scienceitНаука. Инновации. ТехнологииScience. Innovations. Technologies2308-4758North-Caucasus Federal University10.37493/2308-4758.2026.2.7scienceit-775Research ArticleРАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (технические науки)DEVELOPMENT AND OPERATION OF OIL AND GAS FIELDS (technical sciences)Моделирование технологических процессов в программном комплексе tNa­vigatorModeling of technological processes in the tNavigator software packagehttps://orcid.org/0000-0002-4880-787XКеримовА.-Г. Г.KerimovA.-G. G.

Абдул-Гапур Гусейнович Керимов – доктор технических наук, доцент, заведующий кафедрой нефтегазовой геофизики факультета нефтегазовой инженерии

Scopus ID: 56872657000

д. 1, ул. Пушкина, Ставрополь, 355017

Abdul-Gapur G. Kerimov – Dr. Sci. (Tech.), Associate Professor, Head of the Department of Oil and Gas Geophysics  

Scopus ID: 56872657000

1, Pushkin St , Stavropol, 355017

akerimov@ncfu.ruhttps://orcid.org/0000-0003-2704-0523ГасумовЭ. Р.GasumovE. R.

Эльдар Рамизович Гасумов – кандидат экономических наук, доцент, докторант   

Scopus ID: 57217090200

д. 25, пр. Г Джавида, Баку

Eldar R. Gasumov – Cand. Sci. (Econom.), Associate Professor, Doctoral Applicant  

Scopus ID: 57217090200

25, Huseyn Javid Ave , Baku

e.gasumov@gmail.comhttps://orcid.org/0009-0008-2180-0492ПашаянА. А.PashayanA. A.

Альберт Артурович Пашаян – аспирант

д. 1, ул. Пушкина, Ставрополь, 355017

Albert A. Pashayan – postgraduate student

1, Pushkin St , Stavropol, 355017

18-abo@mail.ruhttps://orcid.org/0009-0006-9909-487XКеримоваЕ. Г.KerimovaE. G.

Елизавета Гапуровна Керимова – старший преподаватель кафедры нефтегазовой геофизики факультета нефтегазовой инженерии

д. 1, ул. Пушкина, Ставрополь, 355017

Elizaveta K. Kerimova – Senior Lecturer Head of the Department of Oil and Gas Geophysics

1, Pushkin St , Stavropol, 355017

elizavetakerimova11@gmail.comhttps://orcid.org/0000-0002-0383-3134ФедороваН. Г.FedorovaN. G.

Наталья Григорьевна Федорова – доктор технических наук, профессор кафедры строительства нефтяных и газовых скважин факультета нефтегазовой инженерии  

Scopus ID:7102881216

д. 1, ул. Пушкина, Ставрополь, 355017

Natalia G. Fedorova – Dr. Sci. (Tech.), Professor, Department of Oil and Gas Well Construction  

Scopus ID: 7102881216

1, Pushkin St , Stavropol, 355017

fng8@mail.ruСеверо-Кавказский федеральный университетРоссияNorth-Caucasus Federal UniversityRussian FederationАзербайджанский технический университетАзербайджанAzerbaijan Technical UniversityAzerbaijan20263107202602149176Copyright © Керимов А.Г., Гасумов Э.Р., Пашаян А.А., Керимова Е.Г., Федорова Н.Г., 20262026Керимов А.Г., Гасумов Э.Р., Пашаян А.А., Керимова Е.Г., Федорова Н.Г.Kerimov A.G., Gasumov E.R., Pashayan A.A., Kerimova E.G., Fedorova N.G.Данная работа распространяется под лицензией Creative Commons Attribution 4.0.This work is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 License.https://scienceit.elpub.ru/jour/article/view/775

В работе рассмотрены вопросы моделирования технологических процессов при разработке месторождений углеводородов в программном комплексе «tNavigator» на примере симуляции гидравлического разрыва пласта и возможных зон гидратообразования. Актуальность моделирования связана с необходимостью повышения эффективности управления разработкой месторождений, снижения затрат и рисков в процессе добычи углеводородов, отмечено, что обеспечение математической экологической безопасности моделирование позволяет проверить работоспособность технологических решений по разработке сложно построенных залежей на цифровой 3D-гидродинамической модели. Обосновано, что модель позволяет оценить эффективность предложенного метода интенсификации притока, влияние конкретных параметров на успех разработки и провести сопоставление с другими решениями, в том числе создать прогнозную версию модели для планирования качественной разработки месторождения. Целью моделирования технологических процессов в программном комплексе «tNavigator», например, для определения возможных зон гидратообразования является построение равновесной кривой гидратообразования, задание логических выражений и создание специальных свойств. Для моделирования гидравлического разрыва пласта (ГРП) используют следующие методы: скинфактора, изменения коэффициента продуктивности перфорации, создания виртуальных перфораций и уменьшения сетки вокруг скважины. Метод скин-фактора применяется при малых трещинах менее размера ячеек. Трещина учитывается вскрытием выше- и нижележащих объектов моделирования, но не учитывает горизонтальную направленность трещины ГРП. Суть метода виртуальных перфораций – создание дополнительных виртуальных интервалов перфорации в ячейках, через которые проходит трещина. Коэффициенты проводимости перфораций вычисляются по полуэмпирическим зависимостям, учитывающим параметры ячейки и трещины. В программном комплексе «tNavigator» отсутствует функционал по определению и отображению в 3D-модели возможных зон гидратообразования. Для решения этой задачи было создано пользовательское свойство, в котором на языке программирования «Python» было задано логическое выражение, позволяющее определять необходимые зоны. В композиционной термической модели по заданному составу газа была построена равновесная кривая гидратообразования. В программном обеспечении «MS Excel 2010» была построена равновесная кривая гидратообразования по координатам, экспортированным из «tNavigator». Была определена зависимость равновесной температуры гидратообразования от равновесного давления гидратообразования, описываемая логарифмическим уравнением. С помощью «tNavigator» можно моделировать гидроразрыв пласта, технологию обработки призабойной зоны, методы увеличения не-фтегазоотдачи и другие мероприятия. Рассмотрены несколько методов моделирования ГРП: с помощью скин-фактора, создания виртуальных перфораций и уменьшения сетки вокруг сква-жины. Рассмотрена методология построения равновесной кривой гидратообразования в «tNavigator». Выполнен расчёт по определению уравнения, описывающего кривую гидратообразования. С помощью языка программирования «Python» были заданы логические выражения для определения зон возможного гидратообразования. Проведены расчеты на гидродинамической модели, основанной на реальных данных месторождения. Создана термическая композиционная гидродинамическая модель, позволяющая отслеживать распределение и изменение в процессе разработки пластовой температуры. Показана возможность прогнозирования и определения зон возможного гидратообразования при различных термобарических условиях и способах интенсификации притока к скважине. Некоторые преимущества использования «tNavigator»: высокая производительность расчёта на современной многоядерной, многопроцессорной технике, удобный графический интерфейс, под-держка любых форматов данных, ряд уникальных инструментов для моделирования геолого-технических мероприятий.

The paper examines the modeling of technological processes in hydrocarbon field development using the tNavigator software package by the example of simulating hydraulic fracturing and potential hydrate formation zones. The relevance of modeling is associated with the need to improve the efficiency of field development man-agement, reduce costs and risks in hydrocarbon production. It is noted that, by ensuring mathematical environmental safety, modeling allows for the verification of the feasibility of technological solutions for developing complex reservoirs using a digital 3D hydrodynamic model. It is substantiated that the model allows for evaluating the effectiveness of the proposed inflow stimulation method, the impact of specific parameters on development success, and a comparison with other solutions, including the creation of a predictive version of the model for planning high-quality field development. The purpose of modeling technological processes in the tNavigator software package, for example, to identify potential hydrate formation zones, is to construct an equilibrium curve for hydrate formation, define logical expressions, and create special properties.

The following methods are used to simulate hydraulic fracturing (GRP): skin factor, perforation productivity factor modification, virtual perforation creation, and wellbore grid refinement. The skin factor method is used for small fractures smaller than the cell size. The fracture is accounted for by penetrating the overlying and underlying modeling objects, but does not account for the horizontal orientation of the HF fracture. The virtual perforation method creates additional virtual perforation intervals in the cells through which the fracture passes. Perforation conductivity coefficients are calculated using semi-empirical relationships that take into account cell and fracture parameters. The tNavigator software package lacks functionality for identifying and displaying potential hydrate formation zones in a 3D model. To address this issue, a custom property was created, in which a logical expression was defined in the Python programming language, allowing for the identification of the required zones. An equilibrium hydrate formation curve was constructed using a compositional thermal model for a given gas composition. Using MS Excel 2010 software, the equilibrium hydrate formation curve was plotted using coordinates exported from tNavigator. The dependence of the equilibrium hydrate formation temperature on the equilibrium hydrate formation pressure was determined, described by a logarithmic equation. tNavigator can be used to simulate hydraulic fracturing, near-wellbore treatment technologies, enhanced oil and gas recovery methods, and other interventions. Several hydraulic fracturing modeling methods are considered, including skin factor simulation, virtual perforation generation, and wellbore grid reduction. A methodology for constructing an equilibrium hydrate formation curve in tNavigator is discussed. A calculation was performed to determine the equation describing the hydrate formation curve. Using the Python programming language, logical expressions were defined to identify zones of potential hydrate formation. Calculations were performed using a hydrodynamic model based on real field data. A thermal compositional hydrodynamic model was created, allowing for tracking the distribution and change in reservoir temperature during development. The feasibility of predicting and identifying zones of potential hydrate formation under various pressure-temperature conditions and wellbore stimulation methods is demonstrated. Some of the advantages of using tNavigator include high calculation performance on modern multi-core, multi-processor hardware, a user-friendly graphical interface, support for all data formats, and a range of unique tools for modeling geological and technical interventions.

месторождениеуглеводородыпрограммный комплекс«tNavigator»моделированиягидравлический разрыв пластагидратообразованиеfieldhydrocarbonssoftware suitetNavigatormodelinghydraulic fracturinghydrate formationReferencesМигунова С., Горянц И., Дирани Ф. Разработка нефтяных и газовых месторождений: методические указания к практическим занятиям. СПб.: Изд-во Санкт-Петербургский горный университет, 2022. 25 с.Migunova S, Goryants I, Dirani F. Development of Oil and Gas Fields: Guidelines for Practical Classes. St. Petersburg. Publishing House of St. Petersburg Mining University; 2022. 25 p. (In Russ.).Эйдинов Д. А. «tNavigator» – гидродинамический симулятор нового поколения // Наука о Земле. 2015. С. 62–69.Eidinov DA. «tNavigator» – a Next-Generation Hydrodynamic Simulator. Earth Science. 2015. P. 62-69. (In Russ.).Моделирование месторождений нефти и газа на кластерах / К. Ю. Богачев, М. Ю. Михалева, А. Р. Миргасимов, Е. Ю. Попеленский // Суперкомпьютерные технологии в науке, образовании и промышленности. Выпуск V. Москва: МГУ, 2014. С. 61–68.Bogachev KYu, Mikhaleva MYu, Mirgasimov AR, Popelensky EYu. Modeling of Oil and Gas Fields on Clusters. Supercomputer Technologies in Science, Education, and Industry. Issue V. Moscow State University; 2014. P. 61–68. (In Russ.).Моделирование месторождений и залежей нефти и газа для решения задач разведки и разработки / В. Ю. Керимов, Р. Н. Бахтизин, К. И. Данцова, И. М. Салихов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2018. № 5. С. 52–56. https://doi.org/10.24411/0131-4270-2018-10307.Kerimov VYu, Bakhtizin RN, Dantsova KI, Salikhov IM. Modeling of oil and gas fields and accumulations for solving exploration and development problems. Transport and storage of petroleum products and hydrocarbon raw materials. 2018;(5):52-56. https://doi.org/10.24411/0131-4270-2018-10307. (In Russ.).Повышение эффективности и безопасности поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа на акватории Охотского моря / В. И. Богоявленский, В. Ю. Керимов, О. О. Ольховская, Р. Н. Мустаев // Территория Нефтегаз. 2016. № 10. С. 24–32.Bogoyavlensky VI, Kerimov VYu, Olkhovskaya OO, Mustaev RN. Improving the efficiency and safety of prospecting, exploration and development of oil and gas fields in the Sea of Okhotsk. Territory of Oil and Gas. 2016;(10):24-32. (In Russ.).Минханов И. Ф., Долгих С. А., Варфоломеев М. А. Разработка нефтяных и газовых месторождений: учеб. пособие для вузов. Казань: Изд-во Казанского федерального университета, 2019. 96 с.Minkhanov IF, Dolgikh SA, Varfolomeev MA. Development of oil and gas fields: a textbook for universities. Kazan: Publishing House Kazan Federal University; 2019. 96 p. (In Russ.).Lavrenova E. A., Kerimov V. Yu., Panov Yu. P., Mustaev R. N., Serikova U. S. Breakthrough technologies in solving problems of geological exploration for oil and gas // SOCAR Proceedings Special Issue. 2022. No. 1. Р. 73–83.Lavrenova EA, Kerimov VYu, Panov YuP, Mustaev RN, Serikova US. Breakthrough technologies in solving problems of geological exploration for oil and gas. SOCAR Proceedings Special Issue. 2022;(1):73-83.Senin B. V., Leonchik M. I., Osherova N. A. The main results of geological exploration and prospects for the development of the raw material base of hydrocarbons in the waters of the Black Sea-Caspian region // Mineral resources of Russia. Economics and Management. 2018. No. 2. Р. 7–17.Senin BV, Leonchik MI, Osherova NA. The main results of geological exploration and prospects for the development of the raw material base of hydrocarbons in the waters of the Black Sea-Caspian region. Mineral resources of Russia. Economics and Management. 2018;(2):7-17.Gasumov R. A., Gasumov E. R. Mathematical models for calculating filtration processes in gas condensate fields // On a new paradigm for the development of oil and gas geology: Proceedings of the International Scientific and Practical Conference. Kazan: Ikhlas Publishing House, 2020. P. 174–178.Gasumov RA, Gasumov ER. Mathematical models for calculating filtration processes in gas condensate fields. On a new paradigm for the development of oil and gas geology: Proceedings of the International Scientific and Practical Conference. Kazan: Ikhlas Publishing House; 2020. P. 174–178.Gasumov R. A., Gasumov E. R. Impact of injection of industrial liquid waste on hydrodynamic conditions of receiving horizon // Bulletin of the Tomsk Polytechnic University Geo Assets Engineering. 2025. V. 335(5). P 37–48. https://doi.org/10.18799/24131830/2025/5/4726.Gasumov RA, Gasumov ER. Impact of injection of industrial liquid waste on hydrodynamic conditions of receiving horizon. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University Geo Assets Engineering. 2025;335(5):37-48. https://doi.org/10.18799/24131830/2025/5/4726.Gasumov R. A., Gasumov E. R. Assessing the Hydrodynamic Performance of the Well-Reservoir System Formed at the Stage of Producing Reservoir Drilling // Geology and Geophysics of Southern Russia. 2023. No. 4. Р. 108–123. https://doi.org/10.46698/VNC.2023.58.47.009.Gasumov RA, Gasumov ER. Assessing the Hydrodynamic Performance of the Well-Reservoir System Formed at the Stage of Producing Reservoir Drilling. Geology and Geophysics of Southern Russia. 2023;(4):108-123. https://doi.org/10.46698/VNC.2023.58.47.009.Gasumov R. A., Gasumov E. R. Mathematical model for injection of viscoelastic compositions into the productive formation // Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Аssets Engineering. 2023. V. 334. No. 03. Р. 218–228. https://doi.org/10.18799/24131830/2023/3/3791.Gasumov RA, Gasumov ER. Mathematical model for injection of viscoelastic compositions into the productive formation. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering. 2023;334(3):218-228. https://doi.org/10.18799/24131830/2023/3/3791.Gasumov R. A., Gasumov E. R., Veliev V. M., Gasumov V. A., Suleimanov G. S., Ibrahimova S. V. Develoment of a three-dimynsional geological model of the upper control horizons and near-surface sediments for investigation of the system of monitoring the tightness of the underground storage // Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Аssets Engineering. 2022. V. 333(6). Р. 86–95. https://doi.org/10.18799/24131830/2022/6/3739.Gasumov RA, Gasumov ER, Veliev VM, Gasumov VA, Suleimanov GS, Ibrahimova SV. Development of a three-dimensional geological model of the upper control horizons and near-surface sediments for investigation of the system of monitoring the tightness of the underground storage. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering. 2022;333(6):86–95. https://doi.org/10.18799/24131830/2022/6/3739.Eyvazov J. Sensitivity analysis of oil and gas production as a result of increasing the drainage area with changes in well parameters during different completion of wells // SOCAR Proceedings. 2022. No.2. Р. 19–22. https://doi.org/10.5510/OGP20220200669.Eyvazov J. Sensitivity analysis of oil and gas production as a result of increasing the drainage area with changes in well parameters during different well completions. SO-CAR Proceedings. 2022;(2):19-22. https://doi.org/10.5510/OGP20220200669.Prasun S., Kumar A. Drainage areas, shapes and reservoirs for wells in reservoirs with multiple fluid contacts / Constant Pressure Boundaries/ SPE -196184-MS. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers. 2019, September. https://doi.org/10.2118/196184-ms.Prasun S, Kumar A. Drainage areas, shapes, and reservoirs for wells in reservoirs with multiple fluid contacts. Constant Pressure Boundaries. SPE -196184-MS. SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers. 2019, September. https://doi.org/10.2118/196184-ms.Алиев З. С., Бондаренко В. В. Руководство по проектированию разработки газовых и газонефтяных месторождений. Печора: Печорское Время, 2013. 894 с.Aliyev ZS, Bondarenko VV. Guide to the Design of Oil and Gas Field Development. Pechora: Pechorskoye Vremya; 2013. 894 p. (In Russ.).Азиз Х., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. Москва–Ижевск: Институт компьютерных исследований. 2004. 416 с.Aziz H, Settari E. Mathematical Modeling of Reservoir Systems. Moscow-Izhevsk: Institute of Computer Research; 2004. 416 p. Article from a Russian-language journal. (In Russ.).Елисеев П. И., Шорохов А. Н., Язьков А. В. Сравнительный анализ методик геомеханического моделирования гидравлического разрыва пласта // Экспозиция Нефть Газ. 2016. № 5(51). С. 21–24.Eliseev PI, Shorokhov AN, Yazkov AV. Comparative Analysis of Methods for Geomechanical Modeling of Hydraulic Fracturing. Exposure Oil Gas. 2016;5(51):21-24. (In Russ.).Аносова Е. П. Фильтрация флюида к скважине через радиальную трещину ГРП при постоянном расходе // Известия РАН. Механика жидкости газа и плазмы. 2023. № 2. С. 90–101.Anosova EP. Fluid filtration to the wellbore through a radial hydraulic fracture at a constant flow rate. Bulletin of the Russian Academy of Sciences. Mechanics of fluid, gas and plasma. 2023;(2):90-101. (In Russ.).К вопросу выбора длительности режимов при гидродинамических исследованиях скважин на установившихся режимах закачки в низкопроницаемых коллекторах / Г. Ф. Асалхузина, Г. Ф. Давлетбаев, И. Л. Хабибуллин, Р. Р. Ахметова // Вестник Тюменского 106 государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2020. Т. 6, №1(21). С. 135–149.Asalkhuzina GF, Davletbaev GF, Khabibullin IL, Akhmetova RR. On the issue of choosing the duration of modes in hydrodynamic studies of wells under steady-state injection modes in low-permeability reservoirs. Bulletin of Tyumen 106th State University. Physical and mathematical modeling. Oil, gas, energy. 2020;6-1(21):135-149. Article from a Russian-language journal. (In Russ.).Моделирование процесса заводнения при наличии несплошности нефтяного пласта / В. И. Астафьев, И. А. Васильев, И. И. Киреев, С. А. Булгаков // Ашировские чтения. 2022. Т. 2, № 1(13). С. 107–116.Astafyev VI, Vasiliev IA, Kireev II, Bulgakov SA. Modeling the waterflooding process in the presence of a discontinuity in the oil reservoir. Ashirov Readings. 2022;2-1(13):107-116. (In Russ.).К оценке геометрических параметров трещины гидроразрыва пласта / В. А. Байков, Г. Т. Булгакова, А. М. Ильясов, Д. В. Кашапов // Известия РАН. Механика жидкости и газа. 2018. № 5 С. 64–75.Baikov VA, Bulgakova GT, Ilyasov AM, Kashapov DV. On the assessment of the geometric parameters of a hydraulic fracturing fracture. Bulletin of the Russian Academy of Sciences. Mechanics of Liquid and Gas. 2018;(5):64-75. (In Russ.).Давлетбаев А. Я., Мухаметова З. С. Моделирование фильтрации в низкопроницаемом пласте с двумя перпендикулярными техногенными трещинами гидроразрыва. // Инженернофизический журнал. 2017. Т. 90, № 3. С. 632–639.Davletbaev AYa, Mukhametova ZS. Modeling of filtration in a low-permeability formation with two perpendicular manmade hydraulic fractures. Engineering-physical journal. 2017;90(3):632-639. (In Russ.).Давлетбакова Л. А., Давлетбаев А. Я. Моделирование исследования методом установившихся режимов закачки между нагнетательной и добывающей скважинами с техногенной трещиной гидроразрыва // Вестник Башкирского университета. 2016. Т. 21, №4. С. 884–892.Davletbakova LA, Davletbaev AYa. Modeling of a study using the method of steady-state injection modes between injection and production wells with a man-made hydraulic fracture. Bulletin of Bashkir University. 2016;21(4):884-892. (In Russ.).Александров Г. С. Гидравлический разрыв пласта: сущность технологии, зарубежный и отечественный опыт применения // Научный Лидер. 2022. № 35 (80). URL: https://scilead.ru/article/2886-gidravlicheskij-razriv-plasta-sushchnost-tekh.Aleksandrov GS. Hydraulic fracturing: the essence of the technology, foreign and domestic application experience. Scientific Leader. 2022;35(80). URL: https://scilead.ru/article/2886-gidravlicheskij-razriv-plasta-sushchnost-tekh. (In Russ.).Яркеева Н. Р., Хазиев А. М. Применение гидроразрыва пласта для интенсификации притока нефти в скважинах // Нефтепромысловое дело. 2018. Т. 16. № 5. С. 30–36. https://doi.org/10.17122/ngdelo-2018-5-30-36.Yarkeeva NR, Khaziev AM. Application of hydraulic fracturing to stimulate oil inflows in wells. Oil Field Business. 2018;16(5):30-36. https://doi.org/10.17122/ngdelo-2018-5-30-36. (In Russ.).Нургалиева А. А., Малышев В. Л. Подбор комплекса гидродинамических исследований скважин для достоверного прогноза параметров пласта на Вишневском месторождении // Нефтегазовое дело. 2020. № 4. С. 48–57.Nurgalieva AA, Malyshev VL. Selection of a set of hydrodynamic well studies for a reliable forecast of reservoir parameters at the Vishnevskoye field. Oil and Gas Business. 2020;(4):48-57. (In Russ.).Прокофьева А. С. Моделирование гидроразрыва пласта в гидродинамическом симуляторе // Вестник науки. 2023. № 5(62). Т. 2. С. 481–491. https://www.вестник-науки.рф/article/8158.Prokofieva AS. Modeling of hydraulic fracturing in a hydrodynamic simulator. Vestnik nauki. 2023;5(62)2:481-491. https://www.vesnik-nauki.rf/article/8158. (In Russ.).Бузников Н. А., Истомин В. А., Митницкий Р. А. Моделирование динамики движения ингибиторов гидратообразования в промысловых трубопроводах // Газовая промышленность. 2016. № 2. С. 94–98.Buznikov NA, Istomin VA, Mitnitsky RA. Modeling the dynamics of hydrate inhibitor movement in field pipelines. Gas industry. 2016;(2):94-98. (In Russ.).Kolchin A. V. Analysis of hydrate formation with the use of neural networks // SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 30 September-2 October, New Orleans, Louisiana, USA. 2013 (https://doi.org/10.2118/167618-STU).Kolchin A.V. Analysis of hydrate formation with the use of neural networks. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 30 September – 2 October, New Orleans, Louisiana, USA; 2013 (https://doi.org/10.2118/167618-STU).

The authors declare that there are no conflicts of interest present.