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Question

Factors affecting gel strength include thermal history, shear history, stress loading rate (SLR), aging, and composition of the waxy crude. The most controversial factor is the cooling rate, which some have argued increases the gel strength at higher values (Ronningsen et al. 1992) while others advocate the reverse effect (Henaut et al. 1999). Lee et al. (2007) showed that higher cooling rate increases the gel strength if the failure mechanism is adhesive and vice versa if the failure mechanism is cohesive.
It is important to note that no standard test for determining the yield stress of waxy crude oils has been adopted by the petroleum industry. This is because of the very poor repeatability in any given instrument and the poor reproducibility between the different tests. Chang et al. (1998) attributed poor repeatability and reproducibil-ity of the yield values to their strong dependence upon not only what the sample is experiencing (i.e., temperature and shear rate) but also what the sample has experienced (i.e., thermal and shear history). Ronningsen et al. (1992) reported a reproducibility of ±20% of yield point results obtained from their model pipeline setup, while Lee et al. (2007) reported a better success on the order of ±10%.
Gelation Pressure Effects: Reality or Academic Concept?
The effect of hydrostatic pressure on gelation of waxy crudes is an issue of great practical importance in subsea pipelines connected to long vertical risers as depicted schematically in Fig. 1. However, most restart studies have been carried out at ambient conditions and attempts have been made to apply the results obtained to conditions involving deepwater systems. During shut-down of such a pipe-line transport system for maintenance purposes or emergency, the crude cools under quiescent conditions to the seabed temperature. In today’s deepwater systems, running in waters up to 10,000 ft deep, a temperature gradient that could differ considerably from the bottom of the sea to the surface is a possibility. This is more so during hot seasons when the water at the surface could be at temperatures as high as 20°C, while the seafloor temperature could remain as low as 5°C. Thus, under such conditions, the waxy crude in the pipe at the sea floor can be gelled (assuming its pour point is higher than the seafloor temperature), while at some distance from the seabed, liquid waxy crude in the riser lies above the gelled seg-ment. This will exert some hydrostatic head on the segment under-going gelation. Assuming a head of 0.3psi/ft (typical of crudes in the Gulf of Mexico), at depths of say 7,000 ft, pressures as high as 2,100 psi could be exerted on the gelling segment. The questions then are, “Does this pressure affect the strength of the gel formed, and how does this affect the restart conditions of the pipeline?” Investigation of this interesting issue is the primary focus of the experimental studies conducted in the present work.

Answer 1

凝胶强度的影响因素包括热运动、剪切运动、应力加载速率（SLR）、抗老化程度，以及含蜡原油组成。最具争议性的因素是冷却速度，有些人认为它可以增加凝胶强度并使强度值更高（Ronningsen等，1992年），而另一些认为它有着相反的效果（Henaut等，1999年）。 Lee等人（2007年）表明，如果失效机理是因为粘着力，则较高的冷却速度可以增加凝胶强度；反之，如果失效机理是因为凝聚力，则较高的冷却速度可以减小凝胶强度。
特别需要注意的是，目前对确定含蜡原油屈服应力的标准试验没有已经通过石油工业的。这是因为使用任何给定的测试仪器在不同的测试中的重复性和再生性很差。 Chang等人（1998年）后， 把重复性和再生性的屈服效果差的原因，不仅仅归因于样品正在受到的作用（如温度和剪切速率），还包括样品已经收到过的作用（如热运动和剪切作用）。 Ronningsen等人，（1992年）报道了他们的从模型管道设备中得到的结果，即重复性为±20％时的屈服点；而Lee等人，（2007年）则更加成功的报道了重复性为±10％时的结果。

凝胶压力效应：是具有现实意义还是只是学术概念？
含蜡原油胶凝的静水压力的影响，对海底管道连接较长垂直升管具有实际重大的实际意义，并在图-1中有详细描述。然而，大多数重启研究都在室温条件下开展，并试图获得包括深水维护在内的外界条件。在管道运输系统的维修处理或者紧急情况期间，原油将在静态条件下冷却至海底温度。在当今的深水系统中，可以运行至水下10,000英尺深，温度梯度的范围从海底至海面都有可能。在炎热的季节，温度处于海面温度时，可高达20°C，然而海底的温度可以保持低至5°C。因此，在这种情况下，可以在海底含蜡原油管道可能会产生胶凝（假设其凝点高于海底温度），而距离海底不远处，竖管中的液体含蜡原油汇聚于胶凝的上段。这必将对下端凝胶部分产生静压头。假设静压头为0.3psi/ft（典型为墨西哥湾的原油），在海底7,000英尺深度，对凝胶段施加的压头可高达2100磅。然后的问题是，“这种压力是否影响形成的凝胶强度，以及将如何影响管道的重新启动条件？”这个有趣的问题是目前进行了实验研究调查的主要焦点。

Answer 2

凝胶强度影响因素包括热历史、 历史、 应力加载速率 (SLR)、 老化、 和含蜡原油组成的剪切。最具争议的因素是冷却速度，哪有人会增加凝胶强度在较高的值 (Ronningsen et al。1992 年) 而另外一些人主张相反的效果 （Henaut et al。1999 年）。 李 et al。（2007 年） 表明，更高的冷却速率增加凝胶强度如果失效机理是胶粘剂，反之亦然如果失效机理是凝聚力。
值得注意的是没有标准的测试，以决定屈服应力的含蜡原油已经通过石油工业。这是因为在任何给定的文书和不同测试之间的差再现性很差的可重复性。Et al 昌。（1998） 的属性化差重复性和他们强烈的依赖什么样本正在经历 （i.e.、 温度和剪切率） 不仅什么样品经历了 （i.e.、 热和剪历史） 的产量值的 reproducibil-碳黑。Et al Ronningsen。（1992 年） 报告可重复性的 ± 20 他们模型管道安装程序，同时李 et al 产量点结果。（2007 年） 报告了更好的成功 ± 10 的顺序。
凝胶化压力的影响： 现实或学术概念？
含蜡原油的胶凝对静水压力的影响是在海底管道连接到长垂直立管，如图所示示意地具有重要实际意义的问题。1.然而，开展研究中的大部分重新启动，在环境条件和已尝试应用条件涉及深水系统获得的结果。在关闭此类管道运输系统的维护目的或紧急情况，期间原油降温静止海底的温度条件下。在今天的深水系统中，运行在水域达 10 000 英尺深，可以明显不同的底部的海洋表面的温度梯度是一种可能性。这是更是如此，在炎热的季节，在表面的水可以在温度高达 20 ° C，而海底的温度能保持在低至 5 ° c。因此，在这种情况下，在海底管道中的含蜡原油可以被胶体 （假定其倾点较海底温度），在一些距离海底，同时提升管中的液体含蜡原油在于胶体的赛格发以上。这将会产生一些对段 under-going 凝胶的静压头。假定为 0 的头。3 psi 英尺 （典型的在墨西哥湾原油），在深度说 7、 35000 英尺、 压力高达 2，可以施加 100 psi 凝胶的网段上。问题然后是，"这种压力会影响的凝胶强度和这将如何影响管道的重新启动条件吗？"这个有趣的调查是问题的在目前的工作进行的实验研究的主要焦点。

Answer 3

影响因素包括热历史的凝胶强度，剪切历史，应力加载速率（单反），老化，和组成的含蜡原油。最有争议的因素是冷却速度，其中一些人认为增加凝胶强度值较高（ronningsen等人。1992）则主张相反的效果（henaut等人。1999）。李等人。（2007）显示，较高的冷却速度增加凝胶强度如果失败的机制是粘合剂，反之如果失败的机制是凝聚力。值得注意的是，没有标准试验确定含蜡原油的屈服应力油已通过石油工业。这是因为非常重复性差在任何特定仪器和穷人之间的重复性不同的测试。张等人。（1998）由于重复性差，reproducibil-ity的屈服值的强烈的依赖不仅样品经历（即，温度和剪切速率）但也有经验丰富的样品（即，热历史和剪切）。ronningsen等人。（1992）报告重复性±20%的产量结果从他们的新型管道安装，而李等人。（2007）报告更成功的命令±10%。凝胶压力的影响：现实还是学术概念？在静水压力作用的凝胶含蜡原油的问题具有重要的实际意义在海底管线连接到长垂直立管作为描绘在图1。然而，最重的研究已进行了在环境条件和尝试了运用所取得的成果的条件涉及深水系统。在关闭的管道运输系统维修或紧急冷却，原油的静态条件下到海底温度。在今天的深水系统，运行水域达10000英尺深，温度梯度，可以相差很大，从海底表面是一个可能性。这是更因此在炎热的季节时，水在表面可以在温度高达20摄氏°，而海底温度可以低至5°角因此，在这种情况下，含蜡原油在管道在海底可胶凝（假设其倾点高于海底温度），而在一定距离的海底，液体含蜡原油在喉，首先在于凝胶seg-ment。这将产生一定的静压头的部分特殊凝胶。假设一个头部0.3psi/ft（典型的原油在墨西哥湾），在水深7000英尺，压力高达2100磅可以施加的部分。然后的问题是，“这种压力影响的力量，形成凝胶，这又如何影响启动条件的管道？“研究这个有趣的问题是首要的重点是进行实验研究，在目前的工作。追问

不通啊。。。

Answer 4

我以为只要认真地喜欢，就可以打动一个人，原来，却只是打动了我自己。 用我的没错的！ There is one day you enter my heart, and you will cry,