EA015060B1 - Имеющие покрытие трубы для добычи и транспортирования нефти и способы нанесения такого покрытия - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к нефтяной трубе, используемой при добыче или транспортировке нефти. Труба имеет внутреннее покрытие, содержащее грунтовочный слой в сцеплении с внутренней поверхностью трубы, и верхнее покрытие, содержащее перфторполимер, нанесенное поверх грунтовочного слоя. Грунтовочный слой содержит теплостойкое связующее и текучий при расплавлении фторполимер, а верхнее покрытие наносится в виде жидкого состава и имеет не допускающую прилипания внешнюю поверхность, обращенную к нефти, указанное теплостойкое связующее обеспечивает сцепление грунтовочного слоя с внутренней поверхностью трубы и верхним покрытием. Изобретение также относится к способу нанесения такого покрытия на внутреннюю поверхность указанной трубы. Технический результат изобретения заключается в уменьшении отложений по меньшей мере одного из ряда асфальтенов, парафина и неорганического твердого осадка.

Description

(57) Изобретение относится к нефтяной трубе, используемой при добыче или транспортировке нефти. Труба имеет внутреннее покрытие, содержащее грунтовочный слой в сцеплении с внутренней поверхностью трубы, и верхнее покрытие, содержащее перфторполимер, нанесенное поверх грунтовочного слоя. Грунтовочный слой содержит теплостойкое связующее и текучий при расплавлении фторполимер, а верхнее покрытие наносится в виде жидкого состава и имеет не допускающую прилипания внешнюю поверхность, обращенную к нефти, указанное теплостойкое связующее обеспечивает сцепление грунтовочного слоя с внутренней поверхностью трубы и верхним покрытием. Изобретение также относится к способу нанесения такого покрытия на внутреннюю поверхность указанной трубы. Технический результат изобретения заключается в уменьшении отложений по меньшей мере одного из ряда асфальтенов, парафина и неорганического твердого осадка.

Данная заявка заявляет приоритет по предварительной заявке № 60/530296, поданной 17 декабря 2003 г.

Область техники

Изобретение относится к трубам, которые транспортируют нефть, к таким трубам, как скважинные трубы и нефтепроводы, и, в частности, к покрытиям для внутренней поверхности этих труб.

Уровень техники

Нефтяные трубы для транспортирования больших количеств нефти имеют два основных назначения: как скважинные трубы для транспортирования нефти из подземных месторождений на поверхность и как трубопроводы для дальнего транспортирования нефти по поверхности. Эти трубы крупные и имеют большую длину: их обычный внутренний диаметр равен по меньшей мере 2 дюймам (5,08 см), и они имеют длину по меньшей мере 10 футов (3 м), чаще по меньшей мере 20 футов (6,1 м) и часто длину по меньшей мере 30 футов (9,1 м). Эти трубы обычно изготовлены из углеродистой стали по причинам экономии, а не из дорогостоящих специальных сплавов, более стойких к факторам коррозии в сырой нефти. Коррозия особенно сильно действует в горячей подземной среде нефтяного месторождения от таких веществ, как вода, сера, двуокись серы, двуокись углерода, сероводород, присутствующие обычно в нефти и придающие ей кислотные свойства. Эти вещества вызывают коррозию нефтяной трубы даже при относительно низких температурах транспортирования нефти, длительное время контакта с внутренней поверхностью нефтепровода создает условия для коррозии. Еще одна проблема возникает из-за наличия растворимого органического материала, присутствующего в нефти при высокой температуре нефтяного месторождения, как то: асфальтены и парафины; и из-за наличия растворимого неорганического материала, обычно называемого твердым осадком и обычно содержащего кальцит и/или барит, и присутствующего в нефти или в соленой воде, сопутствующей транспортированию нефти из подземных месторождений. Эти материалы становятся нерастворимыми при остывании нефти, что происходит при подъеме нефти по скважинной трубе на поверхность. Получающиеся при этом нерастворимые материалы осаждаются на внутренней поверхности трубы, ограничивая течение нефти по ней и, в конечном счете, засоряя трубу. Это также происходит при дальнем транспортировании нефти по трубопроводам. Поэтому требуется очистка нефтяных труб, во время которой добыча или транспортирование нефти в зависимости от конкретного случая уменьшаются.

Предлагались решения по футеровке подводных гибких шлангов или труб в целях защиты от высоких температур, например, согласно патенту США № 6505649, Όίχοη-Косйе, которые не решают сопутствующих проблем коррозии и засорения, часто возникающих в трубах транспортирования нефти, особенно в жестких стальных трубах транспортирования нефти.

Поэтому существует необходимость решения проблем коррозии и засорения, возникающих в трубах транспортирования нефти.

Сущность изобретения

Настоящее изобретение решает эти проблемы. Согласно одному из осуществлений настоящего изобретения жесткая нефтяная труба имеет внутреннее покрытие, содержащее грунтовочный слой в сцеплении с внутренней поверхностью трубы, и верхнее покрытие, содержащее перфторполимер, нанесенное поверх грунтовочного слоя, при этом грунтовочный слой содержит теплостойкое полимерное связующее и текучий при расплавлении фторполимер, и где верхнее покрытие наносится как жидкий состав и имеет не допускающую прилипания внешнюю поверхность, обращенную к нефти, указанное теплостойкое связующее обеспечивает сцепление грунтовочного слоя с внутренней поверхностью трубы и верхним покрытием, и указанное внутреннее покрытие обеспечивает уменьшение отложений по меньшей мере одного из следующих веществ: асфальтенов, парафина и неорганического твердого осадка. Кроме того, настоящее изобретение касается способа нанесения покрытия на внутреннюю поверхность трубы, при котором наносят внутреннее покрытие в виде грунтовочного слоя на основе теплостойкого связующего и текучего при расплавлении фторполимера, наносят верхнее покрытие в виде жидкого состава, при этом внутреннее покрытие обладает коррозионной стойкостью, определяемой по полному сопротивлению 1од Ζ, причем снижение полного сопротивления 1од Ζ составляет менее чем 10% после испытания на проницаемость соленой воды.

Уменьшение отложения может достигать по меньшей мере 40%, предпочтительно по меньшей мере 50% по меньшей мере одного из следующих веществ: асфальтенов, парафина и неорганического твердого осадка по сравнению с внутренней поверхностью трубы, не имеющей внутреннего покрытия. Реализовано уменьшение по меньшей мере на 60, 70, 80% и даже по меньшей мере 90%. Это уменьшение предпочтительно относится по меньшей мере к двум материалам отложения и более предпочтительно ко всем им трем.

Хотя защиту от коррозии трубы обеспечивает именно корпус внутреннего покрытия, но именно не допускающая прилипания поверхность внутреннего покрытия, т. е. его внешняя поверхность, предотвращает налипание асфальтенов, парафина и неорганического твердого осадка и замедляет или предотвращает засорение нефтяной трубы. Внешняя поверхность внутреннего покрытия предпочтительно, по существу, не имеет никакого другого компонента кроме перфторполимера, и поэтому дает наилучший эффект предотвращения налипания.

- 1 015060

Согласно предпочтительному осуществлению изобретения внутреннее покрытие включает в себя грунтовочный слой в сцеплении с внутренней поверхностью и верхнее покрытие из перфторполимера в сцеплении с грунтовочным слоем. Поскольку верхнее покрытие может не иметь компонентов, не являющихся перфторполимером, нужных для обеспечения сцепления верхнего покрытия с внутренней поверхностью нефтяной трубы, поэтому верхнее покрытие может обеспечить хорошую не допускающую налипания поверхность, обращенную к течению нефти в нефтяной трубе. Перфторполимер можно также использовать в качестве грунтовочного слоя. В этом случае наличие перфторполимера в грунтовочном слое позволяет при его нагревании связывать верхнее покрытие расплавлением с грунтовочным слоем.

Это предпочтительное осуществление, согласно которому внутреннее покрытие включает в себя грунтовочный слой и верхнее покрытие, также обеспечивает упомянутое уменьшение отложения. Это уменьшение отложения сопровождается дополнительным преимуществом защиты от коррозии по сравнению с нефтяной трубой без внутреннего покрытия. Уменьшение отложения в трубах с внутренним покрытием согласно настоящему изобретению отличается от результата, получаемого для труб без внутреннего покрытия, и также от нефтяных труб с внутренним покрытием из эпоксидной смолы, в которых отложение больше, чем в трубах без внутреннего покрытия.

Нефтяные трубы согласно настоящему изобретению обычно крупные, например их внутренний диаметр равен по меньшей мере 2 дюймам (5,08 см) и иногда 6 дюймам (15,24 см); и они могут иметь длину по меньшей мере 10 футов (3 м) и даже по меньшей мере 20 футов (6 м). Ввиду большой площади внутренней поверхности этой трубы, на которой внутреннее покрытие из фторполимера не имеет никакой опоры, кроме сцепления с внутренней поверхностью трубы, требуется высокая степень целостности адгезионной связи. В противном случае, такие различные условия, как температура, давление и даже механические контакты, могут стать причиной отделения внутреннего покрытия от внутренней поверхности, что приведет к нарушению защиты от коррозии и, возможно, к тому, что поверхность более не будет поверхностью, не допускающей прилипания, если нарушится внутреннее покрытие. Значительное преимущество настоящего изобретения заключается в том, что внутреннее покрытие в соответствии с упоминаемыми выше осуществлениями обеспечивает комбинацию упоминаемых выше качеств, т.е. уменьшение отложения, непроницаемость для соленой воды и также коррозионную стойкость, на значительной площади поверхности трубы транспортирования нефти.

Подробное описание изобретения

Настоящее изобретение направлено на трубу транспортирования нефти, предпочтительно жесткую трубу транспортирования нефти, имеющую внутреннее покрытие в сцеплении с внутренней поверхностью трубы. Настоящее изобретение также направлено на способ нанесения на внутреннюю поверхность этой трубы внутреннего покрытия из перфторполимера. В предпочтительном осуществлении внутреннее покрытие согласно настоящему изобретению может содержать грунтовочный слой в сцеплении с внутренней поверхностью трубы и верхнее покрытие в сцеплении с грунтовочным слоем. Внутреннее покрытие обеспечивает сплошное не допускающее прилипания покрытие в сцеплении с поверхностью трубы, обращенной к нефти, для обеспечения непрерывного течения нефти по трубе. Помимо этого, внутреннее покрытие является, по существу, непроницаемым для соленой воды, в результате чего оно стойкое к коррозии.

Трубы транспортирования нефти, имеющие покрытие согласно настоящему изобретению, являются обычными и предпочтительно жесткими трубами транспортирования нефти и выполнены из такого металла, как сталь. Согласно изобретению трубы не должны быть обязательно жесткими в осуществлении, в котором используются грунтовочный слой и верхнее покрытие из перфторполимера, но они могут быть гибкой трубой, используемой, например, под водой. Характеристики трубы выбираются в зависимости от использования ее в скважине или в составе нефтепровода. В любом случае трубы крупные. Имеют внутренние диаметры величиной в 2 дюйма (5,08 см), 2-3/8 дюйма (6,03 см) и 3 дюйма (7,6 см) и более и длину по меньшей мере в 10 футов (3 м) или даже 20 футов (6,1 м); и эти габариты являются довольно обычными.

Хотя относительные размеры нефтяной трубы крупные, но толщина внутреннего покрытия довольно небольшая. Грунтовочный слой должен быть достаточно тонким для сцепления с ним верхнего покрытия и тем самым с внутренней поверхностью нефтяной трубы. Верхний слой, как правило, имеет толщину 51-6350 мкм (2-250 мил), и такую же толщину имеет внутреннее покрытие в упоминаемом выше первом осуществлении. В осуществлении, в котором внутреннее покрытие содержит грунтовочный слой и верхнее покрытие, их толщина зависит от способа формирования этих слоев и от толщины, нужной для данной трубы транспортирования нефти. Толщина грунтовочного слоя предпочтительно не превышает 1 мил (25 мкм), и толщина верхнего покрытия предпочтительно составляет 2-250 мил (51-6350 мкм). Если требуется тонкое покрытие, то толщина верхнего покрытия предпочтительно составляет 2-7 мил (51-175 мкм). В некоторых случаях, когда требуется толстое покрытие, толщина верхнего покрытия составляет 25-250 мил (635-6350 мкм), предпочтительно 30-100 мил (762-2540 мкм). Толстые покрытия предпочтительны в условиях сильного истирания или в агрессивных средах, и грунтовочный слой может иметь толщину по меньшей мере 25 мкм. Разумеется, экономичнее обеспечивать тонкие покрытия в применениях с условиями менее неблагоприятного воздействия. Нефтяная труба согласно

- 2 015060 настоящему изобретению используется в виде последовательности таких труб в нефтепроводе или в скважинной трубе.

Внутренняя поверхность нефтяной трубы после ее изготовления, как правило, гладкая, но имеет некоторые возвышенности и впадины и обычно покрыта консервантом, чтобы уменьшить ржавление. Перед формированием внутреннего покрытия на внутренней поверхности трубы эту поверхность необходимо обработать, чтобы удалить консервант и прочие загрязнители. Это удаление должно обеспечить чистую поверхность сцепления для слоя верхнего покрытия, сцепляемого с внутренней поверхностью нефтяной трубы, предпочтительно при помощи грунтовочного слоя, чтобы создать нужную прочную связь с внутренней поверхностью и между грунтовочным слоем и верхним покрытием. Для этого можно использовать обычное мыло и моющие средства. Далее трубу очищают прокаливанием при высоких температурах на воздухе, при температуре 800°Р (427°С) или выше. Очищенной внутренней поверхности затем можно придать шероховатость, например, химическим травлением или обдувкой абразивными частицами, такими как песок, металлическая дробь или оксид алюминия, чтобы сформировать шероховатую поверхность, которая может обеспечить сцепление с грунтовочным слоем покрытия. Обдувка абразивными частицами достаточна для удаления возможной ржавчины в дополнение к очистке внутренней поверхности. Шероховатость, необходимую для сцепления грунтовочного слоя, можно охарактеризовать как шероховатость, имеющую среднее значение 70-250 мкдюймов (1,8-6,4 мкм). Внутреннее покрытие формируют на внутренней поверхности этой обработанной трубы. Это внутреннее покрытие повторяет возвышенности и впадины внутренней поверхности трубы и в некоторой степени выравнивает их, заполняя грунтовочным слоем и верхним покрытием.

Внутреннее покрытие согласно изобретению предпочтительно может представлять собой не допускающее прилипания покрытие, которое может быть, помимо прочего, полимером или фторполимером либо перфторполимером, при условии, что внутреннее покрытие будет уменьшать отложение асфальтенов, парафина и неорганического твердого осадка по меньшей мере на 40%, предпочтительно по меньшей мере на 50% по сравнению с внутренней поверхностью трубы без внутреннего покрытия. Это сравнение можно также сделать с трубой, имеющей покрытие из эпоксидной смолы. Внутреннее покрытие предпочтительно содержит перфторполимер. В перфторполимере атомы углерода, составляющие полимерную цепь, если не замещены кислородом, замещены атомами фтора. Концевые группы перфторполимера могут также быть полностью замещены фтором, но могут присутствовать и другие относительно стабильные концевые группы, такие как -СР₂Н и -СОИН₂, особенно во фторполимере, присутствующем в грунтовочном слое. Используемый в данном изобретении перфторполимер является текучим при расплавлении при температуре прокаливания обычно в пределах 300-400°С. Политетрафторэтилен, вязкость расплава которого составляет по меньшей мере 10⁸ Па-с при 372°С, не будет текучим при расплавлении.

Используемые в грунтовочном слое перфторполимеры и верхнее покрытие являются текучими при расплавлении фторполимерами. Примерами этих текучих при расплавлении фторполимеров являются сополимеры тетрафторэтилена (ТФЭ) и по меньшей мере одного фторированного сополимеризуемого мономера (сомономер), присутствующего в полимере в достаточном количестве, чтобы снизить температуру плавления сополимера ниже температуры плавления гомополимера ТФЭ, у политетрафторэтилена (ПТФЭ), например, до температуры плавления не выше 315°С. Предпочтительные сомономеры с ТФЭ включают в себя такие перфторированные мономеры, как перфторолефины, имеющие 3-6 атомов углерода, и перфтор(алкилвиниловые эфиры) (ПАВЭ), в которых алкильная группа содержит 1-8 атомов углерода, в частности 1-3 атома углерода. Особо предпочтительными сомономерами являются гексафторпропилен (ГФП), перфтор(этилвиниловый эфир) (ПЭВЭ), перфтор(пропилвиниловый эфир) (ППВЭ) и перфтор(метилвиниловый эфир) (ПМВЭ). Предпочтительными сополимерами ТФЭ являются ФЭП (сополимер ТФЭ/ГФП), ПФА (сополимер ТФЭ/ПАВЭ), ТФЭ/ГФП/ПАВЭ, где ПАВЭ является ПЭВЭ и/или ППВЭ и МФА (ТФЭ/ПМВЭ/ПАВЭ, где алкильная группа ПАВЭ имеет по меньшей мере два атома углерода). Обычно вязкость расплава находится в пределах от 10² Па-с до значения около 10⁶ Па-с, предпочтительно от 10³ до значения около 10⁵ Па-с при 372°С по методу согласно стандарту Л8ТМ Ό-1238, модифицированному согласно патенту США № 4380618. Обычно скорость расплавления этих сополимеров равна от 1 до 100 г/10 мин по стандарту Л8ТМ Ό-1238 и испытаниям по стандартам Л8ТМ, применяемым для определенных сополимеров (Л8ТМ Ό 2116-91а и Л8ТМ Ό 3307).

Обладающий текучестью при расплавлении политетрафторэтилен (ПТФЭ), обычно называемый микропорошком ПТФЭ, также может присутствовать в грунтовочном слое или в верхнем покрытии вместе с упоминаемыми выше изготавливаемыми плавлением сополимерами, при этом этот микропорошок имеет аналогичную скорость расплавления. Аналогично, небольшое содержание ПТФЭ, изготавливаемого не расплавлением, может присутствовать либо в грунтовочном слое, либо в верхнем покрытии или в них обоих. В грунтовочном слое ПТФЭ содействует расслоению для обеспечения чистого перфторполимера в грунтовочном слое на межфазной границе грунтовочного слоя/верхнего покрытия. ПТФЭ в верхнем покрытии содействует прочности покрытия, но его не следует использовать в пропорциях, сказывающихся на непроницаемости всего внутреннего покрытия по отношению к агрессивной текучей среде и на защите внутренней поверхности трубы, обеспечиваемой внутренним покрытием. В обоих случаях

- 3 015060 грунтовочный слой и верхнее покрытие, будучи смесями полимеров либо с ПТФЭ, либо с несколькими текучими при расплавлении перфторполимерами, все же являются перфторполимерами.

Этап формирования внутреннего покрытия можно выполнить несколькими способами, такими как нанесение состава покрытия на жидкой основе, нанесение порошкового покрытия, и/или ротофутеровка. Предпочтительными способами покрытия являются покрытия на жидкой основе для грунтовочного слоя и верхнего покрытия, или покрытие на жидкой основе для грунтовочного слоя и порошковое покрытие для верхнего слоя, или покрытие на жидкой основе для грунтовочного слоя и ротофутеровка для верхнего покрытия. Независимо от способа формирования грунтовочного слоя и верхнего покрытия этап формирования в осуществлении, в котором формируют и грунтовочный слой, и верхнее покрытие, включает в себя затвердевание грунтовочного слоя или верхнего покрытия из высохшего жидкого или порошкового состояния в состояние твердой пленки. Для этого затвердевания обычно предусматривается прокаливание и грунтовочного слоя, и верхнего покрытия либо последовательно, либо одновременно. В этом отношении термин прокаливание используют в его самом широком смысле обеспечения этого затвердевания. Иногда для указания эффекта образования пленки используется термин отверждение; и этот термин отверждение входит в значение термина прокаливание. Обычно прокаливание выполняют простым нагреванием грунтовочного слоя и/или верхнего покрытия в достаточной степени сверх температуры плавления материала грунтовочного слоя или верхнего покрытия, чтобы обусловить текучесть и сплавление соответствующего материала с превращением его в пленочный слой. В случае ротофутеровки слой становится пленочным по мере его формирования. Для грунтовочного слоя необходимо только частичное затвердевание, например, за счет высыхания, если он наносится в виде состава на жидкой основе, и, возможно, за счет частичного сплавления, и полное затвердевание происходит при прокаливании верхнего покрытия.

Верхнее покрытие является непроницаемым для соленой воды и также для присутствующих в нефти коррозионных материалов, и также он создает не допускающую прилипания к ней поверхность по отношению к нефти, в результате чего присутствующие в нефти нерастворимые органические материалы не пристают к верхнему покрытию и поэтому уменьшается или исключается ограничивание потока нефти или засорение трубы. Но по причине своего свойства, не допускающего прилипания к нему, верхнее покрытие не сцепляется с внутренней поверхностью трубы после удаления загрязнителей с внутренней поверхности трубы. Промежуточный между ними грунтовочный слой обеспечивает сцепление и с верхним покрытием, и с внутренней поверхностью трубы. Сам грунтовочный слой не обеспечивает достаточного свойства исключения прилипания и непроницаемости для присутствующих в нефти коррозионных материалов для защиты внутренней поверхности трубы от коррозии. В одном предпочтительном осуществлении, в котором общая толщина покрытия относительно мала, общая толщина (толщина грунтовочного слоя, плюс толщина верхнего покрытия) внутреннего покрытия не превышает 8 мил (203 мкм), внутренняя поверхность трубы имеет защитное покрытие в виде не допускающей прилипания поверхности по отношению к нефти и обеспечивает высокую степень коррозионной защиты для внутренней поверхности. В еще одном предпочтительном осуществлении общая толщина покрытия относительно большая и общая толщина внутреннего покрытия (толщина грунтовочного слоя, плюс толщина верхнего покрытия) составляет по меньшей мере 26 мил (660 мкм).

Для исключения наличия пор в тонком верхнем покрытии, через которое может проникать коррозионный материал и доходить до внутренней поверхности трубы, этап формирования внутреннего покрытия предпочтительно выполняют путем нанесения нескольких покрытий или слоев, один сверху другого, при этом в осуществлении, в котором внутреннее покрытие содержит грунтовочный слой и верхнее покрытие, общая толщина верхнего покрытия все же не превышает 7 мил (175 мкм), предпочтительно не более 6 мил (150 мкм) в случае использования верхнего покрытия на основе жидкости или верхнего покрытия в виде порошка. Последующее нанесение покрытия на основе жидкости или порошка будет заполнять любые поры в предшествующем слое верхнего покрытия.

Жидкая основа состава грунтовочного слоя предпочтительно является органическим растворителем, который исключает образование ржавчины на очищенной и с приданной ей шероховатостью внутренней поверхности трубы. Ржавчина будет мешать сцеплению грунтовочного слоя с внутренней поверхностью трубы. Нагревание состава грунтовочного слоя достаточно для высушивания состава и формирования грунтовочного слоя и даже может быть достаточным для прокаливания грунтовочного слоя до формирования верхнего покрытия. Жидкой основой состава верхнего покрытия предпочтительно является вода, чтобы снизить необходимость регенерации растворителя. В случае верхнего покрытия на основе жидкости после его нанесения на высушенный или прокаленный слой грунтовочного слоя верхнее покрытие высушивают и затем прокаливают при достаточно высокой температуре в зависимости от конкретного используемого состава, чтобы расплавить состав верхнего покрытия для формирования пленки и также состав грунтовочного слоя, если он уже не прокален, связывая грунтовочный слой с верхним покрытием. Термин на основе жидкости означает, что состав покрытия находится в жидком виде, обычно являющемся дисперсией частиц перфторполимера в жидкости, причем жидкость находится в сплошной фазе. Жидкая основа, т. е. жидкая среда, может быть водой или органическим растворителем. В случае формирования грунтовочного слоя жидкая основа предпочтительно является органическим рас

- 4 015060 творителем, и в случае верхнего покрытия жидкая основа предпочтительно является водой. Органический растворитель может, например, присутствовать в жидком составе верхнего покрытия в гораздо меньшем количестве, например не более 25% всего веса жидкости, для улучшения смачивания слоя верхнего покрытия и тем самым улучшать укрывистость.

Состав грунтовочного слоя и верхнего покрытия может быть одинаковым или разным, при условии, что в результате их совместного прокаливания они будут сцеплены друг с другом. Если состав одинаковый, то обеспечивается надлежащее сцепление промежуточного покрытия. В предпочтительном осуществлении грунтовочный слой и верхнее покрытие, оба, содержат перфторполимеры. Перфторполимеры в грунтовочном слое и верхнем покрытии предпочтительно независимо выбирают из группы, состоящей из (ί) сополимера тетрафторэтилена с сополимером перфторолефина; причем перфторолефин содержит по меньшей мере 3 атома углерода; и (ίί) сополимера тетрафторэтилена по меньшей мере с одним перфтор(алкилвиниловым эфиром); при этом алкил содержит от 1 до 8 атомов углерода. Дополнительные сомономеры могут присутствовать в сополимерах для модификации свойств. Надлежащее сцепление промежуточного слоя также обеспечивается, если одним из перфторполимеров является сополимер (ί) и другим является сополимер (ίί). Температура плавления внутреннего покрытия будет изменяться в соответствии с его составом. Температура плавления означает максимальную спектральную поглощающую способность, получаемую при вытеснительном хроматографическом анализе внутреннего покрытия. Например, сополимер тетрафторэтилена/перфтор(пропилвинилового эфира) (сополимер ТФЭ/ППВЭ) плавится при 305°С и тетрафторэтилен/гексафторпропилен (сополимер ТФЭ/ГФП) плавится при 260°С. Сополимер тетрафторэтилена/перфтор(метилвинилового эфира)/перфтор(пропилвинилового эфира) (ТФЭ/ПМВЭ/ППВЭ) имеет температуру плавления между указанными выше температурами плавления. В одном из осуществлений настоящего изобретения, если грунтовочный слой содержит сополимер ТФЭ/ПМВЭ/ППВЭ, и перфторполимер в верхнем покрытии является сополимером ТФЭ/ГФП, то прокаливание верхнего покрытия может и не обеспечить достаточно высокую температуру для прокаливания грунтовочного слоя, и в этом случае грунтовочный слой будет нагреваться до состояния прокаливания перед нанесением верхнего покрытия на грунтовочный слой. Либо грунтовочный слой может содержать перфторполимер более низкой температуры плавления, и в этом случае прокаливание верхнего покрытия также будет прокаливанием для грунтовочного слоя.

Предпочтительным компонентом в грунтовочном слое на основе жидкости или в виде сухого порошка является теплостойкое полимерное связующее, присутствие которого обеспечивает грунтовочному слою возможность сцепления с внутренней поверхностью трубы. Компонент связующего состоит из полимера, образующего пленку при нагревании до сплавления, и он также является теплостойким. Этот компонент хорошо известен для применения грунтовочного слоя для отделки, обеспечивающей не допускающую прилипания поверхность, для сцепления грунтовочного слоя, содержащего фторполимер, с основами и для формирования пленки в грунтовочном слое, а также в качестве части грунтовочного слоя. Сам фторполимер не обладает сцепляемостью с гладкой поверхностью или имеет слабую сцепляемость. Связующее обычно не содержит фтор и все же сцепляется со фторполимером.

Примеры не содержащих фтор теплостойких полимеров: полиамидимид (ПАИ), полиимид (ПИ), сульфид полифенилена (ПФС), сульфон простого полиэфира (ПЭС), полиарилен-эфир кетона и поли(1,4(2,6-диметилфенил)оксид), известный под названием оксида полифенилена (НПО). Эти полимеры также не содержат фтор и являются термопластичными. Все эти полимеры обладают теплостойкостью при температуре по меньшей мере 140°С. Сульфон простого полиэфира является аморфным полимером, имеющим стабильную температуру использования (теплостойкость) до 190°С и температуру стеклования 220°С. Полиамидимид обладает теплостойкостью при температуре по меньшей мере 250°С и плавится при температуре по меньшей мере 290°С. Сульфид полифенилена плавится при 285°С. Полиарилен-эфиры кетона обладают теплостойкостью при по меньшей мере 250°С и плавятся при температуре по меньшей мере 300°С.

Примеры целесообразных составов порошкового покрытия, содержащих перфторполимер и полимерное связующее, в которых компоненты связаны друг с другом в многокомпонентных частицах, приводятся в патентах США №№ 6232372 и 6518349.

Полимерное связующее можно нанести в виде нижнего покрытия на внутреннюю поверхность трубы после обработки по удалению загрязнителей и растворения их органическим растворителем до нанесения грунтовочного слоя. Получаемая при этом высохшая тонкая пленка полимерного связующего может усиливать сцепление грунтовочного слоя с внутренней поверхностью трубы.

Если состав грунтовочного слоя наносится в виде жидкого вещества, то упомянутые свойства сцепления будут проявляться при высыхании и прокаливании грунтовочного слоя с прокаливанием следующего наносимого слоя для образования на трубе покрытия, не допускающего прилипания. Если состав грунтовочного слоя наносится в виде сухого порошка, то свойства сцепления проявляются при прокаливании грунтовочного слоя.

В простом случае для формирования связующего компонента состава согласно изобретению можно использовать только одно связующее. Но изобретение также предусматривает использование нескольких связующих, особенно если нужны определенные свойства для конечного использования, как то гибкость,

- 5 015060 твердость или защита от коррозии. Обычными комбинациями при этом являются ПАИ/ПЭС, ПАИ/ПФС и ПЭС/ПФС. Обычно содержание полимерного связующего в грунтовочном слое составляет 10-60 вес.% от совокупного веса перфторполимера и полимерного связующего.

В грунтовочном слое могут присутствовать и другие компоненты, такие как пигменты, наполнители, жидкости высокой температуры кипения, диспергаторы и модификаторы поверхностного натяжения.

Состав грунтовочного слоя можно нанести на внутреннюю поверхность трубы после удаления загрязнителей при помощи распыления состава на основе жидкости или сухого порошка из сопла на конце трубки, проходящей внутрь трубы и вдоль ее продольной оси. Распыление начинают на дальнем конце трубы и двигаются назад по ее продольной оси по мере нанесения покрытия на основе жидкости, пока не будет покрыта вся внутренняя поверхность. Трубка с распыляющим соплом на ее конце имеет опору по всей длине и позиционируется в осевом направлении внутри трубы салазочными элементами, установленными по длине трубки. При отведении трубки и его сопла из трубы салазочные элементы скользят вдоль внутренней поверхности трубы, оставляя под собой внутреннюю поверхность открытой для приема распыляемого покрытия. Грунтовочный слой в виде сухого порошка можно распылять при помощи электростатического распылителя, и это электростатическое распыление является обычным методом нанесения покрытия в виде сухого порошка.

Предпочтительной жидкостью, при помощи которой состав грунтовочного слоя становится жидким, является органический(е) растворитель(и), в котором диспергирован перфторполимер в виде частиц в предпочтительном осуществлении, и полимерное связующее присутствует либо в виде диспергированных частиц, либо в растворе растворителя. Характеристики органической жидкости будут зависеть от конкретного полимерного связующего и нужной формы: в растворе или в дисперсии. Примеры этих жидкостей, помимо прочих, включают в себя Ν-метилпирролидон, бутиролактон, метилизобутилкетон, ароматические растворители высокой температуры кипения, спирты, их смеси. Количество органической жидкости будет зависеть от характеристик текучести, нужных для данной операции нанесения покрытия.

Температура кипения растворителя должна быть в пределах 50-200°С, растворитель не должен быть слишком летучим при комнатной температуре, а испаряться при соответствующих повышенных температурах, которые ниже температуры прокаливания перфторполимера. Толщина грунтовочного слоя определяется опытным путем с выбранным определенным составом грунтовочного слоя, и с определенными концентрациями полимерного связующего, и с соответствующим количеством присутствующего растворителя. Грунтовочный слой предпочтительно содержит от 40 до 75 вес.% растворителя от совокупного веса растворителя, полимера и полимерного связующего.

После нанесения грунтовочного слоя на внутреннюю поверхность трубы трубку и сопло удаляют и трубу нагревают, чтобы по меньшей мере высушить грунтовочный слой для формирования грунтовочного слоя. Обычно трубу помещают в печь, нагреваемую до повышенной температуры, чтобы испарить растворитель или нагреть трубу и ее грунтовочный слой до более высокой температуры - выше температуры плавления материала грунтовочного слоя, чтобы прокалить грунтовочный слой.

После нагревания верхнее покрытие наносят распылением в виде состава на основе жидкости или сухого порошка на грунтовочный слой при помощи трубки, установленной на салазочных элементах, и сопла, аналогичного соплу, используемому для нанесения грунтовочного слоя. Обнаружено, что простое высушивание грунтовочного слоя на основе жидкости для формирования грунтовочного слоя может обеспечить этому слою целесообразную целостность, т. е. не будет удаляться из-за скольжения салазочных элементов по поверхности грунтовочного слоя при отведении трубки/распылительного сопла во время распыления верхнего покрытия на основе жидкости. Для выполнения нескольких нанесений верхнего покрытия на грунтовочный слой верхнее покрытие, нанесенное одним распыляющим нанесением, прокаливают и поэтому последующее нанесение распылением можно выполнить без салазочных элементов или иного удаления верхнего покрытия от предыдущего нанесения. Если верхнее покрытие является сухим порошком, то получаемое при этом порошковое покрытие нужно прокалить перед следующим распылительным нанесением сухого порошка, если требуется большее значение толщины покрытия.

Одно из предпочтительных осуществлений способа согласно изобретению можно охарактеризовать как способ выполнения покрытия на внутренней поверхности трубы транспортирования нефти, согласно которому (а) очищают упомянутую внутреннюю поверхность, (б) упомянутую поверхность после упомянутой очистки подвергают дробеструйной обработке, (в) наносят перфторполимерный грунтовочный слой на основе жидкости на упомянутую поверхность после упомянутой продувки, (г) нагревают упомянутое покрытие с образованием грунтовочного слоя на упомянутой поверхности, при этом упомянутое нагревание как вариант может быть достаточным для прокаливания упомянутого грунтовочного слоя, (д) наносят перфторполимерное верхнее покрытие на упомянутом грунтовочном слое и (е) прокаливают упомянутое верхнее покрытие.

Согласно альтернативному осуществлению порошковое верхнее покрытие наносят ротофутеровкой. 1. 8с11СЙ5. Мобетп Е1иоторо1ушег8, Ιοίιη \УПсу & 8оп§ (1997) описывает способ ротофутеровки, предусматривающий введение достаточного количества фторполимера в виде порошка в стальную емкость для выполнения покрытия на внутренней поверхности этой емкости с нужной толщиной фторполимера, после чего емкость вращают в трех измерениях в печи, чтобы расплавить фторполимер, и при этом

- 6 015060 фторполимер покрывает внутреннюю поверхность емкости и формирует бесшовное внутреннее покрытие (с. 315). В предпочтительном способе этого осуществления грунтовочный слой нагревают в достаточной степени, чтобы и высушить, и прокалить покрытие перед ротофутеровкой. Во время нанесения верхнего покрытия способом ротофутеровки предпочтительная толщина внутреннего покрытия составляет 30-220 мил (762-5588 мкм), предпочтительно 30-100 мил (762-2540 мкм).

Документ ЕР 0226668 В1 раскрывает приготовление ротофутерующихся частиц ТФЭ/перфторалкилвинилового эфира (ПАВЭ), в которых сомономер винилового эфира содержит 3-8 атомов углерода, и определенно упоминает перфтор(метилвиниловый эфир), перфтор(пропилвиниловый эфир) и перфтор(гептилвиниловый эфир). Эти частицы можно использовать в данном изобретении. Частицы сополимера ТФЭ/ПАВЭ, используемые в этом изобретении, можно также приготовить другим способом, например экструзией из расплава сополимера и нарезкой экструдируемой заготовки миникубиками, согласно патенту США № 6632902. Средний размер частиц сополимера, используемых в ротофутеровке согласно настоящему изобретению, приблизительно равен 100-3000 мкм, более предпочтительно приблизительно 400-1100 мкм.

Способ ротофутеровки для формирования внутреннего покрытия можно использовать для формирования и слоев грунтовочного слоя, и верхнего покрытия. При формировании грунтовочного слоя предпочтительно, чтобы состав фторполимерного грунтовочного слоя также содержал такую тонкоизмельченную металлическую добавку как Ζη или δη в количестве около 0,2-1 вес.% от совокупного веса металлического порошка и перфторполимера. Эта добавка вместо полимерного связующего обеспечивает сцепление грунтовочного слоя ротофутеровки с внутренней поверхностью трубы. Поскольку более экономично формировать тонкий слой грунтовочного слоя при помощи состава грунтовочного слоя на основе жидкости, поэтому предпочтительно использовать метод ротофутеровки для формирования слоя верхнего покрытия, особенно если желательно толстое верхнее покрытие, как упомянуто выше.

Верхнее покрытие также может представлять собой жидкий состав перфторполимера, т.е. частицы порошка, имеющие средний размер частиц от 2 до 60 мкм, диспергированные или растворенные в органическом растворителе или диспергированные в водной среде. Однако верхнее покрытие предпочтительно наносится в виде порошкового состава известными распылительными устройствами, например электростатическим распылением. Для верхнего покрытия не требуется компонент для усиления сцепления с внутренней поверхностью нефтяной трубы, т.к. грунтовочный слой обеспечивает это сцепление и сцепление с верхним покрытием. Поэтому состав верхнего покрытия, нанесенный на грунтовочный слой, может, по существу, не иметь какой-либо другой компонент, предпочтительно обеспечивая чистую перфторполимерную внутреннюю поверхность, обращенную к нефти в нефтяной трубе, для создания оптимальной поверхности, не допускающей прилипания к ней.

Согласно еще одному осуществлению верхнее покрытие содержит многократное покрытие из первоначального нанесенного покрытия на грунтовочном слое с образованием нижнего слоя состава верхнего покрытия с небольшим диспергированным в нем количеством слюды, после которого следует нанесенное покрытие на нижнем слое верхнего покрытия/слюды с образованием верхнего слоя верхнего покрытия без слюды. Каждый из этих слоев можно нанести в виде порошкового покрытия. Прочие подробности состава верхнего покрытия/слюды раскрывают в патенте США № 5972494, в котором указано, что слюда составляет 2-15 вес.% состава грунтовочного слоя и может также присутствовать тальк в количестве 0,5-1,5 вес.%. В целях данного изобретения эти проценты относятся к совокупному весу перфторполимера, к слюде и тальку, если таковой присутствует. Наличие этого нижнего слоя также улучшает непроницаемость внутреннего покрытия, если ввиду коррозионных условий, особенно в нефтяных скважинах, требуется повышенная защита нефтяной трубы.

Согласно изобретению после нанесения внутреннего покрытия или в предпочтительном осуществлении после нанесения верхнего покрытия получаемую при этом трубу транспортирования нефти затем прокаливают для расплавления верхнего покрытия, снова поместив трубу в печь, нагреваемую до нужной температуры. Обычная температура прокаливания для верхнего покрытия через толщу стенки трубы и грунтовочного слоя будет по меньшей мере на 20°С выше температуры плавления перфторполимера, используемого в предпочтительном осуществлении, причем температура и время прокаливания должны быть достаточными для выполнения прокаливания перфторполимера. То же относится и к прокаливанию грунтовочного слоя.

На практике трубы собирают вместе, конец к концу, обычными методами, в зависимости от применения. Например, в нефтяных скважинах трубы обычно имеют на каждом конце резьбовые участки, чтобы трубы с нанесенным покрытием можно было, длина за длиной, свинчивать вместе до достижения глубины скважины. Внутреннее покрытие наносится на примыкающие друг к другу концы винтовой резьбы, и после их свинчивания последовательность труб представляет собой сплошную поверхность, обращенную к потоку нефти. Для трубопроводов трубы могут иметь фланцы для скрепления их болтами с образованием непрерывной последовательности труб. В этом случае покрытие внутренней поверхности трубы проходит по поверхности фланца, и поэтому примыкание друг к другу фланцев создает сплошность покрытия на внутренней поверхности труб.

Внутреннее покрытие действует и как не допускающая прилипание к ней поверхность, и как изоля

- 7 015060 ция структуры стали трубы от коррозии. В нефтяных скважинах температуры в забое могут доходить до 500°Р (260°С), но обычно находятся в пределах 350-450°Р (177-232°С). Материалы внутреннего покрытия выбирают такими, чтобы их температура плавления была выше температуры в забое скважины. Внутреннее покрытие формирует физический барьер коррозионной среде горячей нефти. Внутреннее покрытие также непроницаемо для этой коррозионной среды сквозь толщу внутреннего покрытия. Верхнее покрытие обеспечивает действенную непроницаемость. Такая же коррозионная защита обеспечивается для трубы, используемой в трубопроводе на поверхности, где температуры будут ниже, но контакт с нефтью происходит в течение длительного времени.

Применение этого изобретения дает уменьшение отложения по меньшей мере на 40%, предпочтительно по меньшей мере на 50% следующих веществ: асфальтенов, парафина и неорганического твердого осадка по сравнению с внутренней поверхностью трубы без внутреннего покрытия. Эти значения уменьшения отложения также реализованы по сравнению с трубой, имеющей внутреннее покрытие их эпоксидной смолы. Фактически реализованы значения упомянутого уменьшения по меньшей мере на 60, 70, 80% и даже по меньшей мере на 90%. Эти значения уменьшения предпочтительно относятся по меньшей мере к двум материалам отложения и более предпочтительно ко всем им трем. Поэтому в соответствии с настоящим изобретением также обеспечивается способ уменьшения отложения в жесткой трубе нефтяной скважины по меньшей мере одного вещества из числа следующих: асфальтенов, парафина и неорганического твердого осадка по меньшей мере на 40% по сравнению с внутренней поверхностью упомянутой нефтяной трубы без внутреннего покрытия.

Эти значения уменьшения отложения определены испытанием на отложение асфальтенов, испытанием на отложение парафина и испытанием на отложение неорганического твердого осадка, соответственно приводятся в примерах. Вероятно, на практике результаты будут более лучшими, чем в этих типовых испытаниях, по причине быстрого течения нефти в нефтяной трубе в действительных эксплуатационных условиях. Защита от коррозии, обеспечиваемая внутренним покрытием для внутренней поверхности нефтяной трубы, выражается в существенной непроницаемости для концентрированного солевого раствора при высокой температуре в течение длительного времени согласно испытанию на проницаемость для соленой воды, описываемому в приводимых ниже примерах.

Методика испытаний

Испытание на отложение парафина.

Устройство холодный штырь, выпускаемое в ХУеЧроП Теейио1о§у СеШег 1и1егиа!юиа1 (НоиЧоп. Техак), используется для проверки прокаленных покрытий, приготовленных согласно примерам, на степень отсутствия прилипания к этим покрытиям. Устройство содержит циркуляционный химический стакан (с двойной стенкой), заполненный нефтью и соединенный с ванной одной температуры, помещенной на пластине магнитного смешивания. Чашку из нержавеющей стали, имеющую магнитный перемешивающий штифт, погружают в нефть, и температуру задают на значение 140°Р (60°С). Холодный штырь (трубчатый выступ) соединен с водяной циркуляционной ванной другой температуры, и температуру задают на значение 60°Р.

Трубки из нержавеющей стали (длина - 6 дюймов, внутренний диаметр - 0,5 дюйма, наружный диаметр - 0,625 дюйма), имеющие плоскую укупорку на дне и покрытие согласно примерам, промывают растворителем (толуол, затем метанол) и помещают в горячую печь, чтобы обеспечить чистую поверхность для отложения парафина на ней. Трубку затем взвешивают, закрепляют над штырем установочным винтом сверху для создания плотной пригонки и оставляют на тридцать минут для остывания. После тридцати минут трубку устанавливают над холодным штырем с плотной пригонкой и погружают в сырую нефть на двадцать четыре часа.

Сырая нефть имеет значительное содержание парафина, и в этом испытании температура появления парафина приблизительно равна 105°Р. Сырую нефть сначала нагревают до 150°Р (66°С) и дважды центрифугируют для удаления воды и отстоя. В течение времени проведения испытания образец сырой нефти выдерживают постоянно при температуре 150°Р (66°С), чтобы парафин обязательно оставался в растворе.

По истечении двадцатичетырехчасового срока испытания трубку вынимают из сырой нефти и оставляют на час при 60°Р (16°С) в среде азота. Измеряют конечный вес. Данные веса снимают до и после погружения и используют их для вычисления отложения парафина на трубке. Из баланса по веществу вычисляют массу на единицу площади для сравнения. Критерием для сравнения является проба на налипание парафина, выполняемая на выпускаемой промышленностью трубе, покрытой эпоксидной смолой, на которой отложение парафина на покрытии из эпоксидной смолы составляет 0,0652 г/см².

Испытания на сцепление.

Испытательные панели из холоднокатаной стали размером 4,0х12,0 (10,1x30,5 см) очищают промывкой ацетоном. Панель имеет поверхность дробеструйной обработки. Панели покрывают согласно описанию каждого из приводимых примеров. Панели проходят следующие два испытания на сцепление.

1. Испытание на сцепление царапиной ногтем после обработки в кипящей воде.

Имеющие покрытие испытательные панели погружают в кипящую воду на 20 мин. Воду доводят до полного кипения после введения в них имеющих покрытие панелей до начала измерения времени. После

- 8 015060 обработки кипящей водой панель охлаждают до комнатной температуры и тщательно высушивают. Испытание царапиной ногтем предполагает нанесение царапины ногтем, чтобы отколоть или надорвать покрытие от края намеренно сделанного надреза ножом в пленке и проверить степень сцепления пленки. Если покрытие можно оторвать от основы на 1 см или более, то это покрытие считается не прошедшим это испытание. Если покрытие нельзя оторвать на расстояние 1 см, то покрытие считается прошедшим это испытание.

2. Испытание на сцепление по сетке надрезов.

Имеющие покрытие основы подвергают испытанию на сцепление по сетке надрезов. Имеющий покрытие образец надрезают бритвенным лезвием через трафарет из нержавеющей стали, и делают 11 параллельных надрезов через интервалы около 3/32 дюйма (2,4 мм) в пленке до поверхности металла. Эту процедуру повторяют под прямыми углами к первым надрезам, чтобы получить сетку из 100 квадратов. Имеющий покрытие и надрезы образец погружают в кипящую воду на 20 мин, затем вынимают из воды и охлаждают до комнатной температуры без резкого охлаждения образца. Затем полосу прозрачной ленты (марка 3М, № 898) размером 0,75 на 2,16 дюйма (1,9 на 5,5 см) прижимают прочно к нарезанному участку, и при этом лента ориентирована параллельно надрезанным линиям. Затем ленту быстро сдергивают под углом 90°, но без рывков. Этот этап повторяют под углом 90° к первому этапу, с новой лентой, и затем повторяют дважды под углом более 90° к предыдущему этапу, всякий раз с новой лентой. Если ни один квадрат не будет снят с сетки со 100 квадратами, то считается, что испытание прошло успешно.

Примеры

В приводимых ниже примерах основы для покрытия очищают прокаливанием в течение 30 мин при 800°Е (427°С), подвергают обдувкой оксидом алюминия с размером фракции 40 до шероховатости около 70-125 мкм На. Жидкое покрытие наносят распылителем М8Л-510 производства компании ЭеУПЬкх. С1спба1с Не1дй18, 1Ь. Порошковые покрытия наносят при помощи электростатических распылителей порошка Уегза-Зргау I производства компании Ыогбзоп, Лшйеагк!, ОН.

Для определения степени неприлипаемости к покрытиям покрываемой основой является трубка из нержавеющей стали, целесообразная для использования в описываемом выше испытании на отложение парафина. Для определения качества сцепления покрываемой основой является панель из углеродистой стали, целесообразной для использования в описываемых выше испытаниях на сцепление царапиной ногтем после обработки в кипящей воде и на сцепление по сетке надрезов.

Грунтовочные слои, формируемые в примерах, имеют следующие до прокаливания составы.

- 9 015060

Таблица 1

Жидкие грунтовочные слои

Компонент	Грунтовочный слой
	1	2	3
	Вес.%	Вес, %	Вес. %
Фторполимер
ФЭП	12,5		10,9
ЭТФЭ		20,7
Полимерное связующее
П олиамидимид	1,1	3,7	11,9
Сульфон простого полиэфира	7,6
Сульфид полифенилена		3,4
Растворители
N-метил-2 -пирролидо н	47,8	1,9	40.7
Прочие органические растворители**	20,1	4,7	32,0
Вода		60,2
Пигменты	9,9	4,2	1,7
Дисперагатор	1,0	1,2	2,8
Итого	100	100	100

** Прочими органическими растворителями могут быть метилизобутилкетон; такие углеводороды, как бензин-растворитель, ксилен и пр., фурфуриловый спирт, триэтаноламин или их смеси.

ФЭП: фторполимер ТФЭ/ГФП содержит 11-12,5 вес.% ГФП, со средним размером частиц 8 мкм, со скоростью расплавления 6,8-7,8 г/10 мин, измеренной при 372°С по методу согласно стандарту Ά8ΤΜ Ό-1238.

ЭТФЭ: фторполимер Э/ТФЭ/ПФБЭ содержит 19-21 вес.% этилена и 3-4,5 вес.% ПФБЭ, имеет средний размер частиц 8 мкм, со скоростью расплавления 6-8 г/10 мин, измеренной при 298°С по способу согласно стандарту Ά8ΤΜ Ό-1238.

Слои верхнего покрытия, формируемые согласно примерам, имеют следующие составы перед прокаливанием.

Таблица 2

Порошковые верхние покрытия

Компонент	Верхнее покрытие
	А	В	1	2
	Вес. %	Вес. %	Вес.%	Вес. %
Эпоксидная смола	100
ЭТФЭ		100
Перфторполимеры
ПФА
ФЭП
ПФА, фторированный				100
ПЭВЭ, модифицированный ПФА			100
Стабилизатор (Ζη)
Итого	100	100	100	100

ФЭП: фторполимер ТФЭ/ГФП содержит 11-12,5 вес.% ГФП, со скоростью расплавления 6,8-7,8 г/10 мин и со средним размером частиц 35 мкм.

- 10 015060

ПФА: фторполимер ТФЭ/ППВЭ содержит 3,8-4,8 вес.% ППВЭ, со скоростью расплавления 10-17 г/10 мин и со средним размером частиц 35 мкм.

ПФА, модифицированный ПЭВЭ: фторполимер ТФЭ/ППВЭ/ПЭВЭ содержит 6,8-7,8 вес.% ПЭВЭ, приготовленный согласно патенту США № 5932673 (А1еп с1 а1./ОиРоп1), со скоростью расплавления 13-18 г/10 мин, со средним размером частиц 8 мкм.

ПФА фторированный: фторполимер ТФЭ/ППВЭ содержит 3,8-4,8 вес.% ППВЭ, приготовленного согласно патенту США № 4743658 (1тЬа1хапо е1 а1./ЭиРоп1), со скоростью расплавления 12-20 г/10 мин и со средним размером частиц 25 мкм.

Таблица 2 (продолжение)

Порошковые верхние покрытия

Компонент	Верхнее покрытие
	4	5	6
	Вес.%	Вес. %	Вес.%
Эпоксидная смола
ЭТФЭ
Перфторполимеры
ПФА	99,2	100
ФЭП			100
ПФА, фторированный
ПЭВЭ, модифицированный ПФА
Стабилизатор (Ζη)	0,8
Итого	100	100	100

Таблица 3

Жидкое верхнее покрытие

ПФА: перфторполимер ТФЭ/ППВЭ содержит 3,8-4,8 вес.% ППВЭ со скоростью расплавления 10-17 г/10 мин, со средним размером частиц 35 мкм.

Условия прокаливания изложены в примерах. Хорошее сцепление грунтовочного слоя с основой и грунтовочного слоя со слоем верхнего покрытия характеризуются показателями испытаний на сцепление царапиной ногтем после обработки в кипящей воде и на сцепление по сетке надрезов.

Характеристика отсутствия прилипания к прокаленным покрытиям в примерах подтверждается описываемым выше испытанием на отложение парафина. Критерием для сравнения является испытание на отложение парафина, выполняемое на выпускаемой промышленностью нефтяной трубе, покрытой эпоксидной смолой, на которой отложение парафина на покрытии из эпоксидной смолы составляет 0,0652 г/см². Все примеры этого изобретения имеют покрытия с осаждением парафина ниже показателя для стандартного покрытия эпоксидной смолой.

Сравнительный пример А. Стандартное покрытие эпоксидной смолой.

Слой покрытия А (эпоксидный порошок) наносят на подготовленную трубку из нержавеющей стали, после чего следует прокаливание при 316°С в течение 20 мин. Толщина сухой пленки слоя краски составляет 100-125 мкм. После прохождения испытания на отложение парафина получают отложение величиной 0,0652 г/см².

Сравнительный пример В. Грунтовочный слой ЭТФЭ/верхнее покрытие ЭТФЭ.

Грунтовочный слой 2 (водный ЭТФЭ) наносят на приготовленную трубку из нержавеющей стали и на приготовленную панель из углеродной стали, после чего выполняют прокаливание при 150°С в тече

- 11 015060 ние 10 мин. Толщина сухой пленки грунтовочного слоя составляет 12-19 мкм. Слой верхнего покрытия В (порошковый ЭТФЭ) наносят на высохший грунтовочный слой. Слой прокаливают при 316°С в течение 20 мин. Общая толщина сухой пленки составляет 100-125 мкм, и общая толщина верхнего покрытия составляет 81-113 мкм. После выполнения испытания на отложение парафина на имеющей покрытие трубке получено значение отложения, равное 0,0327 г/см². Имеющую покрытие панель из углеродистой стали подвергают испытанию на сцепление царапиной ногтем после обработки в кипящей воде и испытанию на сцепление по сетке надрезов, и панель проходит оба испытания.

Водные грунтовочные слои не являются предпочтительными для этого изобретения, т.к. по истечении длительного времени у них может снижаться коррозионная стойкость. Верхние покрытия из ЭТФЭ уступают перфторполимерным верхним покрытиям данного изобретения.

Сравнительный пример С. Основа, не имеющая покрытия.

Не имеющую покрытия приготовленную трубку из нержавеющей стали подвергают испытанию на отложение парафина, и получают значение отложения, равное 0,0296 г/см².

Пример 1. Грунтовочный слой ФЭП/верхнее покрытие из модифицированного ПФА.

Грунтовочный слой 1 (жидкий ФЭП) наносят на приготовленную трубку из нержавеющей стали и на приготовленную панель из углеродистой стали, после чего выполняют прокаливание при 150°С в течение 10 мин. Толщина сухой пленки грунтовочного слоя составляет 12-19 мкм. Слой верхнего покрытия (ПФА, модифицированный порошком ПЭВЭ) наносят на высохший грунтовочный слой. Его прокаливают при 399°С в течение 20 мин. Общая толщина сухой пленки равна 60-75 мкм. Наносят второй слой верхнего покрытия 1. Его прокаливают при 371°С в течение 20 мин. Общая толщина сухой пленки равна 100-125 мкм, и общая толщина верхнего покрытия составляет 81-113 мкм. После прохождения испытания на отложение парафина полученное значение отложения составляет только 0,0168 г/см². Имеющую покрытие панель из углеродистой стали подвергают испытанию на сцепление царапиной ногтем после обработки в кипящей воде и испытанию на сцепление по сетке надрезов, и панель проходит оба испытания.

Пример 2. Грунтовочный слой ФЭП/верхнее покрытие из фторированного ПФА.

Грунтовочный слой 1 (жидкий ФЭП) наносят на приготовленную трубку из нержавеющей стали и на приготовленную панель из углеродистой стали, после чего выполняют прокаливание при 150°С в течение 10 мин. Толщина сухой пленки грунтовочного слоя составляет 12-19 мкм. Слой верхнего покрытия (ПФА, модифицированный порошок ПЭВЭ) наносят на высохший грунтовочный слой. Его прокаливают при 399°С в течение 20 мин. Общая толщина сухой пленки равна 60-75 мкм. Наносят второй слой верхнего покрытия 2. Его прокаливают при 371°С в течение 20 мин. Общая толщина сухой пленки равна 100-125 мкм, и общая толщина верхнего покрытия составляет 81-113 мкм. После прохождения испытания на отложение парафина полученное значение отложения составляет только 0,0145 г/см². Имеющую покрытие панель из углеродистой стали подвергают испытанию на сцепление царапиной ногтем после обработки в кипящей воде и испытанию на сцепление по сетке надрезов, и панель проходит оба испытания.

Пример 3. Грунтовочный слой ФЭП/верхнее покрытие из ПФА.

Грунтовочный слой 1 (жидкий ФЭП) наносят на приготовленную трубку из нержавеющей стали и на приготовленную панель из углеродистой стали, после чего выполняют прокаливание при 150°С в течение 10 мин. Толщина сухой пленки грунтовочного слоя составляет 12-19 мкм. Слой верхнего покрытия (жидкий ПФА) наносят на высохший грунтовочный слой. Его прокаливают при 399°С в течение 20 мин. Общая толщина сухой пленки равна 60-75 мкм. Наносят второй слой верхнего покрытия 3. Его прокаливают при 371°С в течение 20 мин. Общая толщина сухой пленки равна 100-125 мкм, и общая толщина верхнего покрытия составляет 81-113 мкм. После прохождения испытания на отложение парафина полученное значение отложения составляет только 0,0124 г/см². Имеющую покрытие панель из углеродистой стали подвергают испытанию на сцепление царапиной ногтем после обработки в кипящей воде и испытанию на сцепление по сетке надрезов, и панель проходит оба испытания.

Пример 4. Грунтовочный слой ФЭП/верхнее покрытие из ПФА.

Грунтовочный слой 1 (жидкий ФЭП) наносят на приготовленную трубку из нержавеющей стали и на приготовленную панель из углеродистой стали, после чего выполняют прокаливание при 150°С в течение 10 мин. Толщина сухой пленки грунтовочного слоя составляет 12-19 мкм. Слой верхнего покрытия (порошок ПФА) наносят на высохший грунтовочный слой. Его прокаливают при 399°С в течение 20 мин. Общая толщина сухой пленки равна 60-75 мкм. Наносят второй слой верхнего покрытия 4. Его прокаливают при 371°С в течение 20 мин. Общая толщина сухой пленки равна 100-125 мкм, и общая толщина верхнего покрытия составляет 81-113 мкм. После прохождения испытания на отложение парафина полученное значение отложения составляет только 0,0124 г/см². Имеющую покрытие панель из углеродистой стали подвергают испытанию на сцепление царапиной ногтем после обработки в кипящей воде и испытанию на сцепление по сетке надрезов, и панель проходит оба испытания.

Пример 5. Грунтовочный слой ФЭП/верхнее покрытие из ПФА.

Грунтовочный слой 1 (жидкий ФЭП) наносят на приготовленную трубку из нержавеющей стали и на приготовленную панель из углеродистой стали, после чего выполняют прокаливание при 150°С в те

- 12 015060 чение 10 мин. Толщина сухой пленки грунтовочного слоя составляет 12-19 мкм. Слой верхнего покрытия (порошок ПФА) наносят на высохший грунтовочный слой. Его прокаливают при 399°С в течение 20 мин. Общая толщина сухой пленки равна 60-75 мкм. Наносят второй слой верхнего покрытия 5. Его прокаливают при 371°С в течение 20 мин. Общая толщина сухой пленки равна 100-125 мкм, и общая толщина верхнего покрытия составляет 81-113 мкм. После прохождения испытания на отложение парафина полученное значение отложения составляет только 0,0116 г/см². Имеющую покрытие панель из углеродистой стали подвергают испытанию на сцепление царапиной ногтем после обработки в кипящей воде и испытанию на сцепление по сетке надрезов, и панель проходит оба испытания.

Пример 6. Грунтовочный слой ФЭП/верхнее покрытие из ПФА.

Грунтовочный слой 1 (жидкий ФЭП) наносят на приготовленную трубку из нержавеющей стали и на приготовленную панель из углеродистой стали, после чего выполняют прокаливание при 150°С в течение 10 мин. Толщина сухой пленки грунтовочного слоя составляет 12-19 мкм. Слой верхнего покрытия (порошок ФЭП) наносят на высохший грунтовочный слой. Его прокаливают при 399°С в течение 20 мин. Общая толщина сухой пленки равна 60-75 мкм. Наносят второй слой верхнего покрытия 6. Его прокаливают при 371°С в течение 20 мин. Общая толщина сухой пленки равна 100-125 мкм, и общая толщина верхнего покрытия составляет 81-113 мкм. После прохождения испытания на отложение парафина полученное значение отложения составляет только 0,0110 г/см². Имеющую покрытие панель из углеродистой стали подвергают испытанию на сцепление царапиной ногтем после обработки в кипящей воде и испытанию на сцепление по сетке надрезов, и панель проходит оба испытания.

Пример 7. Грунтовочный слой ФЭП/верхнее покрытие из ПФА.

Грунтовочный слой 1 (жидкий ФЭП) наносят на приготовленную трубку из нержавеющей стали и на приготовленную панель из углеродистой стали, после чего выполняют прокаливание при 150°С в течение 10 мин. Толщина сухой пленки грунтовочного слоя составляет 12-19 мкм. Слой верхнего покрытия 5 (порошок ПФА) наносят на высохший грунтовочный слой. Его прокаливают при 399°С в течение 20 мин. Общая толщина сухой пленки равна 60-75 мкм. Наносят второй слой верхнего покрытия 5. Его прокаливают при 371°С в течение 20 мин. Дополнительные слои верхнего покрытия 1 наносят и прокаливают при 343°С в течение 20 мин, пока общая толщина сухой пленки не достигнет 950-1050 мкм и общая толщина верхнего покрытия не составит 931-1038 мкм. После прохождения испытания на отложение парафина полученное значение отложения составляет только 0,0098 г/см². Имеющую покрытие панель из углеродистой стали подвергают испытанию на сцепление царапиной ногтем после обработки в кипящей воде и испытанию на сцепление по сетке надрезов, и панель проходит оба испытания.

Пример 8. ФЭП/верхнее покрытие из ПФА.

Грунтовочный слой 1 (жидкий ФЭП) наносят на приготовленную трубку из нержавеющей стали и на приготовленную панель из углеродистой стали, после чего выполняют прокаливание при 150°С в течение 10 мин. Толщина сухой пленки грунтовочного слоя составляет 12-19 мкм. Слой верхнего покрытия 2 наносят на высохший грунтовочный слой. Его прокаливают при 399°С в течение 20 мин. Общая толщина сухой пленки равна 60-75 мкм. Наносят второй слой верхнего покрытия 2 (фторированный ПФА). Его прокаливают при 371°С в течение 20 мин. Дополнительные слои верхнего покрытия 4 наносят и прокаливают при 343°С в течение 20 мин, пока общая толщина сухой пленки не достигнет 950-1050 мкм и общая толщина верхнего покрытия не составит 931-1038 мкм. После прохождения испытания на отложение парафина полученное значение отложения составляет только 0,0042 г/см². Имеющую покрытие панель из углеродистой стали подвергают испытанию на сцепление царапиной ногтем после обработки в кипящей воде и испытанию на сцепление по сетке надрезов, и панель проходит оба испытания.

Пример 9. Грунтовочный слой ФЭП/верхнее покрытие из ПФА.

Грунтовочный слой 3 (жидкий ФЭП) наносят на приготовленную трубку из нержавеющей стали и на приготовленную панель из углеродистой стали, после чего выполняют прокаливание при 150°С в течение 10 мин. Толщина сухой пленки грунтовочного слоя составляет 8-12 мкм. Слой верхнего покрытия (фторированный ПФА) наносят на высохший грунтовочный слой. Его прокаливают при 399°С в течение 20 мин. Общая толщина сухой пленки равна 60-70 мкм. Наносят второй слой верхнего покрытия 2 (фторированный ПФА). Общая толщина сухой пленки составляет 80-110 мкм, и общая толщина верхнего покрытия составляет 68-102 мкм. Его прокаливают при 371°С в течение 20 мин. После прохождения имеющей покрытие трубки испытания на отложение парафина полученное значение отложения составляет только 0,0042 г/см². Имеющую покрытие панель из углеродистой стали подвергают испытанию на сцепление царапиной ногтем после обработки в кипящей воде и испытанию на сцепление по сетке надрезов, и панель проходит оба испытания.

Пример 10. Грунтовочный слой ФЭП/ротофутерованное верхнее покрытие из ПФА.

Трубу из углеродистой стали, целесообразную для транспортирования нефти, имеющую диаметр в дюйма (7,6 см) и длину 30 футов (9 м), очищают прокаливанием в течение 30 мин при 800°Т (427°С) и подвергают дробеструйной обработке оксидом алюминия дробью зернистостью 40 до шероховатости около 70-125 мкдюймов Ка. Грунтовочный слой 1 наносят на внутреннюю поверхность трубы, после чего выполняют прокаливание при температуре 750°Т (399°С) в течение пяти минут для высушивания и полного прокаливания (отверждения) грунтовочного слоя. Толщина сухой пленки грунтовочного слоя

- 13 015060 составляет 8-12 мкм. В имеющей грунтовочный слой трубе выполняют ротофутеровку с использованием состава, содержащего выпускаемый промышленностью стабилизированный сополимер порошка ТФЭ/ИИВЭ, имеющего скорость плавления 6 г/10 мин и средний размер частиц 475 мкм (фторированный в соответствии с описанием патента США № 4743658; 1тЬа1хапо с( а1./ИиРоп1). Порошковый состав вводят внутрь предназначенной для ротофутеровки трубы в количестве, достаточном для получения толщины верхнего покрытия в 30 мил (762 мкм). Трубу временно закрывают с обоих концов и устанавливают на механизм, который одновременно и качает, и вращает трубу в сушильном шкафе. Этот механизм выпускается промышленностью под названием Воск апб Во 11 тасЫпе. Трубу нагревают до температуры выше температуры плавления частиц сополимера верхнего покрытия и вращают вокруг ее продольной оси во время нагревания, при этом качая ее из конца в конец во время вращения при температуре 740°Р (380°С) в течение 120 мин. Несмотря на то что он в течение длительного времени подвергается воздействию высокой температуры, качество грунтовочного слоя не снижается, и он обеспечивает сцепление покрытия с внутренней поверхностью трубы. Вращение трубы в сушильном шкафу дает единообразно распределенное внутреннее покрытие внутренней поверхности трубы. По завершении ротофутеровки шкаф охлаждают, и прошедшую ротофутеровку трубу проверяют на качество ротофутеровки. Временные концы удаляют с трубы, и качество внутреннего покрытия в смысле отсутствия на нем пузырьков проверяют визуально. Внутреннее покрытие считается не имеющим пузырьков, если в толще внутреннего покрытия пузырьки не видны и поверхность внутреннего покрытия гладкая, т. е. не имеет пустот, комков и впадин.

Для определения качества сцепления имеющую покрытие трубу секционируют и подвергают испытаниям на сцепление царапиной ногтем и по сетке надрезов. Испытания проводят согласно изложенной выше методике, за тем исключением, что в испытании по сетке надрезов делают надрезы в виде буквы X, вместо сетки. Проверяемые секции трубы проходят испытание на сцепление царапиной ногтем, и при проведении испытания по сетке надрезов внутреннее покрытие не было снято.

Пример 11. Испытание на отложение неорганического твердого осадка.

Несколько верхних покрытий (ФЭП и ПФА) из излагаемых выше примеров подвергли испытанию погружением отрезков в концентрированные соляные растворы, чтобы определить уменьшение отложения неорганического твердого осадка на имеющем покрытие отрезке, при этом отложение твердого осадка снизилось более чем на 50 вес.% по сравнению с отрезками без покрытия. Эти испытания делались вымачиванием стальных отрезков с покрытием и без него в концентрированных кальцитных и баритных растворах, имевших следующие составы:

Раствор А (1) СаС1₂.2Н₂О (2) КС1 (3) МдС1₂'6Н₂О (4) ИаС1 (5) Ыа₂ЗО₄

Раствор В г/кг г/кг воды

36,87

11,43

1,8

138,9

0,32

(1)	8,6
(2)	4,38
(3)	0,41
(4)	89, 09

ВаС1₂ 3,08

Отрезки были подвешены в течение двух суток под давлением 100 фунт/кв.дюйм (6,9 МПа) либо в растворе А, нагретом до 140°Р (60°С), либо в растворе В, нагретом до 90°Р (32°С), и показания веса (отложение твердого осадка) отрезков с покрытием сравнивали с показаниями стальных отрезков без покрытия для определения отложения твердого осадка на отрезках, имеющих покрытие согласно настоящему изобретению.

Пример 12. Испытание на отложение асфальтенов.

Асфальтены представляют собой смесь аморфных имеющих высокий молекулярный вес многоядерных соединений, содержащих С, Н, О, N и 8 и часто такие металлы, как V или N1. Асфальтены растворяются в нефти, но становятся нерастворимыми при снижении давления, изменении рН, либо при изменении растворяющей способности, возникающих в нефтяной трубе. Отложение асфальтенов можно измерить методом контура течения, практикуемым в Нефтяном исследовательском центре Института горного дела и технологии шт. Нью-Мексико, г. Сокорро, шт. Нью-Мексико. Вкратце, проверяемый материал формируют в виде контура, и нефть пропускают течением по этому контуру при таких условиях,

- 14 015060 при которых асфальтены в нефти становятся нерастворимыми и поэтому могут отлагаться на внутренней поверхности контура. Отложение асфальтенов определяется взвешиванием контура после завершения этого использующего течение нефти эксперимента, сравнением этого веса с весом контура, определенного перед экспериментом. Подробнее, проверочным контуром является трубка длиной 100 футов (30,5 м) с внутренним диаметром 0,03 дюйма (0,75 мм), и сделанная либо из одного из упоминаемых здесь перфторполимеров верхнего покрытия, либо из стали. Из трубки формируется спираль (контур), подобная пружине, и помещается в водяную ванну с температурой 60°С. Смесь из 50/50 об.%, содержащая асфальтены нефти и растворитель - н-пентадекан, пропускают по контуру с расходом 0,24 мл/ч в течение 24 ч. Применяемая в этой пробе нефть имеет следующие характеристики: плотность в градусах 28,8°, вязкость 30 сП при 20°; и состоит на 51,1% из насыщенных продуктов, на 14,5% из смол; на 6,1% из асфальтенов, и содержит N1 в количестве 19 ч./млн, и V в количестве 187 ч./млн. В стальном контуре без покрытия увеличение веса, вызванного отложением асфальтенов, составило 0,51 г; причем ФЭП и фторированный ПФА примера 8 увеличения веса не дали, и это говорит об эффективности перфторполимера для уменьшения отложения асфальтенов.

Пример 13. Испытание на проницаемость в отношении соленой воды.

Это испытание проводится для определения проницаемости для соленой воды у перфторполимеров по сравнению с эпоксидной смолой, когда покрытия из этих материалов толщиной в 5 мил (127 мкм) на стальных отрезках подвергаются воздействию соленой водой в жестких условиях, и потом эти находившиеся под таковым воздействием отрезки проверяют хорошо известным методом Спектроскопии полного сопротивления 1од Ζ. Сравнивают значения полного сопротивления покрытия до и после воздействия. Снижение полного сопротивления характеризует проницаемость покрытия. Подробнее, имеющие покрытие отрезки подвешивают в автоклаве с 5 вес.% водным раствором ЫаС1 в контакте с частью покрытия. Выдерживаемые в течение 29 дней условия в автоклаве: 251°Е (122°С) и 1026 фунт/кв.дюйм (70,8 МПа). Полное сопротивление покрытия измеряют (до и после воздействия водным соляным раствором) при помощи гальванического элемента, состоящего из имеющего покрытие отрезка, эталонного электрода и инертного противоэлектрода. Электронное измерительное оборудование состоит из регулятора напряжения, анализатора частотных характеристик и компьютера с программой спектроскопии по методу полного сопротивления. Полное сопротивление покрытия измеряют как функцию частоты прилагаемого переменного напряжения. Диапазон частоты: 0,0001-100 кГц. Получаемые данные представляют в виде графика Боде с построением зависимости 1од Ζ от 1од £, где Ζ - сопротивление, Ом, и £ - частота, Гц. Результаты полного сопротивления, взятые при значении 0,1 графика Боде

Покрытие	Ход Ζ полное сопротивление
До воздействия	После воздействия
ПФА	11, 0	10,9
ФЭП	11, 0	11,0
Эпоксидная	10,8	7,1
смола

34-процентное снижение полного сопротивления покрытия из эпоксидной смолы характеризует существенную проницаемость этого покрытия для соленой воды и ясно, что это покрытие в некоторых местах отошло от поверхности стального отрезка. Напротив, полное сопротивление покрытий из перфторполимера осталось, по существу, неизменным и какого-либо отделения покрытия от стального отрезка не было, что указывает на существенную непроницаемость этих покрытий для соленой воды. Эту существенную непроницаемость поэтому можно охарактеризовать отсутствием отделения покрытия от стального отрезка или количественно снижением полного сопротивления 1од Ζ менее чем на 10%, предпочтительно менее 5%. Когда имеющие покрытие отрезки были подвергнуты воздействию газом Н₂§ и жидкой смесью метана/толуола в том же автоклаве при тех же условиях, что и при испытании соленой водой, то наблюдались изменения в покрытиях, что говорит о том, что это воздействие сильнее воздействия соленой водой.

Пример 15. Однослойное покрытие.

Грунтовочный слой 1 используется в качестве однослойного покрытия на отрезке и проверяется по методике примера 11. Несмотря на присутствие не имеющего фтора полимерного связующего (полиамидимид и сульфон простого полиэфира) в составе грунтовочного слоя, отложение неорганического твердого осадка на покрытии было гораздо меньшим, чем на стальном отрезке без покрытия, и почти таким же, как на верхнем покрытии из ФЭП.

Claims (12)

1. Нефтяная труба, используемая при добыче или транспортировке нефти, имеющая внутреннее покрытие, содержащее грунтовочный слой в сцеплении с внутренней поверхностью трубы, и верхнее покрытие, содержащее перфторполимер, нанесенное поверх грунтовочного слоя, при этом грунтовочный

- 15 015060 слой содержит теплостойкое полимерное связующее и текучий при расплавлении фторполимер, и где верхнее покрытие наносится как жидкий состав и имеет не допускающую прилипания внешнюю поверхность, обращенную к нефти, указанное теплостойкое связующее обеспечивает сцепление грунтовочного слоя с внутренней поверхностью трубы и верхним покрытием, и указанное внутреннее покрытие обеспечивает уменьшение отложений по меньшей мере одного из следующих веществ: асфальтенов, парафина и неорганического твердого осадка.

2. Труба по п.1, где внутреннее покрытие обладает коррозионной стойкостью, определяемой по полному сопротивлению 1од Ζ, причем снижение полного сопротивления 1од Ζ составляет менее чем 10% после испытания на проницаемость соленой воды.

3. Труба по п.1, где указанный грунтовочный слой наносится в виде жидкого состава.

4. Труба по п.1, где указанный грунтовочный слой (а) имеет толщину приблизительно не более 25 мкм (1 мил) и упомянутое верхнее покрытие имеет толщину приблизительно от 51 до 175 мкм (2-7 мил) или (б) упомянутый грунтовочный слой имеет толщину по меньшей мере около 25 мкм и упомянутое верхнее покрытие имеет толщину приблизительно от 25 до 250 мил (635-6350 мкм).

5. Труба по п.1, где указанный грунтовочный слой содержит перфторполимер.

6. Труба по п.1 или 5, где указанный перфторполимер в указанном грунтовочном слое и указанном верхнем покрытии независимо выбран из группы, состоящей из сополимера тетрафторэтилена и перфторолефина, причем упомянутый перфторолефин содержит по меньшей мере 3 атома углерода, сополимер тетрафторэтилена и по меньшей мере одного перфтор(алкилвинилового эфира), при этом упомянутый алкил содержит от 1 до 8 атомов углерода.

7. Способ нанесения покрытия на внутреннюю поверхность трубы по п.1, где наносят внутреннее покрытие в виде грунтовочного слоя на основе теплостойкого связующего и текучего при расплавлении фторполимера, наносят верхнее покрытие в виде жидкого состава, при этом внутреннее покрытие обладает коррозионной стойкостью, определяемой по полному сопротивлению 1од Ζ, причем снижение полного сопротивления 1од Ζ составляет менее чем 10% после испытания на проницаемость соленой воды.

8. Способ по п.7, дополнительно включающий в себя этап удаления загрязнителей с указанной внутренней поверхности трубы очисткой упомянутой внутренней поверхности и этап придания шероховатости для очищенной внутренней поверхности до нанесения указанного внутреннего покрытия.

9. Способ по п.7, в котором грунтовочный слой наносят в виде покрытия на основе жидкости.

10. Способ по п.9, в котором покрытие на жидкой основе упомянутого грунтовочного слоя включает в себя органический растворитель.

11. Способ по п.7, в котором покрытие на основе жидкости для верхнего покрытия содержит воду.

12. Способ по п.7, в котором верхнее покрытие содержит несколько слоев, включая нижний слой и верхний слой, при этом нижний слой верхнего покрытия включает в себя диспергированную в нем слюду и верхний слой не имеет слюды.

О Евразийская патентная организация, ЕАПВ

Россия, 109012, Москва, Малый Черкасский пер., 2