The 3 reference contexts in paper R. Galikeev M., R. Taychinov R., S. Grachev I., Р. Галикеев М., Р. Тайчинов Р., С. Грачев И. (2018) “ИССЛЕДОВАНИЕ ЗАЩИТНЫХ СВОЙСТВ ВТУЛОК ОТ ВНУТРЕННЕЙ КОРРОЗИИ СВАРНЫХ ШВОВ ВНУТРИПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ // INVESTIGATION OF PROTECTIVE PROPERTIES OF SLEEVES FROM INTERNAL CORROSION OF WELDING SEWINGS OF INFIELD PIPELINES” / spz:neicon:tumnig:y:2018:i:1:p:53-56

  1. Start
    917
    Prefix
    protective sleeves; infield pipelines Нефтяные месторождения Западной Сибири содержат повышенное количество H2S и CO2, что вызывает интенсивную сероводородную и углекислую (карбонатную) коррозии нефтепроводных систем. Мониторинг состояния нефтепроводных систем месторождений Западной Сибири, проводимый ООО «Самарский ИТЦ», выявил преимущественное развитие процессов язвенной коррозии
    Exact
    [1]
    Suffix
    . С целью исследования защитных свойств втулок [2] от внутренней коррозии при эксплуатации внутрипромысловых трубопроводов на месторождениях ТПП «Когалымнефтегаз», ТПП «Лангепаснефтегаз», ТПП «Урайнефтегаз», ТПП «Покачевнефтегаз» моделировались различные коррозионно-активные среды, к оторые влияют на характер и скорость разрушения [3], значения параметров сред представлены
    (check this in PDF content)

  2. Start
    967
    Prefix
    Мониторинг состояния нефтепроводных систем месторождений Западной Сибири, проводимый ООО «Самарский ИТЦ», выявил преимущественное развитие процессов язвенной коррозии [1]. С целью исследования защитных свойств втулок
    Exact
    [2]
    Suffix
    от внутренней коррозии при эксплуатации внутрипромысловых трубопроводов на месторождениях ТПП «Когалымнефтегаз», ТПП «Лангепаснефтегаз», ТПП «Урайнефтегаз», ТПП «Покачевнефтегаз» моделировались различные коррозионно-активные среды, к оторые влияют на характер и скорость разрушения [3], значения параметров сред представлены в таблице.
    (check this in PDF content)

  3. Start
    1271
    Prefix
    С целью исследования защитных свойств втулок [2] от внутренней коррозии при эксплуатации внутрипромысловых трубопроводов на месторождениях ТПП «Когалымнефтегаз», ТПП «Лангепаснефтегаз», ТПП «Урайнефтегаз», ТПП «Покачевнефтегаз» моделировались различные коррозионно-активные среды, к оторые влияют на характер и скорость разрушения
    Exact
    [3]
    Suffix
    , значения параметров сред представлены в таблице. Состав моделируемых сред рН СО2 мг/дм3 H2S, мг/дм3 О2 мг/дм3 Тип среды Температура, 0С Давление, МПа Длительность испытаний, час Среда No 1 ТПП «Когалымнефтегаз» 7,31 190,00 0,46 2,50 Раствор NaCl + сырая нефть 60 40 240 Среда No 2 ТПП «Лангепаснефтегаз» 8,24 307,00 7,30 5,50 Раствор NaCl 30 200 240 Среда No 3 ТПП «Урайнефтегаз» 7
    (check this in PDF content)