Облицованные резервуары для транспортировки химикатов

011662 Область техники Настоящее изобретение относится к резервуарам или трубам, в которых хранятся или транспортируются химикаты, и более подробно к облицовке для внутренней поверхности таких резервуаров. В частности, резервуар может представлять собой бак для хранения или нефтепровод. Предшествующий уровень техники Трубы, используемые в производстве и транспортировке химикатов, подвержены коррозии и забиванию (закупориванию). Примером такой трубы является нефтяная труба (нефтепровод), которая, как правило, является большой и, в целях экономии, изготавливается из углеродистой стали, а не из более дорогостоящих коррозионностойких сплавов. Коррозия возникает под действием горячей подземной(шахтной) среды, в которой происходит транспортировка нефти от месторождений, находящихся на большой глубине, к поверхности земли по скважинным трубопроводам. Материалы, такие как вода, сера,диоксид серы, углекислый газ, присутствующие в нефти, как правило, делают ее кислотообразующей,вызывая коррозию внутренней поверхности трубы. Даже при более низких температурах транспортировочные трубопроводы, которые простираются на большие расстояния вблизи от поверхности земли, подвержены воздействию коррозии из-за большой продолжительности контакта. Корродированные трубы сложно и дорого заменить. Забивание возникает, когда органические материалы, растворимые в нефти при более высоких температурах нефтяных месторождений, становятся нерастворимыми при охлаждении нефти во время подъема по трубе к поверхности земли. Получившиеся таким образом нерастворимые материалы, такие как асфальтены и твердые парафины, стремятся отложиться на внутренней поверхности трубы, ограничивая поток нефти и, в конечном счете, забивая трубопровод. Дополнительные сложности возникают из-за растворимых неорганических материалов, как правило называемых осадком и, как правило, содержащих кальцит и/или барит, присутствующие в нефти или в соленой воде, в связи с транспортировкой нефти из подземных месторождений. Забивание также возникает из-за транспортировки нефти по трубопроводам на большое расстояние. Забивание требует прекращения производства или транспортировки на то время,пока труба очищается либо путем механического соскребания (чистки труб скребками), либо химической обработки, либо путем промывки горячей нефтью. Такая очистка снижает производительность и вызывает большие расходы на техническое обслуживание. Сходные проблемы возникают в резервуарах и трубах нефтехранилищ, и резервуарах для хранения,используемых при производстве и транспортировке коррозионных веществ в химической обрабатывающей промышленности (CPI). Сохраняется необходимость в решении проблем коррозии и забивания, которые возникают в трубах для транспортировки химикатов, особенно в нефтяных трубах для использования либо в нефтяных скважинах, либо для транспортировки нефти. Желательно обеспечить трубу или резервуар с внутренней поверхностью, которая препятствует отложению нерастворимых органических материалов и неорганических материалов и обладает стойкостью к корродирующему воздействию кислот. Более того, желательно, чтобы внутренняя поверхность обладала многолетним сроком службы при жестких внешних условиях. Краткое описание изобретения Настоящее изобретение удовлетворяет такую потребность, предлагая трубу для транспортировки химикатов, более подробно трубу для транспортировки нефти (нефтепровода), имеющей внутреннюю поверхность, не допускающую прилипания, образованную при помощи предварительно отформованной фторополимерной пленки, приклеенной к ее внутренней поверхности. Предварительно отформованная пленка способна снизить и устранить отложение (накопление) одного или нескольких элементов из асфальтена, твердого парафина и неорганического осадка на внутренней поверхности нефтепровода. Предпочтительно, это снижение составляет по меньшей мере 40%, предпочтительно по меньшей мере 50%,для по меньшей мере одного из этих материалов по сравнению с необлицованной нефтяной трубой, и наиболее предпочтительно по меньшей мере 40% для всех из них. Это процентное снижение может быть определено периодическими измерениями количества накоплений внутри трубы, или просто тем путем,что наблюдается более чем удвоенное время производства до тех пор, пока работу нефтяной скважины не будет необходимо приостановить для очистки. Эти снижения отложений сопровождаются дополнительным преимуществом защиты от коррозии по сравнению с необлицованной нефтяной трубой. Снижение отложений облицованных труб согласно настоящему изобретению противоположно результату,полученному для нефтяных труб с облицовкой из эпоксидной смолы, в которых отложения больше, чем для необлицованной трубы. В предпочтительном воплощении, грунтовочный слой, предпочтительно из фторполимера, представляет собой средство для приклеивания предварительно отформованной пленки к внутренней поверхности резервуара или трубы. В данном воплощении предварительно отформованная пленка приклеивается к грунтовочному слою. Фторполимер в грунтовочном слое и предварительно отформованная пленка предпочтительно независимо выбираются из группы полимеров и сополимеров, состоящей из трифторэтилена, гексафторпропилена, монохлортрифторэтилена, дихлордифторэтилена, тетрафторэтилена, перфторбутилэтилена, перфтор(алкил-винилового простого эфира), винилиденфторида, и винилфторида и их смесей, и смесей вышеуказанных полимеров с нефторидными полимерами. В одном воплощении-1 011662 грунтовочный слой содержит по меньшей мере одно жаростойкое полимерное связующее вещество. В предпочтительном воплощении, внутренняя поверхность нефтяной трубы имеет фторполимерный барьерный слой, расположенный между грунтовочным слоем и предварительно отформованной пленкой. Изобретение также обеспечивает образование поверхности, не допускающей прилипания, на внутренней поверхности трубы для транспортировки химикатов, в особенности нефтепровода, при помощи следующих этапов: нанесения фторполимерного грунтовочного покрытия на внутреннюю поверхность,нагрев покрытия для образования грунтовочного слоя на поверхности, нанесение предварительно отформованной фторполимерной пленки на грунтовочный слой и присоединение методом сплавления предварительно отформованной фторполимерной пленки к грунтовочному слою путем обжига трубы. Облицованные трубы, образованные при помощи этого процесса, имеют поверхность, препятствующую прилипанию, которая выдерживает непрерывную работу при температуре по меньшей мере в 250F(121C). Предварительно отформованная пленка предпочтительно имеет форму трубчатой гильзы. В предпочтительном воплощении, трубчатая гильза наносится на внутреннюю поверхность трубы путем захвата одного конца гильзы, проталкивания гильзы в трубу, механического сужения гильзы, освобождения гильзы и предоставления ей возможности расширяться до тесного зацепления с вышеуказанной внутренней поверхностью трубы. Использование предварительно отформованной пленки позволяет образовывать толстое покрытие равномерной толщины. Неожиданно, что такая толстая пленка может быть приклеена к внутренней поверхности трубы при помощи грунтовочного слоя, что будет объяснено здесь далее. Подробное описание изобретения Настоящее изобретение относится к резервуару для транспортировки или хранения нефти или химикатов. В частности, резервуар может представлять собой бак для хранения или нефтепровод. Резервуар для хранения согласно настоящему изобретению может быть представлен к примеру трубой для транспортировки нефти (нефтяной трубой), которая может использоваться в виде последовательности таких труб в трубопроводе для транспортировки нефти или глубинном трубопроводе из нефтяной скважины, однако следует понимать, что резервуар согласно настоящему изобретению не ограничивается этим. Такие нефтяные трубы как правило являются большими и имеют внутренний диаметр по меньшей мере в 2 дюйма (5 см), а иногда он достигает и 6 дюймов (15,24 см), и длину по меньшей мере в 10 футов(3 м), чаще в 20 футов (6,1 м), и наиболее часто длина составляет по меньшей мере 30 футов (9,1 м). Несмотря на то, что относительные размеры нефтяной трубы большие, толщина облицовки довольно мала. Грунтовочный слой должен быть лишь достаточно тонким для того, чтобы приклеивать слой покрытия к себе и, тем самым, к внутренней поверхности нефтепровода. Трубы, как правило, состоят из жесткого металла, несмотря на то, что они могут быть изготовлены из гибкого металла. В целях экономии они, как правило, изготавливаются из углеродистой стали и, как таковые, подвержены корродирующему действию окисляющих компонентов нефти, если они не защищены коррозионностойким покрытием. В настоящем изобретении, поверхность, которая как является коррозионностойкой, так и обладает хорошими антиадгезивными свойствами, наносится на внутреннюю поверхность трубы. Положительные эффекты усматриваются также для труб, которые изготовлены из других подложек, таких как алюминий, нержавеющая сталь и другие коррозионностойкие сплавы. Поэтому в соответствии с настоящим изобретением предлагается труба, и, предпочтительно, нефтяная труба, которая имеет предварительно отформованную фторполимерную пленку, приклеенную к внутренней поверхности резервуара. В предпочтительном воплощении грунтовочный слой, предпочтительно из фторполимера, приклеивается к внутренней поверхности трубы. Грунтовочный слой нефтяной трубы предпочтительно имеет толщину в диапазоне от 5 до 100 мкм, предпочтительно от 10 до 30 мкм,достаточную для приклеивания предварительно отформованной пленки к грунтовочному слою. В особо предпочтительном воплощении предварительно отформованная пленка, как правило, имеет толщину от 20 мил до примерно 250 мил (500-6250 мкм), предпочтительно от 20 мил до примерно 100 мил (500-2500 мкм). Такие толстые пленки являются особенно выгодными в данных высокоабразивных и сильно коррозионных средах. Предварительно отформованная пленка является непроницаемой для коррозионных материалов, присутствующих в нефти, и представляет собой поверхность, препятствующую прилипанию нефти, за счет чего нерастворимые органические материалы, присутствующие в нефти, не прилипают к покрытию, и можно избежать ограничения потока нефти и забивания. Более того, толстая пленка способна обеспечить изоляцию для нефтяной трубы, чтобы смягчить изменения от горячих подземных условий до воздействия более холодных условий на поверхности земли, таким образом противодействуя отложению нерастворимых органических и неорганических материалов. Дополнительно, толстые пленки обладают повышенной стойкостью к песку и камню, содержащимся в нефти, и к влияниям инструментов, скребущих внутреннюю поверхность трубы, когда эти инструменты опускаются в скважину для различных измерений или операций технического обслуживания. Толстые пленки настоящего изобретения противостоят как проникновению, так и износу. Предварительно отформованная пленка не прилипает к внутренней поверхности трубы. Промежуточный грунтовочный слой обеспечивает приклеивание как к предварительно отформованной пленке,так и к внутренней поверхности трубы. Грунтовочный слой сам не обладает достаточными свойствами,-2 011662 противодействующими прилипанию, и непроницаемостью для коррозионных материалов, присутствующих в нефти, для защиты внутренней поверхности трубы от коррозии. Применение как грунтовочного слоя, так и предварительно отформованной пленки дает выгоду в виде обеспечения удовлетворительного приклеивания к внутренней металлической поверхности, в то же время предусматривая обеспечение предварительно отформованной пленки желаемой толщины. В особо предпочтительном воплощении внутренняя поверхность нефтяной трубы имеет фторполимерный барьерный слой, расположенный между грунтовочным слоем и предварительно отформованной пленкой. Барьерный слой имеет типичную толщину от примерно 1 до 10 мил (25-254 микрометра). Предпочтительно барьерный слой содержит фторполимер и частицы наполнителя пластинчатой формы,которые относительно инертны к химической коррозии. Частички образуют механический барьер от проникновения воды, растворителя и кислорода к подложке и присутствуют в количестве примерно от 2 до 10% от веса, в расчете на общую массу в сухом состоянии барьерного слоя. При нанесении распылением частицы стремятся выровняться параллельно внутренней поверхности трубы. Так как кислород,растворитель и вода не могут пройти через сами частицы, присутствие выровненных частиц дополнительно снижает уровень проникновения через полимерную пленку, которая образуется. Примеры типичных частиц наполнителя пластинчатой формы включают в себя слюду, пластинки из стекла или хлопья(флокены) из нержавеющей стали. Также в объем изобретения включен тот случай, когда предварительно отформованная пленка может содержать частицы наполнителя пластинчатой формы в присутствии либо в отсутствие промежуточного барьерного слоя. В данном воплощении, частицы присутствуют в слое предварительно отформованной пленки в количестве от 2 до 10% веса от веса предварительно отформованной пленки. Эти частицы стремятся выровняться при производстве предварительно отформованной пленки в течение традиционного процесса экструзии (выдавливания) и способствуют сопротивлению проникновения структуры пленки, образованной на внутренней поверхности трубы. Частицы пластинчатой формы компонента-наполнителя барьерного слоя предпочтительно представляют собой частицы слюды, включая частицы слюды, покрытые оксидным слоем, например оксидом железа или титана. Эти частицы имеют средний размер частиц примерно от 10 до 200 мкм, предпочтительно от 20 до 100 мкм, причем не более 50% частиц имеют средний размер частиц, превышающий 300 мкм. Частицы слюды, покрытые оксидной пленкой, описаны в патенте США 3087827 (Klenke и Stratton); 3087828 (Linton); и 3087829 (Linton). Частицы слюды, описанные в этих патентах, покрыты оксидами или гидроксидами титана, циркония, алюминия, цинка, сурьмы, олова, железа, меди, никеля, кобальта, хрома или ванадия. Также могут быть применены смеси покрытых частиц слюды. Фторполимеры Фторполимер в грунтовочном слое, барьерном слое и предварительно отформованной пленке независимо выбирается из группы полимеров и сополимеров, состоящей из трифторэтилена, гексафторпропилена, монохлортрифторэтилена, дихлодифторэтилена, тетрафторэтилена, перфторбутилэтилена, перфтор(алкил-винилового простого эфира), винилиденфторида и винилфторида, и их смесей, и смесей вышеуказанных полимеров с нефторидными полимерами. Фторполимеры, используемые в настоящем изобретении, предпочтительно являются обрабатываемыми в расплавленном состоянии. Под обрабатываемостью в расплавленном состоянии подразумевается, что полимер может быть обработан в расплавленном состоянии (т.е., из расплава можно изготовить фасонные изделия, такие как пленки, волокна и трубки и т.д., которые обладают достаточной прочностью и жесткостью для использования по назначению). Примеры таких полимеров, обрабатываемых в расплавленном состоянии, включают в себя сополимеры тетрафторэтилена (TFE), и по меньшей мере один фторированный сополимеризуемый мономер (сомономер), присутствующий в полимере в достаточном количестве для снижения температуры плавления сополимера существенно ниже температуры плавления гомополимера TFE, политетрафторэтилена (PTFE),например, до температуры плавления не более 315 С. Такие фторполимеры включают полихлотрифторэтилен, сополимеры тетрафторэтилена (TFE) или хлотрифторэтилена (CTFE). Предпочтительными сомономерами TFE являются перфторолефины, имеющие от 3 до 8 атомов углерода, такие как гексафторопропилен (HFP) и/или перфтор(алкил-виниловый простой эфир) (PAVE), в котором линейная или разветвленная алкильная группа содержит от 1 до 5 атомов углерода. Предпочтительными мономерами PAVE являются те, в которых алкильная группа содержит 1, 2, 3 или 4 атома углерода, и сополимер может быть составлен при помощи нескольких мономеров PAVE. Предпочтительные сополимеры TFE включают в себя FEP (сополимер TFE/HFP), PFA (сополимер TFE/PAVE),TFE/HP/PAVE, где PAVE представляет собой PEVE и/или PPVE и MFA (TFE/PMVE/PAVE, где алкильная группа PAVE имеет по меньшей мере два атома углерода). Сополимер, обрабатываемый в расплавленном состоянии, изготавливается путем включения определенного количества сомономера в сополимер для получения сополимера, который как правило имеет текучесть расплава примерно от 1 до 100 г/10 минут при измерении в соответствии с ASTM-D-1238 (ASTM-Американское Общество Специалистов по испытанию материалов) при температуре, которая является стандартной для данного сополимера. Как правило, вязкость расплава будет лежать в диапазоне от 102 Пас до примерно 106 Пас, предпоч-3 011662 тительно от 103 до примерно 105 Пас, при измерении при 372 С по способу согласно ASTM-D-1238, модифицированному, как описано в патенте США 4380618. Дополнительными фторполимерами, обрабатываемыми в расплавленном состоянии, являются сополимеры этилена или пропилена с TFE или CTFE,особенно ETFE, ECTFE, PCTFE, TFE/ETFE/HFP (также известный как THV) и TFE/E/HFP (также известный как EFEP). Дополнительные подходящие полимеры представляют собой пленкообразующие полимеры поливинилиденфторида (PVDF) и сополимеры винилиденфторида, а также поливинилфторид(PVF) и сополимеры винилфторида. Несмотря на то, что фторполимерный компонент предпочтительно является обрабатываемым в расплавленном состоянии, политетрафторэтилен (PTFE), включая модифицированный PTFE, который не является обрабатываемым в расплавленном состоянии, может быть использован вместе с фторполимерами, обрабатываемыми в расплавленном состоянии, или вместо такого фторполимера. Под модифицированным PTFE подразумевается PTFE, содержащий небольшое количество модификатора сомономера,который улучшает способность пленкообразования в ходе обжига (плавления), такого как перфторолефин, особенно гексафторпропилен (HFP) или перфтор(алкилвиниловый)простой эфир (PAVE), где алкильная группа содержит от 1 до 5 атомов углерода, причем перфтор(этилвиниловый) эфир (PEVE) и перфтор(пропилвиниловый) эфир (PPVE) являются предпочтительными. Количество такого модификатора таково, что оно будет недостаточным для придания PTFE способности обрабатываться в расплавленном состоянии, как правило не более 0,5 молекулярных процентов. PTFE, также для упрощения, может иметь единственную вязкость расплава, как правило по меньшей мере 1109 Пас, но для образования фторполимерного компонента может быть использована смесь PTFE с разными вязкостями расплава. Такая высокая вязкость расплава указывает на то, что PTFE не растекается в расплавленном состоянии и поэтому не является обрабатываемым в расплавленном состоянии. Фторполимеры в грунтовочном слое, предварительно отформованной пленке и барьерном слое могут быть одинаковыми или различными при условии, что при спекании вместе они приклеиваются друг к другу. Фторполимер в грунтовочном слое и барьерном слое, используемый в этом изобретении, предпочтительно независимо выбирается из обрабатываемых в расплавленном состоянии фторированного сополимера этилена/пропилена, сополимера этилена/тетрафторэтилена и сополимера тетрафторэтилена/перфтор(алкилвинилового эфира). Фторполимер в предварительно отформованной пленке согласно изобретению предпочтительно выбирается из поливинилфторида (PVF), фторированного сополимера этилена/пропилена, сополимера этилена/тетрафторэтилена, сополимера тетрафторэтилена/перфтор(алкилвинилового эфира), поливинилиденфторида и смеси поливинилиденфторида и акрилового полимера, предпочтительно не фторированного акрилового полимера. Предпочтительным ингредиентом в грунтовочном слое является жаростойкое полимерное связующее вещество, присутствие которого позволяет грунтовочному слою приклеиваться к внутренней поверхности трубы. Компонент связующего вещества состоит из полимера, который является пленкообразующим при нагреве до расплавления, а также является теплоустойчивым. Этот компонент хорошо известен в грунтовочных применениях для нелипких отделок, для приклеивания грунтовочного слоя, содержащего фторполимер, к подложкам и для пленкообразования внутри и в качестве части грунтовочного слоя. Фторполимер сам по себе прилипает слегка или не прилипает вовсе к внутренней поверхности металлической трубы. Связующее вещество, как правило, является не фторированным и тем не менее приклеивается к фторполимеру. Примеры не фторированных теплоустойчивых полимерных связующих веществ включают в себя полиамидимид (PAI), полиимид (PI), сульфид полифенилена (PPS), полиэфирсульфон (PES), полиарилен-эфиркетон, полиэфирамид, и поли (1,4(2,6-диметилфенил)оксид), также известный как оксид полифенилена (РРО). Данные полимеры также не содержат фтора и являются термопластичными. Все эти смолы являются теплоустойчивыми при температуре по меньшей мере 140 С. Полиэфирсульфон является аморфным полимером, имеющим длительную температуру использования (теплоустойчивость) до 190 С, и температуру стеклования в 220 С. Полиамидимид является теплоустойчивым при температурах по меньшей мере в 250 С и плавится при температурах по меньшей мере в 290 С. Сульфид полифенилена плавится при 285 С. Полиариленэфир-кетоны являются теплоустойчивыми по меньшей мере при 250 С и плавятся при температурах по меньшей мере в 300 С. Когда грунтовочный состав наносится как жидкая среда, адгезивные свойства, описанные выше, будут проявляться при высыхании и обжигании грунтовочного слоя вместе с обжиганием следующего нанесенного слоя фторполимера для образования не допускающего прилипания покрытия подложки. Полимерное связующее вещество может быть нанесено в качестве грунтовки на внутреннюю поверхность трубы после обработки для удаления загрязнений и их растворения, до нанесения грунтовочного слоя. Получившаяся высушенная тонкая пленка полимерного связующего вещества может дополнительно усилить приклеивание грунтовочного слоя к внутренней поверхности трубы. Для простоты, при образовании связующего компонента грунтовочного состава согласно настоя-4 011662 щему изобретению может быть использована лишь одна связующая смола. Однако для использования в этом изобретении также предусмотрено множество связующих смол, особенно когда желательно получить определенные конечные свойства, такие как гибкость, жесткость или защита от коррозии. Обычные комбинации включают в себя PAI/PES, PAI/PPS и PES/PPS. В грунтовочном слое могут быть представлены другие ингредиенты, такие как пигменты, наполнители, жидкости с высокой температурой кипения, дисперсионные добавки и модификаторы поверхностного натяжения. Грунтовочный слой, как правило, имеет жидкостную основу. Жидкая основа грунтовочного покрытия предпочтительно представляет собой органический растворитель. Хотя в некоторых применениях могут быть использованы грунтовочные слои на водной основе, использование растворителей ограничивает создание ржавчины на внутренней поверхности трубы, которая может мешать приклеиванию грунтовочного слоя к поверхности трубы. Предпочтительная жидкость, которая позволяет грунтовочному слою иметь жидкий состав, является одним или несколькими органическими растворителями, внутри которых распределен фторполимер,присутствующий в виде частиц, и присутствует полимерное связующее вещество либо в виде рассеянных частиц, либо растворенным в растворителе. Свойства органической жидкости будут зависеть от особенностей полимерного связующего вещества и от того, является ли желательным его растворение или рассеивание. Примеры таких жидкостей включают N-метилпирролидон, бутиролактон, метилизобутилкетон, ароматические растворители с большой температурой кипения, спирты, их смеси. Количество органической жидкости будет зависеть от текучести (реологических свойств), желаемых для отдельной операции покрытия. Растворитель должен иметь точку кипения от 50 до 200 С, чтобы не быть слишком летучим при комнатной температуре, но чтобы испаряться при приемлемых повышенных температурах ниже температуры обжига фторполимера. Толщина грунтовочного покрытия устанавливается опытным путем для отдельного выбранного грунтовочного состава, включая концентрации его фторполимера и полимерного связующего вещества и относительное присутствующее количество растворителя. Грунтовочный слой нефтяной трубы предпочтительно имеет толщину в диапазоне от 5 до 100 мкм, предпочтительно 10-30 мкм. Предпочтительно грунтовочный слой содержит от 40 до 75 мас.% растворителя в расчете на общий вес растворителя, фторполимера и полимерного связующего вещества. Также в качестве грунтовочного слоя могут быть использованы порошковые покрытия. Примеры подходящих композиций порошковых покрытий содержат перфторполимер и связующее полимерное вещество, причем эти компоненты связаны друг с другом в мультикомпонентные частицы, которые описаны в патентах США 6232372 и 6518349. Когда грунтовочный слой наносится в виде сухого порошка,адгезивные свойства начинают проявляться, когда грунтовочный слой обжигается. Предварительно отформованная фторполимерная пленка может быть выполнена из полимеров, обрабатываемых в расплавленном состоянии, путем хорошо известных процессов формования путем экструзии в расплавленном состоянии, в качестве примеров можно привести пленки из ETFE, FEP и PFA. Кроме того, фторполимерная пленка может быть сформирована из жидких составов, которые представляют собой либо растворы, либо дисперсии фторполимера, путем литья или при помощи процессов экструзии (выдавливания) пластифицированного расплава. Примеры включают в себя смеси поливинилиденфторида или его сополимеров и тройных сополимеров, и акриловой смолы в качестве основных компонентов. PVF представляет собой полукристаллический полимер, из которого может быть сформирована пленка путем экструзии пластифицированного расплава. Несмотря на то, что не существует технических растворителей для PVF при температуре ниже 100 С, скрытые (латентные) растворители, такие как пропиленкарбонат, N-метилпирролидон, y-бутиролактон, сульфолан и диметилацетамид используются для растворения полимера при повышенных температурах, вынуждая частицы соединяться и позволяя экструзию пленки, содержащей латентный растворитель, который может быть удален путем высушивания. Предварительно отформованная фторполимерная пленка может также состоять из пленок, которые не являются обрабатываемыми в расплавленном состоянии, например путем экструзии пасты, как описано в патенте США 2685707. При экструзии пасты композиция выдавливаемой пасты образована перемешиванием тонкого порошка PTFE с органической смазкой, которая обладает вязкостью, составляющей по меньшей мере 0,45 сантипуаз (сП) при 25 С, и является жидкостью в условиях последующей экструзии. PTFE поглощает смазку, в результате чего получается сухая, коалесцирующая под давлением пастообразная экструзионная композиция, которая также называется смазанным тонким порошком PTFE. В ходе экструзии пасты, которая, как правило, осуществляется при температуре от 20 до 60 С, смазанный тонкий порошок нагнетается через экструзионную головку для образования смазанного необожженного экструдата. Смазанный необожженный экструдат затем нагревается, как правило, до температуры от 100 до 250 С, для придания летучести смазке и вывода ее из экструдата. В большинстве случаев высушенный экструдат нагревается до температуры, близкой или превосходящей точку плавления PTFE, как правило, от 327 до 500 С, для спекания PTFE.-5 011662 Альтернативно, гранулированный PTFE может быть подвержен изостатическому формованию или поршневой экструзии для получения трубчатой гильзы и помещен в корпус трубы. В данном воплощении гильза обрабатывается до размера, несколько превышающего внутренний диаметр (I.D.) стального корпуса, в который она устанавливается. Гильза предпочтительно протягивается через сужающую головку в трубу, которая была загрунтована. Запрограммированный цикл нагрева ослабляет гильзу внутри стального корпуса, что приводит к скользящей посадке гильзы. Трубы согласно настоящему изобретению способны выдерживать тяжелые условия производства нефти. Эти трубы способны выдерживать типичные пластовые условия, которые составляют по меньшей мере около 250F (121C) и 7500 фунтов на квадратный дюйм (52 мПа), довольно часто условия составляют 275F (135C) и 10000 фунтов на квадратный дюйм (69 мПа). Трубы согласно настоящему изобретению также способны выдерживать столь жесткие условия, как 350F (177C) и 20000 фунтов на квадратный дюйм (138 мПа), присутствующие в некоторых запасах с высокой температурой/высоким давлением. Изобретение также применимо к трубе, используемой в химической обрабатывающей промышленности (CPI), особенно в тех применениях, где встречаются такие температуры, как упомянутые выше. В CPI используются температуры в по меньшей мере около 350F (177C), и даже 400F (204C). Трубы согласно предпочтительному воплощению настоящего изобретения обладают превосходной сопротивляемостью проникновению коррозионных химикатов благодаря как своей конструкции, т.е. грунтовочному слою и толстой предварительно отформованной пленке с возможным промежуточным барьерным слоем, так и своему прочному приклеиванию к внутренней поверхности трубы при помощи грунтовочного слоя. В системах предшествующего уровня техники, где присутствует лишь пленочная гильза, газ способен проникать через пленку, оказывая при этом как корродирующее воздействие на трубу, так и давление на пленку со стороны пленки, контактирующей с металлом. Это приводит к образованию вздутий во внутренней поверхности, обращенной к металлическому слою, и возможному выпучиванию пленки, что ограничивает и возможно блокирует внутреннее пространство трубы. Трубы согласно настоящему изобретению способны сдерживать проникновение газов и паров и противостоят накоплению химикатов на внутренней поверхности металла, и грунтовочный слой/пленка значительно задерживают катастрофический (полный) отказ. Облицованные трубы согласно настоящему изобретению способны выдерживать вышеописанные условия на протяжении долгого срока, например по меньшей мере в течение 30 дней, предпочтительно по меньшей мере в течение около 60 дней, и наиболее предпочтительно по меньшей мере в течение 12 месяцев. Большая величина внутренней поверхности такой трубы, в которой фторполимерная гильза закреплена лишь под действием приклеивания к внутренней поверхности трубы, требует высокой целостности адгезивного сцепления, иначе изменяющиеся условия температуры, давления и даже механических контактов могут вызвать отделение гильзы от внутренней поверхности, что приведет к потерям в защите от коррозии, и возможно даже в защите от прилипания, если гильза разорвется. Более того, отделение гильзы может привести к разрушению гильзы, что в свою очередь вызовет снижение потока или даже забивание (закупоривание). Кроме того, в дополнение к вышеуказанным преимуществам, настоящее изобретение способно снизить отложение по меньшей мере одного из следующих элементов: асфальтены, твердый парафин и неорганический осадок, по меньшей мере на 40% по сравнению с внутренней поверхностью вышеуказанной нефтяной трубы без наличия вышеуказанной предварительно отформованной пленки. Дополнительно, предварительно отформованная пленка обеспечивает защиту внутренней поверхности трубы от коррозии. Процесс Настоящее изобретение дополнительно обеспечивает формирование поверхности, не допускающей прилипание, на внутренней поверхности трубы при помощи следующих этапов: нанесение фторполимерного грунтовочного покрытия на внутреннюю поверхность, нагрев покрытия с формированием грунтовочного слоя на поверхности, нанесение предварительно отформованной фторполимерной пленки на грунтовочный слой, и присоединение методом сплавления предварительно отформованной фторполимерной пленки к грунтовочному слою путем обжига трубы. В результате этого получается труба, в которой поверхность, не допускающая прилипания, выдерживает непрерывную эксплуатацию при температуре в по меньшей мере около 250F (121C), как описано выше. В предпочтительном воплощении труба представляет собой трубу для транспортировки нефти. Нагрев является, необязательно, достаточным для спекания грунтовочного слоя. Широкое разнообразие металлических подложек, таких как алюминиевая,из нержавеющей стали, и особенно из металлов, которые не являются коррозионностойкими, таких как углеродистая сталь, подходит для трубы согласно настоящему изобретению. При необходимости с внутренней поверхности трубы могут быть удалены загрязнения до формирования на ней грунтовочного слоя. Этап удаления осуществляется в целях обеспечения очищенной поверхности приклеивания для предварительно отформованной пленки, которую следует приклеить к внутренней поверхности нефтяной трубы, предпочтительно при использовании промежуточного грунтовочного слоя для обеспечения необходимого полноценного склеивания (между внутренней поверхностью трубы и грунтовочный слоем и между грунтовочным слоем и предварительно отформованной-6 011662 пленкой). Как правило только что произведенная и поставленная нефтяная труба будет иметь защитное покрытие из консерванта (ингибитор коррозии) на внутренней, относительно гладкой поверхности для противостояния коррозии. Предпочтительно этап удаления включает в себя как очищение внутренней поверхности трубы, так и придание ей шероховатости, например при помощи пескоструйной обработки, таким образом избавляя внутреннюю поверхность от загрязнений, которые могут помешать приклеиванию, и обеспечивая более липкую поверхность для грунтовочного слоя, если он используется, или для предварительно отформованной пленки. Могут быть использованы традиционные мыла и очищающие средства. Труба может быть дополнительно очищена путем обжига на воздухе при высоких температурах, каких как температуры в 800F (427C) или более. Очищенная внутренняя поверхность затем предпочтительно подвергается пескоструйной обработке, с абразивными частицами, такими как песок или глинозем, или ей может быть придана шероховатость, например путем химического травления, для формирования шероховатой поверхности для улучшения приклеивания грунтовочного слоя. Пескоструйной обработки достаточно для удаления любой ржавчины, которая может присутствовать, что способствует тем самым очищению внутренней поверхности. Шероховатость, желаемая для приклеивания грунтовочного слоя, может характеризоваться средней шероховатостью от 1 до 75 мкм. Этап формирования включает в себя затвердевание грунтовочного слоя из состояния высушенной жидкости или порошкового состояния до твердой пленки и присоединение путем сплавления предварительно отформованной пленки. Это затвердевание, как правило, требует обжига обоих слоев, либо последовательно, либо одновременно. В этой связи термин обжиг используется в своем самом широком смысле достижения вышеуказанного затвердевания. Иногда для описания пленкообразующего эффекта используется термин отверждение; отверждение включено в значение термина обжиг. Как правило, обжиг осуществляется путем простого нагрева слоя (слоев) в достаточной степени сверх температуры плавления перфторполимера для того, чтобы грунтовочный слой растекался и сплавлялся с предварительно отформованной пленкой. Может быть необходимо, чтобы грунтовочный слой лишь частично затвердевал, например при помощи высушивания, если он наносится как состав на основе жидкости, и возможно частично расплавлялся, при этом полное затвердевание происходит после присоединения методом сплавления к предварительно отформованной пленке. В предпочтительном воплощении грунтовочный слой наносится на чистую, прошедшую пескоструйную обработку внутреннюю поверхность трубы путем распыления состава на жидкостной основе из форсунки на конце трубы, простирающейся внутрь трубы и вдоль ее продольной оси. Грунтовочный слой предпочтительно наносится на нагретую трубу для избегания плывучести, капания и наплыва. Как правило, труба предварительно нагревается до 110-125F (43-52 С), но могут быть использованы и более высокие температуры при условии, что они примерно на 20F ниже точки кипения растворителя состава. Распыление начинается с дальнего конца трубы и продвигается назад вдоль ее продольной оси по мере того, как распылением наносится покрытие на жидкостной основе до тех пор, пока не будет покрыта вся поверхность. Труба, имеющая на своем конце распылительную форсунку, поддерживается по своей длине и располагается по оси внутри трубы при помощи салазок, расположенных вдоль длины трубы. Когда труба и ее форсунка выводится из трубы, салазки скользят вдоль внутренней поверхности трубы, оставляя лежащую ниже внутреннюю поверхность открытой для приема распыляемого покрытия. Нагрев грунтовочного покрытия является достаточным для высушивания покрытия с образованием грунтовочного слоя и может даже быть достаточным для обжига грунтовочного слоя, до нанесения предварительно отформованной пленки. Под температурой плавления подразумевается пик поглощения фторполимера, полученный при анализе DSC (цифровом преобразователе стандартов). Барьерный слой,если таковой используется, наносится тем же способом, что и грунтовочный слой, и может быть нагрет вместе с грунтовочным слоем или нанесен на высушенный грунтовочный слой, и затем нагрет до высушивания или спекания до нанесения предварительно отформованной фторполимерной пленки. Под присоединением методом сплавления подразумевается, что труба нагревается в достаточной степени для того, чтобы в расплавленном состоянии приклеить предварительно отформованную пленку к грунтовочному слою или промежуточному барьерному слою. То есть, граничные поверхности грунтовочного слоя/пленки, или граничные поверхности грунтовочного слоя/барьерного слоя/предварительно отформованной пленки в зависимости от обстоятельств сплавляются вместе в достаточной степени для того, чтобы прочно приклеить пленку к слою (слоям). Температуры при присоединении методом сплавления зависят от конкретного фторполимера, присутствующего в предварительно отформованной пленке. Для PFA или FEP трубу нагревают (обжигают) традиционными средствами до температуры между 500 и 700F (от 260 до 371 С). Для ETFE трубу нагревают при помощи традиционных средств до температуры между 550 и 630F (от 288 до 332 С). Время для присоединения методом сплавления зависит от используемой температуры обжига, но, как правило, оно составляет от 5 до 60 мин. Время обжига и температура должны быть достаточными для достижения прочного приклеивания в расплавленном состоянии между предварительно отформованной пленкой и грунтовочным или барьерным слоями. По мере охлаждения трубы существует тенденция к усадке предварительно отформованной пленки. Внутреннее склеивание между грунтовочным слоем (и барьерным слоем, если он присутствует) и предварительно-7 011662 отформованной пленкой неожиданно является достаточным для предотвращения отрывания пленки от грунтовочного слоя или барьерного слоя. Предварительно отформованная пленка является достаточно толстой и лишенной дефектов для того, чтобы минимизировать прохождение коррозионного материала к внутренней поверхности трубы. Присутствие фторполимера в предварительно отформованной пленке обеспечивает как превосходную непроницаемость, так и характер, не допускающий прилипания. Присутствие фторполимера в грунтовочном слое позволяет присоединить методом сплавления предварительно отформованную пленку к грунтовочному слою при осуществлении этапа обжига. Предварительно отформованная пленка предпочтительно имеет форму трубчатой гильзы, причем внешний диаметр гильзы больше, чем внутренний диаметр трубы, которую следует облицевать. В предпочтительном воплощении начальный внешний диаметр вышеуказанной трубчатой гильзы примерно на 10-15% больше внутреннего диаметра трубы. В более предпочтительном воплощении, трубчатая гильза присоединяется к внутренней поверхности трубы согласно указаниям патента США 3462825 (Поуп и др.) путем захвата одного конца гильзы, протягивания гильзы в нефтяную трубу с механическим сужением внешнего диаметра, освобождение гильзы и предоставление ей возможности расширяться до тесного зацепления с грунтовочным слоем (или барьерным слоем, если таковой присутствует) на внутренней поверхности трубы. Предпочтительный способ уменьшения внешнего диаметра состоит в протягивании гильзы в нефтяную трубу через сужающую головку, как описано у Поупа и др. Альтернативные средства снижения диаметра трубчатой гильзы, такие, чтобы ее можно было протянуть в нефтяную трубу меньшего внутреннего диаметра включают в себя 1) протягивание трубчатой гильзы под натяжением, при котором длина гильзы возрастает и диаметр гильзы снижается, как описано в USP 5454419, Vloedman, 2) протягивание трубчатой гильзы через ролики, уменьшающие диаметр, подобные описанным в Канадском патенте 1241262 (Whyman и др.). Так или иначе, как только трубчатая гильза помещена в нефтяную трубу, ее высвобождение предоставляет гильзе возможность расширяться до тесного зацепления с грунтовочным слоем (или барьерным слоем, если таковой присутствует) внутренней поверхности трубы. В зависимости от особенностей гильзы (толщина стенок, % сжатия и точный вещественный состав) может быть определен цикл нагрева для освобождения/повторного расширения гильзы плотно к стенкам трубы. После повторного расширения гильзы труба обжигается для обеспечения присоединения методом сплавления гильзы к грунтовочному слою, который приклеивается к внутренней поверхности трубы. Обжиг грунтовочного слоя (и барьерного слоя, если таковой присутствует) и присоединение методом сплавления этого слоя к предварительно отформованной пленке осуществляется путем помещения трубы в печь и достаточного нагрева всей трубы для того, чтобы возникло спекание или соединение методом сплавления. Альтернативный способ производства облицованной трубы называется обжим. В данном воплощении, предварительно отформованная пленка предпочтительно имеет форму трубчатой гильзы, внешний диаметр которой меньше внутреннего диаметра трубы, подлежащей облицовке. В предпочтительном воплощении, изначальный внешний диаметр вышеуказанной трубчатой гильзы на 10-15% меньше внутреннего диаметра трубы. Обжим включает в себя механическое уменьшение диаметра стальной трубы вокруг гильзы при помощи обжимного устройства, такого как Abby Etna Rotary Swager, которое прилагает большое количество силы к трубе при помощи ковки, например, применяя 2400 ударов в минуту для того, чтобы подогнать трубу к гильзе. Как и в вышеописанном процессе, труба грунтуется до помещения в нее гильзы. После помещения гильзы и обжима трубы вокруг гильзы, труба помещается в печь и нагревается достаточно для возникновения присоединения путем сплавления. Несмотря на то, что Поуп и др. уже описали производство трубы с фторполимерной гильзой, в их указаниях существуют недостатки при попытке применить их к трубам согласно настоящему изобретению. Циклические изменения давления и температуры, которые могут возникнуть при использовании такой облицованной трубы, могут вызвать изгибание гильзы и ее отрыв от внутренней поверхности, что в свою очередь позволит газам и жидкостям накапливаться между гильзой и поверхностью стенки, и будет сужать канал для потока нефти. При помощи настоящего изобретения такой изгиб предотвращается,так как на внутренней поверхности трубы присутствует грунтовочный слой, приклеивающий пленку к внутренней поверхности. Неожиданно, что фторполимерная пленка приклеивается к грунтовочному покрытию. Приклеивание пленки к грунтовочному слою требует нагрева трубы, достаточного для расплавления граничной поверхности грунтовочного слоя/пленки и затем охлаждения трубы. Пленка обладает большей усадкой из-за охлаждения, чем труба, что будет вынуждать пленку оторваться от грунтовочного слоя. Тем не менее, склеивание, достигнутое в расплавленном состоянии, остается неповрежденным, что приводит к тому, что пленка образует гильзу, которая связана с трубой при помощи промежуточного грунтовочного (или барьерного) слоя. Расширение пленки в течение этапа нагрева, хотя оно теоретически больше, чем расширение трубы, ограничивается эффектом релаксации при нагреве пленки до расплавленного или почти расплавленного состояния. Усадка пленки в ходе охлаждения начинается от этого освобожденного (релаксированного) состояния и затем опережает усадку трубы. При таких условиях удивительно, что расплавленная пленка сохраняет свою целостность в ходе охлаждения. В настоящем изобретении подход Поупа и др. для облицовки трубы, состоящий в подгонке путем расширения, заме-8 011662 щается гильзой, присоединенной путем сплавления, которая в отличие от неприклеенной гильзы противостоит отделению и вздутию. Примеры Подготовка образцов для каждого типа испытаний приведена дальше в примерах. Грунтовочные слои, сформированные в примерах, имеют следующие составы перед обжигом: Таблица 1. Жидкие грунтовкиNMP - N-метил-2-пирролидонДругие органические вещества могут включать в себя растворители, такие как MIBK (метилизобутилкетон), углеводороды, такие как тяжелый лигроин, ксилол и т.д., фурфуриловый спирт, триэтаноламин или их смеси.FEP: фторполимер TFE/HFP, содержащий 11,1-12,4 мас.% HFP, средний размер частиц 8 мкм и текучесть расплава 6,5-7,5 г/10 мин, измеренная при 372 С способом согласно ASTM D-1238.ETFE: фторполимер E/TFE/PFBE, содержащий 14-16 мас.%, этилена и 4,0-5,4 мас.% PFBE, средний размер частиц составляет 8 мкм и текучесть расплава составляет от 3,9 до 7,1 г/10 мин, измеренная при 298 С способом согласно ASTM D-1238. Барьерный слой, сформированный в примерах, имеет следующий состав до обжига: Слюда имеет красный цветPFA: фторполимерная смола TFE/PPVE, содержащая 3,2-4,1 мас.%. PPVE, имеющая текучесть расплава от 1,7 до 2,1 г/10 мин и средний размер частиц 35 мкм. Полимерный верхний пленочный слой, выполненный в следующих примерах, имеет следующие составы: Таблица 3. Полимерный верхний пленочный слой Фторированный PFA: фторполимерная смола TFE/PEVE, фторированная согласно указаниям патента США 4743658 (Imbalzano и пр./DuPont).- 10011662 Испытания на отслаивание/прилипание В примерах с 1 по 9 и сравнительных примерах А-Е подложками для покрытия и измерения сопротивления отслаиванию являются алюминиевые листы, примерно 8 дюймов 8 дюймов (20,320,3 сантиметра) и толщиной в 200 микродюймов (5,1 мкм). Листы очищаются путем обжига в течении 30 мин при 800F (427C) и подвергаются пескоструйной обработке оксидом алюминия с размером зерна 40 до шероховатости приблизительно от 70 до 125 микродюймов (1,8-3,2 мкм) Ra. Жидкие покрытия наносят при помощи распылителя, Модель Номер MSA-510, производимую компанией DeVilbiss, расположенной вGlendale Heights, IL (Иллинойс). Верхний полимерный пленочный слой наносят путем прессования при помощи гидравлического пресса, модель Р-21, производимая фирмой Pasadena Hydraulic Inc., расположенной в El Monte, CA (Калифорния). Прессование включает в себя ряд последовательных этапов, на которых материал подвергается ряду повышенных давлений при заданной температуре. Условия прессования изменяются в зависимости от состава верхней фторполимерной пленки. Пленочный слой может быть отформован предварительно или, для некоторых из этих примеров, может быть сформирован непосредственно на образце из материала в форме куба (кубы имеют размер порядка 10004000 мкм). Сходные результаты достигаются при любом из этих способов пленкообразования. Непосредственное нанесение кубов на образцы с последующим формованием при помощи прессования имитирует нанесение предварительно отформованной пленки, которая представляет собой предпочтительное воплощение для настоящего изобретения, особенно при нанесении пленки на внутреннюю поверхность фасонных изделий, таких как трубы. Независимо от предварительного формирования или нанесения в виде кубов, верхняя полимерная пленка напрессовывается на образец при помощи рамы размерами 6 дюймов на 6 дюймов (15,2 см 15,2 см). Примерно 56 г материала используют для каждого образца, получая пленку примерно 1000 мкм толщиной. Для формирования язычков для использования при испытании на сопротивляемость отслаиванию (согласно ASTM D 1876), кусок пленки Kapton помещают на грань образца до прессования, предотвращая таким образом контакт материала, используемого в верхней пленке, с образцом в области, где размещен кусок пленки Kapton, в ходе процесса прессования. Условия прессования показаны в табл. 4. После горячего прессования образец немедленно снимают с горячего пресса и помещают на холодный пресс (та же модель, что и выше, но без регулятора температуры) для охлаждения в соответствии с условиями, перечисленными в табл. 4. Таблица 4. Условия прессования- 11011662 После охлаждения от каждого образца отрезают 5 полос (каждая 1 дюйм 6 дюймов, 2,5 см 15,2 см). Отдельные полосы помещают в печь для дополнительного обжига, как описано в примерах, для обеспечения того, чтобы предварительно отформованная пленка присоединялась путем сплавления. Атмосфера в печи представляет собой окружающий воздух. Испытания на прочность прилипания/сопротивление отслаиванию осуществляют согласно ASTM D-1876 на полосах после присоединения путем сплавления, как описано в примерах. Регистрируют сопротивление отслаиванию (фунтсилы/дюйм) - нарушения граничной поверхности. Превосходное приклеивание подложек с пленками, не допускающими прилипания, очевидно в примерах согласно настоящему изобретению при сравнении с подложками, подготовленными в сравнительных примерах, где не используются грунтовочные системы. Это сравнение суммировано в табл. 5. Сравнительный пример А. Алюминиевый лист подвергают легкой пескоструйной обработке. Полимерную пленку А напрессовывают на лист, не имеющий какого-либо грунтовочного и барьерного слоя. Толщина полимерной пленки А составляет около 1000 мкм. Образец разрезают на полосы, обжигаемые при температуре 350 С в течение 5 мин, и испытывают в испытании на расслаивание при 180 согласно ASTM D 1876. Прочность прилипания составляет 11 фунт-силы/дюйм. Пример 1. Алюминиевый лист подвергают легкой пескоструйной обработке. Грунтовочный слой 1 распыляют на лист и высушивают в течение 10 мин при 399 С. Грунтовочный слой имеет толщину от 5 до 10 мкм. Полимерную пленку А напрессовывают на грунтованный лист. Толщина полимерной пленки А составляет около 1000 мкм. Образец разрезают на полосы, обжигают в течение 5 мин при температуре 350 С и испытывают в испытании на расслаивание при 180 согласно ASTM D 1876. Прочность прилипания составляет 14 фунт-силы/дюйм. Пример 2. Алюминиевый лист подвергают легкой пескоструйной обработке. Грунтовочный слой 1 распыляют на лист и высушивают в течение 10 мин при 177 С. Барьерный слой А затем распыляют на грунтованный лист и высушивают в течение 10 мин при температуре 399 С. Грунтовочный слой имеет толщину от 5 до 10 мкм. Барьерный слой имеет толщину от 30 до 60 мкмм. Полимерную пленку А напрессовывают на фольгу. Толщина полимерной пленки А составляет около 1000 мкм. Образец разрезают на полосы, обжигают в течение 5 мин при температуре 350 С и испытывают в испытании на расслаивание при 180 согласно ASTM D 1876. Прочность прилипания составляет 15 фунт-силы/дюйм. Сравнительный пример В. Алюминиевый лист подвергают легкой пескоструйной обработке. Полимерную пленку В напрессовывают на лист, не имеющий какого-либо грунтовочного и барьерного слоя. Толщина полимерной пленки В составляет около 1000 мкм. Образец разрезают на полосы, обжигаемые при температуре 350 С в течение 5 минут, и испытывают в испытании на расслаивание при 180 согласно ASTM D 1876. Прочность прилипания составляет 11 фунт-силы/ дюйм. Пример 3. Алюминиевый лист подвергают легкой пескоструйной обработке. Грунтовочный слой 1 распыляют на лист и высушивают в течение 10 мин при 399 С. Грунтовочный слой имеет толщину от 5 до 10 мкм. Полимерную пленку В напрессовывают на грунтованную фольгу. Толщина полимерной пленки В составляет около 1000 мкм. Образец разрезают на полосы, обжигают в течение 5 мин при температуре 350 С и испытывают в испытании на расслаивание при 180 согласно ASTM D 1876. Прочность прилипания составляет 13 фунт-силы/дюйм. Пример 4. Алюминиевый лист подвергают легкой пескоструйной обработке. Грунтовочный слой 1 распыляют на фольгу и высушивают в течение 10 мин при 177 С. Барьерный слой А затем распыляют на грунтованный лист и высушивают в течение 10 мин при температуре 399 С. Грунтовочный слой имеет толщину от 5 до 10 мкм. Барьерный слой имеет толщину от 30 до 60 мкм. Полимерную пленку В напрессовывают на фольгу. Толщина полимерной пленки В составляет около 1000 мкм. Образец разрезают на полосы, обжигают в течение 5 мин при температуре 350 С и испытывают в испытании на расслаивание при 180 согласно ASTM D 1876. Прочность прилипания составляет 17 фунт-силы/ дюйм. Сравнительный пример С. Алюминиевый лист подвергают легкой пескоструйной обработке. Полимерную пленку С напрессовывают на лист, не имеющий какого-либо грунтовочного и барьерного слоя. Толщина полимерной пленки С составляет около 1000 мкм. Образец разрезают на полосы, обжигаемые при температуре 350 С в течение 5 мин, и испытывают в испытании на расслаивание при 180 согласно ASTM D 1876. Прочность прилипания составляет 11 фунт-силы/ дюйм. Пример 5. Алюминиевый лист подвергают легкой пескоструйной обработке. Грунтовочный слой 1 распыляют на лист и высушивают в течение 10 мин при 399 С. Грунтовочный слой имеет толщину от 5 до 10 мкм. Полимерную пленку С напрессовывают на грунтованную фольгу. Толщина полимерной пленки С со- 12011662 ставляет около 1000 мкм. Образец разрезают на полосы, обжигают в течение 5 мин при температуре 350 С и испытывают в испытании на расслаивание при 180 согласно ASTM D 1876. Прочность прилипания составляет 14 фунт-силы/дюйм. Пример 6. Алюминиевый лист подвергают легкой пескоструйной обработке. Грунтовочный слой 1 распыляют на фольгу и высушивают в течение 10 мин при 177 С. Барьерный слой А затем распыляют на грунтованную фольгу и высушивают в течение 10 мин при температуре 399 С. Грунтовочный слой имеет толщину от 5 до 10 мкм. Барьерный слой имеет толщину от 30 до 60 мкм. Полимерную пленку С напрессовывают на фольгу. Толщина полимерной пленки С составляет около 1000 мкм. Образец разрезают на полосы,обжигают в течение 5 мин при температуре 350 С и испытывают в испытании на расслаивание при 180 согласно ASTM D 1876. Прочность прилипания составляет 14 фунт-силы/ дюйм. Сравнительный пример D. Алюминиевый лист подвергают легкой пескоструйной обработке. Полимерную пленку D напрессовывают на лист, не имеющий какого-либо грунтовочного и барьерного слоя. Толщина полимерной пленки D составляет около 1000 мкм. Образец разрезают на полосы, обжигаемые при температуре 350 С в течение 5 мин, и испытывают в испытании на расслаивание при 180 согласно ASTM D 1876. Прочность прилипания составляет 9,0 фунт-силы/дюйм. Пример 7. Алюминиевый лист подвергают легкой пескоструйной обработке. Грунтовочный слой 1 распыляют на лист и высушивают в течение 10 мин при 399 С. Грунтовочный слой имеет толщину от 5 до 10 мкм. Полимерную пленку D напрессовывают на грунтованный лист. Толщина полимерной пленки D составляет около 1000 мкм. Образец разрезают на полосы, обжигают в течение 5 мин при температуре 350 С и испытывают в испытании на расслаивание при 180 согласно ASTM D 1876. Прочность прилипания составляет 12 фунт-силы/дюйм. Пример 8. Алюминиевый лист подвергают легкой пескоструйной обработке. Грунтовочный слой 1 распыляют на лист и высушивают в течение 10 мин при 177 С. Барьерный слой А затем распыляют на грунтованный лист и высушивают в течение 10 мин при температуре 399 С. Грунтовочный слой имеет толщину от 5 до 10 мкм. Барьерный слой имеет толщину от 30 до 60 мкм. Полимерную пленку D напрессовывают на лист. Толщина полимерной пленки D составляет около 1000 мкм. Образец разрезают на полосы, обжигают в течение 5 мин при температуре 350 С и испытывают в испытании на расслаивание при 180 согласно ASTM D 1876. Прочность прилипания составляет 13 фунт-силы/дюйм. Сравнительный пример Е. Алюминиевый лист подвергают легкой пескоструйной обработке. Полимерную пленку Е напрессовывают на лист, не имеющий какого-либо грунтовочного и барьерного слоя. Толщина полимерной пленки Е составляет около 1000 мкм. Образец разрезают на полосы, обжигаемые при температуре 300 С в течение 5 мин, и испытывают в испытании на расслаивание при 180 согласно ASTM D 1876. Прочность прилипания составляет 9 фунт-силы/дюйм. Пример 9. Алюминиевый лист подвергают легкой пескоструйной обработке. Грунтовочный слой 2 распыляют на лист и высушивают в течение 10 мин при 316 С. Грунтовочный слой имеет толщину от 5 до 10 мкм. Полимерную пленку Е напрессовывают на грунтованную фольгу. Толщина полимерной пленки Е составляет около 1000 мкм. Образец разрезают на полосы, обжигают в течение 5 мин при температуре 300 С и испытывают в испытании на расслаивание при 180 согласно ASTM D 1876. Прочность прилипания составляет 11 фунт-силы/дюйм. Испытание на отложение парафинов на хладопроводе Для испытания обожженных покрытий, приготовленных в примерах, на степень освобождения (не липкости), которой они обладают, используют хладопровод, производимый Westport Technology CenterInternational (Хьюстон, Техас). Устройство включает в себя циркулирующую (двустенную) мензурку,заполненную нефтью, и соединенную с первой температурной ванной (термостатом), которая размещена на магнитной смешивающей пластине. Чашу из нержавеющей стали с магнитным перемешивающим прутком погружают в нефть и устанавливают температуру в 140F (60 С). Хладопровод (трубчатый выступ) соединяют со второй циркуляционной температурной ванной и устанавливают температуру 60F. Гильзы из нержавеющей стали (6 дюймов в длину, внутренний диаметр ID 0,5 дюйма, внешний диаметр OD 0,625 дюйма), закрытые плоскостью на дне, покрытые как описано в примерах, промывают растворителем (толуолом, затем метанолом) и помещают в горячую печь для обеспечения чистой поверхности для отложения на ней парафина. Гильзу затем взвешивают, закрепляют на пальце хладопровода при помощи установочного винта сверху для создания плотной посадки, и охлаждают в течение тридцати минут. По прошествии тридцати минут гильзу соединяют с хладопроводом в плотной посадке и погружают в неочищенную нефть на двадцать четыре часа. Для данного испытания используется неочищенная нефть, для которой известно, что она имеет высокое содержание парафина и температуру появления парафина примерно 105F. Неочищенную нефть сначала нагревают до 150F (66 С), и дважды центрифугируют для удаления воды и осадков. Образец неочищенной нефти поддерживают при температуре 150F (66 С) в ходе испытания для обеспечения того, чтобы парафин остался в растворе. После завершения времени испытания в двадцать четыре часа гильзу удаляют из неочищенной нефти, и она находится в течение часа при температуре в 60F (16 С) в азотной среде. Измеряют конечный вес. Данные о весе, собранные до и после погружения, используют для подсчета отложения парафина на гильзе. Из материального баланса подсчитывают массу на единицу площади в целях сравнения. В основе сравнения лежит испытание на прилипание парафина, осуществленное на коммерчески доступ- 14011662 ной нефтяной трубе, покрытой эпоксидной смолой, где отложение парафина на покрытии из эпоксидной смолы достигает 0,0652 г/см 2. Для определения степени отложения парафинов в примерах 10-11 и сравнительных примерах F и G,покрываемая подложка представляла собой гильзу из нержавеющей стали, подходящую для использования в устройстве, описанном выше в испытании на отложение парафинов на хладопроводе. Образцы покрыты грунтовками, как описано в табл. 1, и полимерами составов, описанных ранее как верхние полимерные слои в табл. 3. Жидкие покрытия нанесены при помощи распылителя, Модель номер MSA-510,производимую фирмой DeVilbiss, расположенной в Glendale Heights, IL (Иллинойс). Порошковые покрытия наносят при помощи ручных электростатических порошковых распылителей Nordson, МодельVersa-Spray I, производимых в Amhearst, ОН (Огайо). Основой для сравнения служит Испытание на отложение парафинов на хладопроводе, осуществляемое над коммерчески доступной нефтяной трубой с покрытием из эпоксидной смолы, где отложение парафина на покрытии из эпоксидной смолы достигало 0,0652 г/см 2. Все примеры этого изобретения имеют покрытия с отложениями парафина ниже, чем у стандартного покрытия из эпоксидной смолы. Сравнительный пример F. Стандартная эпоксидная смола Слой верхней полимерной пленки F (эпоксидный порошок) наносят на подготовленную гильзу из нержавеющей стали, после чего последняя подвергается обжигу в течение 20 мин при температуре 316 С. Толщина сухой пленки (DFT) слоя покрытия составляет от 100 до 125 мкм. Когда покрытая гильза подвергается испытанию на отложение парафинов на хладопроводе, получается отложение величиной в 0,0652 г/см 2. Сравнительный пример G. Необлицованная подложка Необлицованную подготовленную гильзу из нержавеющей стали подвергают испытанию на отложение парафинов на хладопроводе, получается отложение величиной в 0,0652 г/см 2. Пример 10. Грунтовка FEP/Фторированное верхнее покрытие PFA Слой грунтовки 1 (жидкий FEP) наносят на подготовленную гильзу из нержавеющей стали и подготовленную панель из углеродистой стали, затем следует обжиг при температуре 150 С в течение 10 мин. Толщина сухой пленки (DFT) грунтовочного слоя составляет 12-19 мкм. Слой верхнего полимерного слоя А (фторированный порошок PFA) наносят поверх высушенного грунтовочного слоя. Его обжигают при 399 С в течение 20 мин. Общая DFT составляет 60-75 мкм. Наносят второй слой верхнего полимерного слоя А. Его обжигают при 371 С в течение 20 мин. Общая DFT составляет 100-125 мкм, и общая толщина верхнего слоя составляет 81-113 мкм. Когда покрытая гильза подвергается испытанию на отложение парафинов на хладопроводе, получается отложение величиной в 0,0145 г/см 2. Пример 11. Грунтовка FEP/Фторированное верхнее покрытие PFA Слой грунтовки 1 (жидкий FEP) наносится на подготовленную гильзу из нержавеющей стали и подготовленную панель из углеродистой стали, затем следует обжиг при температуре 150 С в течение 10 мин. Толщина сухой пленки (DFT) грунтовочного слоя составляет 12-19 мкм. Слой верхнего полимерного слоя А (фторированный порошок PFA) наносят поверх высушенного грунтовочного слоя. Его обжигают при 399 С в течение 20 мин. Общая DFT составляет 60-75 мкм. Наносят второй слой верхнего полимерного слоя А. Его обжигают при 371 С в течение 20 мин. Общая DFT составляет 100-125 мкм, и общая толщина верхнего слоя составляет 81-113 мкм. Наносят дополнительные слои верхнего слоя А до тех пор, пока верхний слой не достигнет толщины от 306 до 363 мкм, и каждый из них обжигают при 371 С в течение 20 мин. Общая DFT системы покрытия составляет 325-375 мкм. Когда покрытая гильза подвергается испытанию на отложение парафинов на хладопроводе, получается отложение величиной всего лишь 0,0042 г/см 2, что показывает преимущества использования толстого верхнего слоя по сравнению с примером 10. Толстый верхний слой может быть легко обеспечен при помощи предварительно отформованной пленки. Испытание на отложение парафинов в замкнутом контуре потока Устройство замкнутого потока, производимое Wax Technology Lab., of ILT, Chevron Texaco EnergyTechnology Company (Хьюстон, Техас), используется для испытания воздействия фторполимерной пленки на отложение парафина. Устройство включает в себя замкнутый контур потока для отложения парафинов и определения реологических свойств, диаметром 1 дюйм, который полностью автоматизирован для измерения отложения парафинов и реологических свойств жидкости в трубках. Устройство замкнутого потока включает в себя 2 трубки, через которые протекает нефть. Одна, называемая блоком трубки для испытаний, предназначена для наблюдения за отложением парафина из нефти при различных рабочих условиях. Другой блок, называемый эталонной трубкой, используется в качестве образца для измерения реологии нефти. Два блока трубок идентичны и представляют собой стальные трубки длиной 70 дюймов, с внешним диаметром в 1 дюйм, и внутренним диаметром в 0,875 дюйма. Каждый блок представляет собой теплообменник кожухотрубного типа и соединен с охлаждающим циркулятором. Дифференциальный манометр присоединен к обоим концам каждого блока трубок для измерения падения давления в каждой трубке. Нефть для этого испытания нагревают до температуры выше температуры помутнения. Затем нефть при помощи насоса транспортируют в замкнутый контур потока при давлении выше давления насыще- 15011662 ния нефти газом. Общий объем нефти, помещенной в систему, записывают. В системе поддерживают постоянное давление выше давления насыщения нефти газом. В начале температуры воздушного термостата и холодильных циркуляторов как для трубки для испытаний, так и для эталонных блоков устанавливаются на одинаковую температуру выше температуры в точке помутнения нефти. Например, температура устанавливается на 130F при точке помутнения в 124F. Затем нефть циркулирует по всему замкнутому контуру. Когда плотность нефти достигает постоянного значения, считается, что система находится в устойчивом состоянии. Блок трубки для испытания затем охлаждают до желаемой температуры (ожидаемой окружающей температуры вокруг трубы) как можно быстрее. Когда окружающая температура вокруг трубки для испытаний достигнет заданного значения, начинается процесс охлаждения путем снижения температур эталонного охладителя и воздушного термостата. Однако окружающая температура вокруг эталонной трубки поддерживается при температуре выше температуры нефти в целях предотвращения отложения парафинов в эталонной трубке. Скорость охлаждения нефти составляет около 0,5F в минуту. Процесс охлаждения имитирует транспортировку нефти через подводный трубопровод. Блок сбора данных автоматически записывает время, объемную скорость потока, плотность жидкости, давления в системе, изменение давлений вдоль трубки для испытаний и эталонной трубки и температуры в различных местах. Способ измерения отложения парафина не требует разборки трубки для испытаний. Данная величина определяется изменениями в давлении вдоль испытательной трубки и, таким образом, это измерение выполняется динамически. Нефть, используемая для этого испытания, имеет температуру появления парафина (WAT) около 100F. Скорость охлаждения составляет 0,1F в минуту. Диапазон температур нефти составляет от 140 до 75F. Окружающая температура для испытательной трубки для всех испытаний составляет 51F. Отложение наблюдается при турбулентных состояниях потока (скорость потока нефти 8 футов в секунду). На отложение парафина может значительно повлиять температурный градиент между температурами в центре трубы и на внутренней стенке трубы в режиме течения, при котором происходит отложение парафинов. Изоляция снизит температурный градиент (если температуры в центре трубы одинаковые), и следовательно снизит отложение парафинов. Для пренебрежения воздействием изоляции, во время изучения влияния покрытий/облицовок/пленок по изобретению, для этих испытаний используются трубки, покрытые как внутри, так и снаружи. В сравнительных примерах I, J и примерах 12, 13 полимеры наносятся поливом. При таком способе трубу закрывают на одном конце колпачком, в котором оборудован небольшой клапан. Труба располагается вертикально и заполняется жидким покрытием. Клапан в концевом колпачке открывают, позволяя большей части покрытия вытечь из трубы. Оставшееся покрытие остается на стенках трубы. Сравнительный пример Н. Необлицованная труба Непокрытая/необлицованная подготовленная труба из нержавеющей стали подвергается испытанию на отложение парафинов в замкнутом контуре потока. В качестве испытательной и эталонной труб используют идентичные трубы. Отложение парафинов на стенке трубы записывается как функция температуры и результаты представлены в табл. 6. Сравнительный пример I. Покрытые снаружи - Тонкие Покрытие из PFA (состав полимерного верхнего слоя В) толщиной в 25 мкм (1 мил) наносят на внешнюю поверхность двух испытательных труб при помощи покрытия поливкой. Трубы подвергают испытанию на отложение парафинов в замкнутом контуре потока и испытанию на отложения, причем одна из труб является испытательной, а другая является эталонной. Отложение парафинов на стенке трубы записывается как функция температуры, и результаты представлены в табл. 6. Сравнительный пример J. Внешнее покрытие - Толстое Облицовка из PFA (состав полимерного верхнего слоя В) толщиной в 1000 микрометров (40 мил),наносят на внешнюю поверхность 2 испытательных трубок при помощи стандартных технологий обработки фторполимера. Трубки подвергают испытанию на отложение парафинов в замкнутом контуре потока и испытанию на отложения, причем одна из труб является испытательной, а другая является эталонной. Отложение парафинов на стенке трубы записывается как функция температуры, и результаты представлены в табл. 6. Пример 12. Покрытые изнутри - Тонкие Покрытие из PFA (состав полимерного верхнего слоя В) толщиной в 25 мкм (1 мил) наносят на внутреннюю поверхность двух испытательных труб при помощи покрытия поливкой. Трубы подвергают испытанию на отложение парафинов в замкнутом контуре потока и испытанию на отложения, причем одна из труб является испытательной, а другая является эталонной. Отложение парафинов на стенке трубы записывается как функция температуры, и результаты представлены в табл. 6. Пример 13. Покрытые изнутри - Толстые Предварительно отформованную гильзу из PFA (состав полимерного верхнего слоя В) толщиной в 1000 микрометров (40 мил), наносят на внутреннюю поверхность 2 испытательных трубок. Эта гильза не приклеена к стенкам испытательной трубки, а вместо этого посажена в трубу с натягом. Трубы подвергают испытанию на отложение парафинов в замкнутом контуре потока и испытанию на отложения, при- 16011662 чем одна из труб является испытательной, а другая является эталонной. Отложение парафинов на стенке трубы записывается как функция температуры, и результаты представлены в табл. 6. Для каждого из вышеперечисленных примеров записывают толщину отложения парафина на стенках трубы по мере того, как температура стенки падает. Результаты представлены в табл. 6. Отложение парафина на стенке трубы записывают как функцию температуры, и результаты представлены в табл. 6. Трубки с тонким покрытием значительно лучше соответствующих труб без покрытия или труб с тонким внешним покрытием. При температурах ниже температуры появления парафина 100F (когда парафин действительно создает проблему в скважинах), отложение даже меньше в трубе с толстым внутренним покрытием. Это достигается путем совместного воздействия не допускающего прилипания характера облицовки, а также ее изолирующей способности. Таблица 6. Толщина отложения парафина в замкнутом контуре потока (как функция от температуры стенки) Толщина парафина представлена в миллиметрах (мм) Пример 14. В эксперименте, подобном данным, собранным в табл. 6 (то же испытательное оборудование и та же подготовка образцов), отложение парафина оценивалось в течение более долгого времени работы (50 ч) при 90F. В данном эксперименте температура снижается от 140 до 90F за 100 мин, затем удерживается на этом уровне. Отложение вновь оценивается при турбулентном режиме потока. Данные сведены в табл. 7. На трубах с тонким внешним покрытием наблюдается значительное накопление парафина. Тонкие внутренние покрытия и толстые внешние покрытия показывают значительно уменьшенное отложение парафина, и толстые внутренние покрытия практически не показывают отложений. Таблица 7. Скорость отложения парафина в замкнутом контуре потока при турбулентном состоянии потока Испытание на отложение неорганического осадка Верхние полимерные пленочные слои (FEP и PFA) из вышеприведенных примеров подвергали образцовому испытанию погружением в концентрированный соляной раствор для определения снижения отложения неорганического осадка покрытого образца, причем в результате оказалось, что отложение осадка снизилось более чем на 50% по сравнению с непокрытыми образцами. Эти испытания осуществляли путем погружения покрытых и непокрытых стальных образцов в соляные растворы кальцита и барита, имеющие следующие составы: Образцы подвешены в течение двух дней при давлении 100 фунтов на квадратный дюйм (6,9 МПа) либо в соляном растворе А при 140F (60 С), либо в соляном растворе В, нагретом до 90F (32 С) и при- 17011662 рост веса (отложение осадка) для покрытых образцов сравнивают с непокрытыми образцами для определения снижения отложения осадка на образцах, покрытых облицовками согласно настоящему изобретению. Испытание на отложение асфальтенов Пример 16. Асфальтен представляет собой смесь аморфных полинуклеотидных ароматических составляющих с большим молекулярным весом, содержащих С (углерод), Н (водород), О (кислород), N (азот) и S (серу),и зачастую металлы, такие как V (ванадий) или Ni (никель). Асфальтен растворим в нефти, но становится нерастворимым при падении давления, изменении рН (водородного показателя), или изменениях в растворяющей способности, которые возникают в системах нефтепроводов. Отложение асфальтенов можно измерить при помощи способа замкнутого потока, который практикуется в Центре Исследования Нефти,расположенном в Институте Горной Промышленности и Технологии Нью Мексико в Сокорро, Нью Мексико. Вкратце, материал для испытания формируется в петлю, и нефть протекает через петлю в условиях, при которых асфальтен в нефти становится нерастворимым, так что он способен откладываться на внутренней поверхности петли. Отложение асфальтена определяют взвешиванием петли после завершения эксперимента, и сравнением этого веса с весом петли до испытания в потоке. Более подробно,испытываемая петля представляет собой трубу длиной 100 футов (30,5 мм), имеющую внутренний диаметр 0,03 дюйма (0,75 мм), и изготовленную либо из полимера, либо из стали. Трубе придают форму витка (петли), подобно пружине, так, чтобы ее можно было поместить в водяной термостат с температурой 60 С. Смесь, содержащая 50/50 об.% смеси нефти, содержащей асфальтен, и растворителя Nпентадекана, проходит по петле со скоростью 0,24 мл/ч в течение 24 ч. Испытываемая нефть обладала следующими характеристиками: плотность API (в градусах Американского Нефтяного Института) 28,8,вязкость 30 сП (сантипуаз) при 20 С и состояла из 51,1% насыщенных соединений, 28,3% ароматических соединений, 14,5% смол, 6,1% асфальтенов и содержала 19 ч/млн. Ni и 187 ч/млн. V. Для непокрытой сталстальной петли прирост веса от отложившихся асфальтенов составил 0,51 г, в то же время для FEP(TFE 88,2 вес.%, HFP 11,8 вес.%) и фторированного PFA (TFE 95,8 вес.%, PPVE 4,2 вес.%, фторированный согласно учению Патента США 4743658, Imbalzano и др.) не существует прироста веса, что указывает на эффективность фторполимера для уменьшения отложения асфальтенов. Испытание на проникновение соленой воды Пример 17. Настоящее испытание направлено на определение проницаемости перфторполимеров для соленой воды по сравнению с эпоксидной смолой, путем подвергания толстых покрытий толщиной в 5 мил (127 мкм) из этих материалов, нанесенных на стальные образцы, воздействию соленой воды при жестких условиях и подвергание этих образцов известной LogZ спектроскопии на электрический импеданс. Сравнивается импеданс (полное сопротивление) покрытия до и после воздействия. Снижение импеданса говорит о пропускающей способности покрытия. Более подробно, покрытые образцы подвешивают в автоклаве, в котором находится 5 мас.% водный раствор NaCl в контакте с участком покрытия. Автоклав поддерживается при температуре в 251F (122 С) и давлении в 1026 фунтов на квадратный дюйм (70,8 МПа) в течение 29 дней. Импеданс покрытия измеряют (до и после подвергания воздействию соленой воды) при помощи электролитического датчика, состоящего из покрытого образца, электрода сравнения,и инертного противоэлектрода. Оборудование для электронного измерения состоит из стабилизатора напряжения, частотного анализатора и компьютера с программным обеспечением для спектроскопии электрического импеданса. Импеданс покрытия измеряется как функция частоты примененного переменного напряжения. Диапазон частот составляет от 0,001 до 100 кГц. Полученные данные представлены в форме графика Боде, представляющего собой зависимость log Z от log f, где Z - это импеданс в Омах на см и f - это частота в Герцах. Сравнение результатов импеданса с точностью до 0,1 от графика Боде, следующее: Снижение импеданса покрытия из эпоксидной смолы на 34% говорит о существенной способности этого покрытия пропускать соленую воду, и действительно в некоторых местах покрытие отстает от лежащего под ним стального образца. Напротив, импеданс фторполимерных покрытий существенно не изменяется, и нет отделения (отставания) покрытия от стального образца, что говорит о существенной непроницаемости этих покрытий для соленой воды. Эта существенная непроницаемость может поэтому характеризоваться отсутствием отделения покрытия от стального образца или количественно снижениемlog Z импеданса менее чем на 10%, предпочтительно менее чем на 5%. Когда покрытые образцы подвергаются воздействию газа H2S или жидкой смеси метана с толуолом в том же автоклаве при тех же усло- 18011662 виях, что и при испытании в соленой воде, не отмечается каких-либо изменений в покрытии, что указывает на большую жесткость воздействия соленой воды. Дополнительно, когда образец покрыт барьерным слоем вместе с верхним полимерным слоем, визуально очевидно, что отставание, полученное в результате проникновения, уменьшается, что говорит о превосходной коррозионной стойкости. Список сокращенийCPI - Chemical Processing Industry - Промышленность по обработке химикатовWAT - wax appearance temperature - температура появления парафина ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Нефтяная труба, имеющая грунтовочный слой, сцепленный с ее внутренней поверхностью, и предварительно отформованную фторполимерную пленку, сцепленную с вышеуказанным грунтовочным слоем. 2. Нефтяная труба по п.1, в которой вышеуказанный грунтовочный слой содержит фторполимер. 3. Нефтяная труба по п.1, в которой предварительно отформованная пленка обеспечивает защиту от коррозии для внутренней поверхности трубы. 4. Нефтяная труба по п.2, в которой вышеуказанный фторполимер в вышеуказанном грунтовочном слое и вышеуказанной предварительно отформованной пленке независимо выбирают из группы полимеров и сополимеров трифторэтилена, гексафторпропилена, монохлортрифторэтилена, дихлордифторэтилена, тетрафторэтилена, (перфторбутил)этилена, перфтор(алкилвинилового простого эфира), винилиденфторида и винилфторида и их смесей и смесей вышеуказанных полимеров с нефторированными полимерами. 5. Нефтяная труба по п.1, в которой вышеуказанную предварительно отформованную фторполимерную пленку выбирают из поливинилфторида, сополимера фторированного этилена/пропилена, сополимера этилена/тетрафторэтилена, сополимера тетрафторэтилена/перфтор(алкилвинилового простого эфира), поливинилиденфторида и смеси поливинилиденфторида и акрилового полимера. 6. Нефтяная труба по п.2, в которой вышеуказанный фторполимер в грунтовочном слое выбирают из сополимера фторированного этилена/пропилена, сополимера этилена/тетрафторэтилена и сополимера тетрафторэтилена/перфтор(алкилвинилового простого эфира). 7. Нефтяная труба по п.2, в которой вышеуказанный грунтовочный слой содержит по меньшей мере одно жаростойкое полимерное связующее вещество. 8. Нефтяная труба по п.1, имеющая фторполимерный барьерный слой, расположенный между вышеуказанным грунтовочным слоем и вышеуказанной предварительно отформованной пленкой. 9. Нефтяная труба по п.8, в которой вышеуказанный фторполимерный барьерный слой содержит фторполимер, содержащий частицы наполнителя пластинчатой формы. 10. Нефтяная труба по п.2, в которой вышеуказанная предварительно отформованная пленка содержит частицы наполнителя пластинчатой формы. 11. Нефтяная труба по п.10, в которой вышеуказанные частицы наполнителя в форме пластин выбирают из слюды, пластинок стекла и пластинок (флокенов) из нержавеющей стали и их смесей. 12. Нефтяная труба по п.10, в которой вышеуказанный фторполимер барьерного слоя выбирают из фторированного сополимера этилена/пропилена, сополимера этилена/тетрафторэтилена и сополимера- 19011662 тетрафторэтилена/перфтор(алкилвинилового эфира). 13. Нефтяная труба по п.1, где вышеуказанная труба имеет внутренний диаметр по меньшей мере 5 см и длину по меньшей мере 3 м (2 дюйма и 10 футов). 14. Нефтяная труба по п.1, в которой вышеуказанный грунтовочный слой имеет толщину от 10 до 30 мкм, а вышеуказанная предварительно отформованная пленка имеет толщину от 500 до 2500 мкм (20100 мил). 15. Труба, имеющая грунтовочный слой, содержащий жаростойкое полимерное связующее вещество и сцепленный с ее внутренней поверхностью, и предварительно отформованную фторполимерную пленку, сцепленную с вышеуказанным грунтовочным слоем. 16. Труба по п.15, в которой вышеуказанный грунтовочный слой содержит фторполимер. 17. Труба по п.15, в которой предварительно отформованная пленка обеспечивает защиту от коррозии для внутренней поверхности трубы. 18. Труба по п.16, в которой вышеуказанный фторполимер в вышеуказанном грунтовочном слое и вышеуказанной предварительно отформованной пленке независимо выбирают из группы полимеров и сополимеров трифторэтилена, гексафторпропилена, монохлортрифторэтилена, дихлордифторэтилена,тетрафторэтилена, (перфторбутил)этилена, перфтор(алкилвинилового простого эфира), винилиденфторида, винилфторида и их смесей и смесей вышеуказанных полимеров с нефторированными полимерами. 19. Труба по п.15, в которой вышеуказанную предварительно отформованную фторполимерную пленку выбирают из поливинилфторида, сополимера фторированного этилена/пропилена, сополимера этилена/тетрафторэтилена, сополимера тетрафторэтилена/перфтор(алкилвинилового простого эфира),поливинилиденфторида и смеси поливинилиденфторида и акрилового полимера. 20. Труба по п.16, в которой вышеуказанный фторполимер в грунтовочном слое выбирают из сополимера фторированного этилена/пропилена, сополимера этилена/тетрафторэтилена и сополимера тетрафторэтилена/перфтор(алкилвинилового простого эфира). 21. Труба по п.16, в которой вышеуказанный грунтовочный слой содержит по меньшей мере одно жаростойкое полимерное связующее вещество. 22. Труба по п.15, имеющая фторполимерный барьерный слой, расположенный между вышеуказанным грунтовочным слоем и вышеуказанной предварительно отформованной пленкой. 23. Труба по п.22, в которой вышеуказанный фторполимерный барьерный слой содержит фторполимер, содержащий частицы наполнителя пластинчатой формы. 24. Труба по п.15 или 16, в которой вышеуказанная предварительно отформованная пленка содержит частицы наполнителя пластинчатой формы. 25. Труба по п.24, в которой вышеуказанные частицы наполнителя в форме пластин выбирают из слюды, пластинок стекла и пластинок (флокенов) из нержавеющей стали и их смесей. 26. Труба по п.24, в которой вышеуказанный фторполимер барьерного слоя выбирают из фторированного сополимера этилена/пропилена, сополимера этилена/тетрафторэтилена и сополимера тетрафторэтилена/перфтор(алкилвинилового эфира). 27. Труба по п.15, где вышеуказанная труба имеет внутренний диаметр по меньшей мере 5 см и длину по меньшей мере 3 м (2 дюйма и 10 футов). 28. Труба по п.15, в которой вышеуказанный грунтовочный слой имеет толщину от 10 до 30 мкм, а вышеуказанная предварительно отформованная пленка имеет толщину от 500 до 2500 мкм (20-100 мил). 29. Способ формирования на внутренней поверхности трубы покрытия, имеющего поверхность, не допускающую прилипания транспортируемых по указанной трубе веществ, включающий: (а) нанесение грунтовочного покрытия на вышеуказанную внутреннюю поверхность трубы, (b) нагрев вышеуказанного покрытия с образованием грунтовочного слоя на вышеуказанной поверхности трубы, (с) нанесение предварительно отформованной фторполимерной пленки на вышеуказанный грунтовочный слой и (d) соединение путем сплавления вышеуказанной предварительно отформованной фторполимерной пленки с вышеуказанным грунтовочным слоем. 30. Способ по п.29, в котором вышеуказанный грунтовочный слой содержит фторполимер. 31. Способ по п.29, в котором вышеуказанная труба представляет собой трубу для транспортировки нефти. 32. Способ по п.29, в котором на вышеуказанный грунтовочный слой наносят барьерный слой до нанесения вышеуказанной предварительно отформованной пленки и затем осуществляют соединение сплавлением вышеуказанной предварительно отформованной пленки с вышеуказанным барьерным слоем путем обжига вышеуказанной трубы. 33. Способ по п.29, в котором вышеуказанную трубу обжигают при температурах от примерно 180 до примерно 400 С для достижения соединения путем сплавления. 34. Способ по п.29, в котором вышеуказанная предварительно отформованная пленка имеет форму трубчатой гильзы. 35. Способ по п.34, в котором вышеуказанную трубчатую гильзу из вышеуказанной предварительно отформованной пленки наносят на внутреннюю поверхность вышеуказанной трубы путем захвата одного конца вышеуказанной гильзы, протягивания вышеуказанной гильзы в вышеуказанную трубу, механи- 20011662 ческого сужения вышеуказанной гильзы, освобождения вышеуказанной гильзы и предоставления указанной гильзе возможности расширяться до тесного зацепления с вышеуказанным грунтовочным покрытием на вышеуказанной внутренней поверхности вышеуказанной трубы. 36. Способ по п.35, в котором вышеуказанное механическое сужение осуществляют путем протягивания вышеуказанной гильзы через сужающую головку. 37. Способ по п.34, в котором начальный внешний диаметр вышеуказанной трубчатой гильзы на 10-15% больше внутреннего диаметра вышеуказанной трубы.