://doi.org/10.1007/s40948-024-00854-x
  46. Luo W., Xu S., Torabi F. Laboratory study of sand production in unconsolidated reservoir // Proceedings of the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, Texas, USA, 2012. P. SPE-158619-MS. https://doi.org/10.2118/158619-MS
  47. Karev V.I., Khimulia V.V., Shevtsov N.I. Experimental studies of the deformation, destruction and filtration in rocks: A review // Mechanics of Solids. 2021. V. 56. № 5. P. 613–630. https://doi.org/10.3103/S0025654421050125
  48. Jiang T., Yao W., Sun X. et al. Evolution of anisotropic permeability of fractured sandstones subjected to true-triaxial stresses during reservoir depletion // J. Pet. Sci. Eng. 2021. V. 200. P. 108251. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2020.108251
  49. Li X., Shi L., Bai B., Li Q., Xu D., Feng X. True-triaxial testing techniques for rocks-State of the art and future perspectives. In: Kwaśniewski M., Li X., Takahashi M. (Eds.), True Triaxial Testing of Rocks, 1st ed. CRC Press/Balkema, Leiden, Netherlands, 2012. P. 3–18.
  50. Kwaśniewski M. Mechanical behavior of rocks under true triaxial compression conditions – a review. In: Kwaśniewski M., Li X., Takahashi M. (Eds.), True Triaxial Testing of Rocks, 1st ed. CRC Press/Balkema, Leiden, Netherlands, 2012. P. 99–138.
  51. Karev V.I., Kovalenko Y.F., Ustinov K.B. Geomechanics of Oil and Gas Wells. Advances in Oil and Gas Exploration and Production. Springer International Publishing Cham: Switzerland. 2020. 166 p. https://doi.org/10.1007/978-3-030-26608-0
  52. Younessi A., Rasouli V., Wu B. Sand production simulation under true-triaxial stress conditions // Int. J. Rock Mech. Min. Sci. 2013. V. 61. P. 130–140. https://doi.org/10.1016/j.ijrmms.2013.03.001
  53. Cnudde V., Boone M.N. High-resolution X-ray computed tomography in geosciences: A review of the current technology and applications // Earth-Sci. Rev. 2013. V. 123. P. 1–17. https://doi.org/10.1016/j.earscirev.2013.04.003
  54. Schieber J. Common themes in the formation and preservation of intrinsic porosity in shales and mudstones – Illustrated with examples across the Phanerozoic // Proceedings of the SPE Unconventional Gas Conference, Pittsburgh, Pennsylvania, USA, 2010. P. SPE-132370-MS. https://doi.org/10.2118/132370-MS
  55. Worden R.H., Morad S. Clay mineral cements in sandstones // Int. Assoc. Sedimentol. Spec. Publ. 2003. V. 34. P. 3–41.
  56. Loucks R.G., Reed R.M., Ruppel S.C., Hammes U. Spectrum of pore types and networks in mudrocks and a descriptive classification for matrix-related mudrock pores // AAPG Bulletin. 2012. V. 96. № 6. P. 1071–1098. https://doi.org/10.1306/08171111061
  57. Khimulia V.V. Digital Examination of Pore Space Characteristics and Structural Properties of a Gas Condensate Field Reservoir on the Basis of μCT Images // Proceedings of the 9th International Conference on Physical and Mathematical Modelling of Earth and Environmental Processes. PMMEEP 2023. SPEES. Springer, 2024. P. 23–34. https://doi.org/10.1007/978-3-031-54589-4_3
  58. Khimulia V.V., Karev V.I. Pore-Scale Computational Study of Permeability and Pore Space Geometry in Gas Condensate Reservoir Rocks // Proceedings of the 9th International Conference on Physical and Mathematical Modelling of Earth and Environmental Processes. PMMEEP 2023. SPEES. Springer, 2024. P. 243–256. https://doi.org/10.1007/978-3-031-54589-4_26
  59. Khimulia V., Kovalenko Y., Karev V., Barkov S. Determination of well stability and sand risk minimization parameters for gas condensate field conditions using geomechanical and CT-based approaches // J. Rock Mech. Geotech. Eng. 2026. V. 18. № 2. https://doi.org/10.1016/j.jrmge.2025.02.017 (Принята к печати)
  60. Khimulia V., Karev V., Kovalenko Y., Barkov S. Changes in filtration and capacitance properties of highly porous reservoir in underground gas storage: Ct-based and geomechanical modeling // J. Rock Mech. Geotech. Eng. 2024. V. 16. № 8. P. 2982–2995. https://doi.org/10.1016/j.jrmge.2023.12.015
  61. Kovalenko Yu.F., Karev V.I., Barkov S.O., Khimulia V.V. Analysis of approaches to study the influence of stress-strain state on mechanical and filtration properties of reservoir rocks // Processes in GeoMedia. 2024. № 1 (39). P. 2386–2395 (in Russian).
  62. Zheltov Y.P., Khristianovich S.A. About hydraulic fracturing of oil-bearing reservoir // Izvestia AN USSR. OTN. 1955. № 5. P. 3–41 (in Russian).
  63. Khimulia V.V., Barkov S.O. Analysis of changes in the internal structure of low-permeability reservoir rocks by means of computed tomography after implementation of the directional unloading method // Actual Problems of Oil and Gas. 2022. № 4 (39). P. 27–42 (in Russian). https://doi.org/10.29222/ipng.2078-5712.2022-39.art3
  64. Blumer A., Rief S., Planas B. PoroDict user guide: GeoDict release 2024. URL: https://www.math2market.com/fileadmin/UserGuide/GeoDict2024/PoroDict2024.pdf (дата обращения 11.03.2025).
  65. Blumer A., Rief S., Planas B. MatDict User Guide: GeoDict release 2024. URL: https://www.math2market.com/fileadmin/UserGuide/GeoDict2024/MatDict2024.pdf (дата обращения 11.03.2025).
  66. Gzovsky M.V. Fundamentals of tectonophysics. Moscow: Nauka, 1975. 536 p. (in Russian).
  67. Karev V.I., Kovalenko Y.F., Khimulia V.V., Shevtsov N.I. Parameter determination of the method of directional unloading of the reservoir based on physical modelling on a true triaxial loading setup // J. Mining Inst. 2022. V. 258. P. 906–914. https://doi.org/10.31897/PMI.2022.95
  68. Yakimov S.B. Peculiarities of submersible pumps operation after sand removal limitation from bottomhole zone // Equipment and technologies for oil and gas complex. 2014. № 1. P. 51–55 (in Russian).
  69. Saucier R.J. Considerations in Gravel Pack Design // J. Pet. Technol. 1974. V. 26. № 2. P. 205–212. https://doi.org/10.2118/4030-pa
  70. Martinez-Zuazo I., Fernandez M., Medina A., Segnini-Rodriguez C.J., Atienza J., Alkatiri F. Analysis of completion and production strategy for a horizontal well with open hole gravel pack. A case of study in teak field TSP, East Coast Trinidad // Proceedings of the SPE Trinidad and Tobago Section Energy Resources Conference, Port of Spain, Trinidad and Tobago, 2016. P. SPE-180904-MS. https://doi.org/10.2118/180904-ms
  71. Tiffin D.L., King G.E., Larese R.E., Britt L.K. New Criteria for gravel and screen selection for sand control // Proceedings of the SPE Formation Damage Control Conference, Lafayette, Louisiana, 1998. P. SPE-39437-MS. https://doi.org/10.2118/39437-ms
  72. Jaimes M.G., Quintero Y.A., Contreras G.Y. Drawdown management: a technical and economic alternative for sand control in wells: a Colombian field application // Proceedings of the SPE Latin America and Caribbean Petroleum Engineering Conference, Maracaibo, Venezuela, 2014. P. SPE-169376-MS. https://doi.org/10.2118/169376-ms

Supplementary files

Supplementary Files
Action
1. JATS XML
Download

Copyright (c) 2025 Russian Academy of Sciences

Согласие на обработку персональных данных с помощью сервиса «Яндекс.Метрика»

1. Я (далее – «Пользователь» или «Субъект персональных данных»), осуществляя использование сайта https://journals.rcsi.science/ (далее – «Сайт»), подтверждая свою полную дееспособность даю согласие на обработку персональных данных с использованием средств автоматизации Оператору - федеральному государственному бюджетному учреждению «Российский центр научной информации» (РЦНИ), далее – «Оператор», расположенному по адресу: 119991, г. Москва, Ленинский просп., д.32А, со следующими условиями.

2. Категории обрабатываемых данных: файлы «cookies» (куки-файлы). Файлы «cookie» – это небольшой текстовый файл, который веб-сервер может хранить в браузере Пользователя. Данные файлы веб-сервер загружает на устройство Пользователя при посещении им Сайта. При каждом следующем посещении Пользователем Сайта «cookie» файлы отправляются на Сайт Оператора. Данные файлы позволяют Сайту распознавать устройство Пользователя. Содержимое такого файла может как относиться, так и не относиться к персональным данным, в зависимости от того, содержит ли такой файл персональные данные или содержит обезличенные технические данные.

3. Цель обработки персональных данных: анализ пользовательской активности с помощью сервиса «Яндекс.Метрика».

4. Категории субъектов персональных данных: все Пользователи Сайта, которые дали согласие на обработку файлов «cookie».

5. Способы обработки: сбор, запись, систематизация, накопление, хранение, уточнение (обновление, изменение), извлечение, использование, передача (доступ, предоставление), блокирование, удаление, уничтожение персональных данных.

6. Срок обработки и хранения: до получения от Субъекта персональных данных требования о прекращении обработки/отзыва согласия.

7. Способ отзыва: заявление об отзыве в письменном виде путём его направления на адрес электронной почты Оператора: info@rcsi.science или путем письменного обращения по юридическому адресу: 119991, г. Москва, Ленинский просп., д.32А

8. Субъект персональных данных вправе запретить своему оборудованию прием этих данных или ограничить прием этих данных. При отказе от получения таких данных или при ограничении приема данных некоторые функции Сайта могут работать некорректно. Субъект персональных данных обязуется сам настроить свое оборудование таким способом, чтобы оно обеспечивало адекватный его желаниям режим работы и уровень защиты данных файлов «cookie», Оператор не предоставляет технологических и правовых консультаций на темы подобного характера.

9. Порядок уничтожения персональных данных при достижении цели их обработки или при наступлении иных законных оснований определяется Оператором в соответствии с законодательством Российской Федерации.

10. Я согласен/согласна квалифицировать в качестве своей простой электронной подписи под настоящим Согласием и под Политикой обработки персональных данных выполнение мною следующего действия на сайте: https://journals.rcsi.science/ нажатие мною на интерфейсе с текстом: «Сайт использует сервис «Яндекс.Метрика» (который использует файлы «cookie») на элемент с текстом «Принять и продолжить».