Subskrypcja JoVE jest wymagana do oglądania tego materiału. Zaloguj się lub rozpocznij bezpłatny okres próbny.

Artykuł metodologiczny

Procedura doświadczalna dla badań laboratoryjnych spalania in situ: palność i efektywność spalania ropy naftowej

12.5K wyświetleń

⸱

DOI:

10.3791/57307

⸱

1 maja 2018

 , 
1Department of Civil Engineering, Technical University of Denmark, 2School of Engineering, BRE Centre for Fire Safety Engineering, University of Edinburgh

W tym artykule

Podsumowanie

Tutaj prezentujemy protokół do jednoczesnego badania łatwopalności i efektywności spalania świeżej i zwietrzałej ropy naftowej w warunkach, które symulują operacje spalania in situ na morzu.

Streszczenie

Przedstawiono nową metodę jednoczesnego badania palności i efektywności spalania świeżej i zwietrzałej ropy naftowej za pomocą dwóch eksperymentalnych konfiguracji laboratoryjnych. Eksperymenty są łatwe do powtórzenia w porównaniu z eksperymentami na skalę operacyjną (średnica basenu ≥2 m), a jednocześnie charakteryzują się dość realistycznymi warunkami spalania ropy naftowej na wodzie in situ. Warunki eksperymentalne obejmują płynącą warstwę dolną wody, która chłodzi plamę ropy, oraz zewnętrzny strumień ciepła (do 50 kW/m2), który symuluje wyższe sprzężenie zwrotne ciepła z powierzchnią paliwa w pożarach basenów ropy naftowej na skalę operacyjną. Warunki te umożliwiają kontrolowane badanie laboratoryjne efektywności spalania pożarów basenów ropy naftowej, które jest równoważne eksperymentom na skalę operacyjną. Metoda dostarcza również danych ilościowych na temat wymagań dotyczących zapłonu ropy naftowej pod względem krytycznego strumienia ciepła, czasu opóźnienia zapłonu w funkcji padającego strumienia ciepła, temperatury powierzchni w momencie zapłonu oraz bezwładności cieplnej. Tego typu dane można wykorzystać do określenia wymaganej siły i czasu trwania źródła zapłonu do zapłonu określonego rodzaju świeżej lub zwietrzałej ropy naftowej. Głównym ograniczeniem metody jest to, że wpływ chłodzący przepływającej warstwy dolnej wody na spalaną ropę naftową w funkcji zewnętrznego strumienia ciepła nie został w pełni określony ilościowo. Wyniki eksperymentalne wyraźnie pokazały, że podwarstwa płynącej wody poprawia reprezentatywność tego układu w warunkach spalania in situ, ale obecnie nie ma pewności, w jakim stopniu to odwzorowanie jest dokładne. Metoda ta charakteryzuje się jednak najbardziej realistycznymi warunkami laboratoryjnymi spalania in situ, jakie są obecnie dostępne, do jednoczesnego badania palności i efektywności spalania ropy naftowej na wodzie.

Wprowadzenie

Spalanie na miejscu rozlanej ropy naftowej na wodzie to metoda reagowania na wyciek ropy morskiej, która usuwa rozlany olej z powierzchni wody poprzez jego spalanie i przekształcanie w sadzę i gazowe produkty spalania. Ta metoda odpowiedzi została z powodzeniem zastosowana podczas Exxon Valdez1 i Deepwater Horizon2 wycieków ropy naftowej i jest regularnie wymieniana jako potencjalna metoda reagowania na wycieki ropy dla klasy Arctic3,4,5,6. Dwa z kluczowych parametrów, które decydują o tym, czy spalanie oleju in situ zakończy się sukcesem jako metoda reagowania na wyciek, to palność i efektywność spalania oleju. Pierwszy parametr, palność, opisuje, jak łatwo paliwo może się zapalić i może prowadzić do rozprzestrzeniania się płomienia po powierzchni paliwa, co prowadzi do w pełni rozwiniętego pożaru. Drugi parametr, efektywność spalania, wyraża ilość oleju (w % wag.), która jest skutecznie usuwana z powierzchni wody przez ogień. W związku z tym istotne jest zrozumienie palności i oczekiwanej wydajności spalania różnych olejów naftowych w warunkach spalania in situ.

Zapłon plam oleju na wodzie w celu spalania in situ jest często traktowany jako problem praktyczny, z jakościowymi dyskusjami na temat systemów zapłonowych5,7,8,9. Praktyczne podejście do zapłonu rozlanego oleju jako problemu binarnego i oznaczanie olejów jako "zapalnych" lub "niezapalnych" (np. Brandvik, Fritt-Rasmussen, et al.10) jest jednak błędne z fundamentalnego punktu widzenia. Teoretycznie każde paliwo może zostać zapalone przy odpowiednim źródle zapłonu. W związku z tym istotne jest ilościowe określenie wymagań dotyczących zapłonu dla szerokiej gamy różnych rodzajów ropy naftowej, aby lepiej zrozumieć właściwości ropy naftowej, które oznaczałyby ją jako "niepalną". W tym celu opracowana metoda może być wykorzystana do badania czasu opóźnienia zapłonu oleju w funkcji padającego strumienia ciepła, krytycznego strumienia ciepła oleju oraz jego bezwładności cieplnej, czyli trudności w podgrzaniu oleju.

W poprzednim badaniu postulowaliśmy, że głównym parametrem decydującym o efektywności spalania jest sprzężenie zwrotne ciepła do powierzchni paliwa11, co jest funkcją średnicy basenu. Teoria wyjaśnia pozorną zależność wydajności spalania od wielkości basenu w oparciu o badania laboratoryjne wykazujące niską wydajność spalania (32-80%)8,12,13 oraz badania na dużą skalę (średnica basenu ≥2 m) wykazujące wysoką wydajność spalania (90-99%)14,15,16. Omawiana tu metoda została opracowana w celu sprawdzenia proponowanej teorii. Poddając eksperymenty laboratoryjne na małą skalę stałemu zewnętrznemu strumieniowi ciepła, można symulować wyższe sprzężenie zwrotne ciepła dla pożarów basenowych na dużą skalę w kontrolowanych warunkach laboratoryjnych. W związku z tym opracowana metoda pozwala na efektywne badanie sprawności spalania w funkcji średnicy poprzez zmianę zewnętrznego strumienia ciepła.

Oprócz zewnętrznego strumienia ciepła symulującego większą skalę operacji spalania in situ, eksperymentalne konfiguracje obejmują chłodzenie plamy oleju przez przepływ zimnej wody, symulując efekt chłodzenia prądu morskiego. Omawiana metoda jest ponadto kompatybilna zarówno ze świeżą, jak i zwietrzałą ropą naftową. Wietrzenie ropy naftowej opisuje proces fizyczny i chemiczny, który wpływa na ropę naftową po rozlaniu na wodę, taki jak utrata jej lotnych składników i mieszanie z wodą w celu utworzenia emulsji typu woda w oleju (np. AMAP17). Parowanie i emulgacja to dwa główne procesy wietrzenia, które wpływają na palność ropy naftowej18 i dlatego w omawianej metodzie zawarte są protokoły symulacji tych procesów wietrzenia.

Tutaj prezentujemy nowatorską metodę laboratoryjną, która określa palność i efektywność spalania ropy naftowej w warunkach symulujących operacje spalania in situ na morzu. Dotychczasowe badania nad palnością i efektywnością spalania ropy naftowej obejmowały zarówno porównywalne, jak i różne metody. Palność świeżych i zwietrzałych ropy naftowej w funkcji zewnętrznego strumienia ciepła badano na water19 i w temperaturach arktycznych20. Badania wydajności spalania zazwyczaj koncentrują się na różnych rodzajach świeżej i zwietrzałej ropy naftowej oraz warunkach środowiskowych w ustalonej skali (np. Fritt-Rasmussen, et al.8 Bech, Sveum i wsp. 21). Niedawne badania nad spalaniem ropy naftowej zawartej w chemicznych pasterzach są, według wiedzy autorów, pierwszymi, które badają efektywność spalania dla małych, średnich i dużych eksperymentów w podobnych warunkach13. Eksperymenty na dużą skalę nie są jednak łatwo dostępne dla badań parametrycznych ze względu na dużą ilość czasu i zasobów wymaganych do przeprowadzenia takich eksperymentów. Główną przewagą przedstawionej metody nad poprzednio wymienionymi badaniami jest to, że pozwala ona na równoczesne badanie zarówno palności, jak i efektywności spalania ropy naftowej w warunkach półrealistycznych. Połączenie badania tych dwóch parametrów dla ropy naftowej w funkcji zarówno różnych rodzajów ropy, jak i (symulowanej) średnicy basenu za pomocą łatwych do powtórzenia eksperymentów było wcześniej niewykonalne w praktyce.

Dostęp ograniczony. Zaloguj się lub rozpocznij wersję próbną, aby wyświetlić tę treść.

Protokół

Niniejszy protokół wykorzystuje dwa różne układy eksperymentalne stosowane w krokach 4-8, zgodnie z dołączonymi schematami. Pierwszym układem jest aparat do badania zapalności ropy naftowej (COFA) (Rysunek 1 i Rysunek 4), który stanowi metalową wannę z wodą o wymiarach 1,0 × 1,0 × 0,50 m3, zaprojektowaną do prowadzenia małoskalowych eksperymentów spalania ropy naftowej in situ, jak pokazano na przykład w pracy Van Gelderen, Brogaard, et al.22 Drugim układem jest grzejnik stożkowy23 z zapalnikiem iskrowym, wyposażony w wykonany na zamówienie uchwyt na próbkę oraz analizator gazów mierzący stężenia O2, CO2 i CO w kanale wylotowym24 (Rysunek 2 i Rysunek 3). Specyfikacje techniczne tych układów zostały szczegółowo opisane w dokumencie uzupełniającym, który zawiera również fotografie urządzeń. O ile nie określono inaczej, pomiary danych (np. temperatury, strumienie ciepła lub stężenia gazów) są wykonywane cyfrowo za pomocą multipleksera i rejestratora danych. Rejestratorami danych steruje cyfrowy program akwizycji danych. W protokole fraza „uruchom rejestrator danych” obejmuje wszystkie czynności zgodnie z instrukcjami programu dostarczonymi przez producenta, które są wymagane do rozpoczęcia zbierania danych.

1. Ogólne zasady obchodzenia się z ropą naftową

  1. W przypadku każdego świeżego oleju przeznaczonego do badania, pobierz próbkę o objętości 5 mL i zmierz jego gęstość oraz lepkość w temperaturze 25 °C za pomocą wiskozymetru. Pozostałą część oleju przechowuj w temperaturze 5-10 °C w zamkniętej szklanej butelce do czasu dalszego użycia.
    UWAGA: Świeża ropa naftowa jest wysoce łatwopalna, a zarówno ropa, jak i jej opary stanowią umiarkowane lub wysokie zagrożenie dla zdrowia. Ponadto trudno ją usunąć ze skóry lub oczu za pomocą bezpiecznych chemikaliów, takich jak mydło. Podczas pracy z ropą naftową należy nosić okulary ochronne oraz rękawice i pracować w dobrze wentylowanym pomieszczeniu.
  2. Na początku każdej sesji testowej wyjmij z chłodni (5-10 °C) ropy naftowe, które będą badane. Każdy pojemnik z olejem potrząśnij ręcznie przez 1-2 min i pozwól im ogrzać się do temperatury pokojowej przed przystąpieniem do eksperymentów. Pomiędzy sesjami testowymi przechowuj ropy naftowe w chłodni.
  3. Powierzchnie przypadkowo zanieczyszczone ropą naftową należy oczyścić za pomocą lotnego rozpuszczalnika niepolarnego (np. n-heptanu).

2. Wietrzenie ewaporacyjne ropy naftowej poprzez przepuszczanie sprężonego powietrza przez ropę

Uwaga: Ten krok opiera się na pracy Stivera i Mackay25 oraz Buista, Pottera et al.26

  1. Wywiercić szereg otworów (np., sześć o średnicy (D) 5 mm) rozmieszczone równomiernie w pokrywie plastikowego pojemnika o pojemności 5–10 L i wywiercić jeden otwór (np.,D = (8-10 mm) w jednej ze ścianek pojemnika, w pobliżu jego górnej krawędzi.
  2. Wykonaj pierścień O (średnica D ≈ 20 cm) z rurek plastikowych o średnicy wewnętrznej (I.D.) 4-6 mm z dołączonym otwartym przyłączem i wywierć szereg otworów (np., sześć z D = 1 mm) równomiernie rozłożonych wzdłuż jednej strony pierścienia O-ring.
    UWAGA: Należy starać się tak przesunąć otwory w pokrywie względem otworów w uszczelce O-ring w pionie, aby zminimalizować ilość ropy naftowej wydostającej się z pojemnika.
  3. Podłącz pierścień O-ring do plastikowej rurki (np. (śr. wewn. 4–8 mm), która przechodzi przez otwór boczny plastikowego pojemnika. Rurka ta zostanie podłączona do systemu sprężonego powietrza z zaworem regulacyjnym i manometrem.
  4. Zważ osobno pokrywkę oraz plastikowy pojemnik z plastikowym pierścieniem uszczelniającym i zapisz ich masę.
  5. Odważyć w pojemniku 2-4 L ropy naftowej (w zależności od jej gęstości) i zapisać masę.
  6. Umieść pojemnik pod dygestorium i podłącz oring do systemu sprężonego powietrza. Przepuszczaj powietrze przez olej pod możliwie najwyższym ciśnieniem (np. 200 kPa) bez wydmuchiwania oleju przez otwory w pokrywie pojemnika.
  7. Waż olej na początku i na koniec każdego dnia pracy, aby monitorować moment osiągnięcia pożądanego stanu wietrzenia ewaporacyjnego (wyrażonego w utraconych % wagowych) (np. (utrata 20% masy w stosunku do masy początkowej). Może to zająć od jednego dnia do ponad tygodnia ciągłego napowietrzania, w zależności od rodzaju oleju i ciśnienia powietrza. Każdy pośredni pomiar masy służy do wyznaczenia krzywej odparowywania w funkcji czasu, co pomaga w przewidywaniu czasu odparowywania niezbędnego do osiągnięcia pożądanego stanu wietrzenia ewaporacyjnego.
    UWAGA: Po pierwszym dniu ropę naftową można zazwyczaj pozostawić w dygestorium na kilka dni (np. (przez weekend) bez utraty znaczącej ilości masy po zamknięciu dopływu sprężonego powietrza.
  8. Po zakończeniu odparowywania ropy naftowej należy pobrać próbkę 5 ml oleju i zmierzyć jego gęstość oraz lepkość w 25 °C w wiskozymetrze. Pozostałą część oleju przechowywać w temperaturze 5-10 °C w zamkniętej szklanej butelce do dalszego użytku. Przesypać naczynie, zakrętkę oraz uszczelkę typu O-ring lotnym rozpuszczalnikiem niepolarnym, aby usunąć pozostałości oleju surowego.

3. Emulgacja ropy naftowej przy użyciu stołu wytrząsowego

Uwaga: Ta część protokołu została zmodyfikowana na podstawie pracy Daling, M., et al.27

  1. Do szklanej butelki o pojemności 1 L wlać łącznie 900 mL mieszaniny ropy naftowej i świeżej lub słonej wody, dobierając ilość wody zgodnie z pożądaną zawartością objętościową (vol%) w emulsji. Na przykład emulsja o zawartości wody 40 vol% składa się z 540 mL ropy naftowej i 360 mL wody. Zaleca się stosowanie ropy odparowanej zamiast świeżej ropy naftowej, aby dokładniej odwzorować procesy wietrzenia rozlanej ropy na otwartej wodzie i stworzyć bardziej stabilne emulsje.
    UWAGA: Ważne jest, aby butelka nie była wypełniona całkowicie, tak aby pozostała wolna przestrzeń umożliwiająca turbulentne mieszanie ropy i wody.
  2. Mieszaninę wody i ropy energicznie wstrząsać ręcznie przez 1-2 min. Następnie umieścić szklaną butelkę na rotacyjnym stole wytrząsowym i mieszać mieszaninę wody i ropy przy 175 rpm przez 20 h w temperaturze pokojowej.
    UWAGA: Aby zapobiec problemom z oddzielaniem się warstwy wodnej od emulsji, eksperymenty z emulsją należy przeprowadzić w tym samym dniu, w którym zakończył się 20-godzinny okres wytrząsania.
  3. Po 20-godzinnym okresie wytrząsania pobrać 5 mL próbki emulsji i zmierzyć jej gęstość oraz lepkość w temperaturze 25 °C za pomocą wiskozymetru.
  4. Jeśli emulsja jest niestabilna (patrz poniżej), umieścić ją ponownie na rotacyjnym stole wytrząsowym i stale wstrząsać przy 175 rpm pomiędzy eksperymentami. Na początku każdego eksperymentu ręcznie zatrzymać stół wytrząsowy, pobrać wymaganą ilość emulsji (krok 7.5), a następnie zwrócić ją na stół wytrząsowy. Po przeprowadzeniu wszystkich eksperymentów z emulsją, zatrzymać stół wytrząsowy i przechowywać emulsję w chłodni (5-10 °C).
  5. Jeśli emulsja jest stabilna, zdjąć ją z rotacyjnego stołu wytrząsowego i pozostawić w temperaturze pokojowej. Przed pobraniem wymaganej ilości ropy do każdego eksperymentu, energicznie wstrząsać emulsję ręcznie przez 1-2 min. Po przeprowadzeniu wszystkich eksperymentów z emulsją, przechowywać ją w chłodni (5-10 °C).
    UWAGA: Na potrzeby niniejszego protokołu emulsje niestabilne definiuje się jako emulsje, w których w ciągu kilku godzin, tzn. przed końcem typowego dnia pracy, tworzy się wyraźnie widoczna warstwa wody.

4. Referencyjne eksperymenty spalania in situ w COFA (Rycina 1) w celu kalibracji chłodzenia wodnego w układzie stożkowym

  1. Umieścić w centrum COFA na statywie cylinder szklany Pyrex o wysokości 5 cm i średnicy wewnętrznej 16,3 cm (średnica zewnętrzna 16,9 cm), tak aby całkowita wysokość wynosiła 35-45 cm. Kształt uchwytu jest nieistotny, o ile umożliwia on swobodny przepływ wody pod obszarem objętym cylindrem szklanym Pyrex. Napełnić COFA świeżą wodą (340-440 L), tak aby poziom wody znajdował się 1 cm poniżej krawędzi cylindra szklanego Pyrex.
  2. Umieścić śmigło po jednej ze stron COFA, skierowane bezpośrednio w stronę cylindra szklanego Pyrex. Włączyć śmigło i dostosować jego wysokość pionową oraz przepływ tak, aby w wodzie wewnątrz cylindra szklanego Pyrex były ledwo dostrzegalne fale. Zapisać wysokość pionową i ustawienie przepływu (np. 1 000 L/h), a następnie wyłączyć śmigło przed kontynuowaniem procedury.
    UWAGA: Śmigło służy do wytworzenia prądu w masie wody, który skutecznie chłodzi warstwę wody pod płonącą ropą naftową w celu zapobiegania zjawisku gwałtownego przelewania (boilover)28,29. Początkowo ustawiony przepływ i wysokość pionowa śmigła mogą nie spowodować wystarczającego chłodzenia podwarstwy wody, wywołując wówczas zjawisko boilover.
    Ostrzeżenie: Boilover to stan eksplozyjnego spalania z wyraźnym zwiększeniem wysokości płomienia, szybkości spalania i szybkości uwalniania ciepła, podczas którego z ognia wyrzucane są krople oleju29,30,31. Należy upewnić się, że wszelki wrażliwy sprzęt jest zabezpieczony (np. folią aluminiową) oraz zachować odpowiednią odległość personelu i sprzętu od ognia.
  3. Odważyć w naczyniu aluminiowym ilość ropy naftowej odpowiadającą plamie olejowej o grubości 5 mm w cylindrze szklanym Pyrex (tj. na podstawie gęstości i objętości 104 mL).
  4. Wlać ropę naftową na wodę wewnątrz cylindra szklanego Pyrex. Należy uważać, aby nie wylać oleju poza dno cylindra poprzez zbyt szybkie nalewanie. Ponownie zważyć naczynie aluminiowe i zapisać rzeczywistą masę ropy wlanej do cylindra szklanego Pyrex.
  5. Powoli dolewać wodę do COFA, aż powierzchnia plamy olejowej znajdzie się 1-2 mm poniżej krawędzi cylindra szklanego Pyrex. Ta różnica wysokości jest istotna, aby zapobiec przelewaniu się oleju podczas zapłonu.
  6. Włączyć wyciąg i śmigło. Następnie zapalić ropę naftową za pomocą ręcznego palnika butanowego i zmierzyć czas spalania od momentu zapłonu do momentu wygaśnięcia za pomocą stoperem.
  7. Po naturalnym wygaśnięciu ognia zebrać olej pozostały na powierzchni wody (znany jako pozostałość po spalaniu) za pomocą hydrofobowych mat absorbujących o znanej masie. Przed zważeniem mat wstrząsnąć nimi, aby usunąć zebraną wodę i wyznaczyć masę pozostałości. Wydajność spalania oblicza się następnie za pomocą równania (1), a szybkość spalania oblicza się, dzieląc różnicę między masą początkową a masą pozostałości przez czas spalania (w sekundach).
    Wzór na wydajność spalania: \( \frac{\text{mass}_{\text{initial}} - \text{mass}_{\text{residue}}}{\text{mass}_{\text{initial}}} \times 100\% \). (1)
  8. W przypadku, gdy pożar doprowadził do zjawiska boilover, powtórzyć krok 4 procedury, spuszczając wodę z COFA, aż powierzchnia wody ponownie znajdzie się jeden centymetr poniżej krawędzi cylindra szklanego Pyrex. Oczyścić krawędzie cylindra szklanego Pyrex lotnym, niepolarnym rozpuszczalnikiem. Następnie zmniejszyć odległość pionową między śmigłem a cylindrem szklanym Pyrex i/lub zwiększyć ustawienie przepływu śmigła i powtórzyć kroki procedury od 4.3 do 4.8.
  9. W przypadku, gdy pożar nie zakończył się zjawiskiem boilover, wykorzystać obliczoną wydajność spalania i szybkość spalania z kroku 4.7 do skalibrowania chłodzenia wody w układzie stożkowym.

5. Kalibracja chłodzenia wodnego dla konfiguracji stożka (Rysunek 2 i Rysunek 3).

  1. Przebijcie elastyczną rurkę plastikową (średnica wewnętrzna 4 mm) w odległości jednego centymetra od jej końca za pomocą termopary typu K o grubości 1 mm, tak aby końcówka pomiarowa termopary swobodnie zwisała wewnątrz rurki. Przymocujcie termoparę za pomocą taśmy z politetrafluoroetylenu (PTFE) oraz taśmy aluminiowej, aby zapobiec przemieszczaniu się termopary i wyciekom wody z miejsca przebicia. Podłączcie termoparę do rejestratora danych.
    1. Powtórz krok 5.1 dla probówki z adapterem ze stali nierdzewnej i wprowadź termoparę bezpośrednio pod adapter probówki.
  2. Umieść i zamocuj pierwszą plastikową rurkę tak, aby jej koniec z termoparą znajdował się jak najgłębiej w zbiorniku chłodzącym. Drugi koniec rurki podłącz do wlotu pompy perystaltycznej z regulowaną prędkością przepływu.
  3. Podłącz nową plastikową rurkę do wylotu pompy perystaltycznej, a drugi koniec tej rurki podłącz do adaptera rurki ze stali nierdzewnej. Podłącz adapter rurki do zaworu z miechem, a zawór z miechem podłącz do stożkowego uchwytu na próbkę. Upewnij się, że połączenia nie przeciekają, stosując w razie potrzeby taśmę PTFE pomiędzy połączeniami.
  4. Drugi koniec stożkowego uchwytu próbki należy połączyć z zaworem z uszczelnieniem miechowym, który następnie podłącza się do adaptera rurki, z termoparą umieszczoną poniżej adaptera. Drugi koniec tej rurki należy umieścić i przymocować na górze zbiornika chłodzącego w taki sposób, aby odpływająca woda powracała do zbiornika chłodzącego.
    UWAGA: Należy upewnić się, że rurka doprowadzająca i rurka odprowadzająca są w zbiorniku oddalone od siebie na odpowiednią odległość, aby podgrzana woda nie była bezpośrednio recyrkulowana, lecz miała możliwość ochłodzenia się w zbiorniku przed ponownym obiegiem.
  5. Umieść uchwyt na próbki z podłączonymi probówkami pod grzałką stożkową. Dostosuj wysokość uchwytu tak, aby jego zewnętrzna krawędź znajdowała się w odległości 23 mm od dna grzałki stożkowej. Upewnij się, że probówki mają odpowiednią długość, aby po napełnieniu uchwytu ropą naftową można go było z łatwością umieścić pod grzałką stożkową.
  6. Napełnić zbiornik chłodzący wodą zdemineralizowaną i schłodzić wodę do wybranej temperatury (np.,12 °C). Otwórz zawory z miechem i uruchom przepływ wody przez uchwyt próbki z wybranym natężeniem przepływu (np. 7 l/h). Potrząśnij uchwytem, aby usunąć z niego pozostałe powietrze, tak aby uchwyt został całkowicie wypełniony wodą.
  7. Uruchom rejestrator danych i stale monitoruj temperaturę wody dopływającej i odpływającej. Zatrzymaj pompę, gdy temperatura wody odpływającej się ustabilizuje (zazwyczaj jest ona o kilka stopni wyższa od ustawionej temperatury zbiornika), zamknij zawory z przekładnią miechową i włącz wyciąg.
  8. Umieść uchwyt próbki na wadze i wytaruj ją. Do uchwytu próbki dodaj taką ilość oleju, która odpowiada grubości warstwy 10 mm (t.j., w oparciu o gęstość oraz objętość 95 ml). Następnie należy otworzyć zawory z miechem i ponownie uruchomić pompę.
  9. Ostrożnie umieść uchwyt z próbką pod grzałką stożkową i zapal olej za pomocą palnika butanowego. Za pomocą stopera zmierz czas spalania od momentu zapłonu do momentu wygaśnięcia.
    Uwaga: Podczas spalania olejów zawierających wodę, naturalnie lub wskutek emulsyfikacji, może dojść do gwałtownego wyrzutu cieczy (tzw. boilover) w trakcie procesu spalania (patrz również krok 4).
  10. Po ugaszeniu ognia należy zatrzymać pompę, zamknąć zawory, odłączyć rurki i umieścić uchwyt z próbką na taryzowanej wadze. Należy odnotować masę uchwytu wraz z pozostałościami po spalaniu.
  11. Oczyść uchwyt z pozostałości spalonego oleju za pomocą lotnego rozpuszczalnika niepolarnego. Ponownie zważ oczyszczony uchwyt, aby określić masę pozostałości. Następnie oblicz efektywność spalania oraz czas spalania zgodnie z opisem w punkcie 4.7.
  12. W przypadku gdy wydajność spalania i szybkość spalania są zgodne z wynikami z kroku 4 protokołu, temperatura i przepływ wody zostają skalibrowane i mogą być wykorzystane w następnym kroku protokołu. W przypadku gdy wydajność spalania i szybkość spalania nie są zgodne z wynikami z kroku 4 protokołu, należy odpowiednio dobrać nową temperaturę zbiornika i/lub nowy przepływ. Należy ponownie podłączyć rurki do uchwytu na próbkę, otworzyć zawory, uruchomić pompę, potrząsnąć uchwytem w celu usunięcia powietrza, a następnie powtórzyć kroki 5.7–5.12.
    UWAGA: Może nie być możliwe jednoczesne dopasowanie zarówno wydajności spalania, jak i szybkości spalania. Na potrzeby opisanego protokołu ważniejsza jest wydajność spalania, którą należy dopasować jak najdokładniej. Podczas testowania wielu olejów temperaturę i przepływ wody można skalibrować albo dla jednego wybranego oleju, albo oddzielnie dla każdego z nich. Choć indywidualna kalibracja temperatury i przepływu wody dla każdego oleju może dokładniej symulować spalanie oleju na wodzie, wyniki czasu opóźnienia zapłonu dla różnych olejów (krok 6) można łatwiej porównać, stosując stałą temperaturę i przepływ wody dla każdego eksperymentu.

6. Kalibracja grzałki stożkowej (Rysunek 2-3).

  1. Kalisrtuj korelację między temperaturą grzałki stożka a wyjściowym strumieniem ciepła, wykorzystując chłodzony wodą miernik strumienia ciepła o maksymalnym zakresie 100 kW/m2.
    1. Umieść pompę akwariową w wiadrze i napełnij wiadro zimną wodą z kranu tak, aby pompa była całkowicie zanurzona.
    2. Połącz pompę akwariową z miernikiem strumienia ciepła za pomocą plastikowej rurki. Podłącz drugą plastikową rurkę do miernika strumienia ciepła i przymocuj jej drugi koniec wewnątrz wiadra, nieco powyżej powierzchni wody, aby można było łatwo obserwować wodę wypływającą z rurki. Włącz pompę i upewnij się, że przez miernik strumienia ciepła przepływa stały strumień wody.
    3. Włącz wyciąg i rozgrzej stożek do 200 °C. Umieść miernik strumienia ciepła (skierowany stroną aktywną do góry) 25 mm poniżej centrum stożka i podłącz miernik do rejestratora danych. Uruchom rejestrator, otwórz przesłony i mierz strumień ciepła przez 5-10 min, aż do uzyskania stabilnego odczytu, następnie zatrzymaj akwizycję danych i zamknij przesłony.
    4. Powtórz krok 6.1.3 dla temperatur stożka: 300, 400, 500, 600, 700, 720, 740, 760, 780 i 800 °C.
  2. Wyznacz temperatury stożka odpowiadające strumieniom ciepła w zakresie 3-50 kW/m2, wykorzystując zmierzone punkty danych i przyjmując liniową korelację między nimi.

7. Badania palności ropy naftowej w układzie stożkowym (Rycina 2-3)

  1. Na początku każdej sesji testowej należy sprawdzić za pomocą miernika strumienia ciepła, czy temperatura stożka odpowiadająca strumieniowi ciepła wynoszącemu 10 kW/m2 nadal wskazuje prawidłowy odczyt (±5%). W takim przypadku należy kontynuować protokół. W przeciwnym razie przed kontynuacją należy powtórzyć krok 6.
  2. Na początku każdej sesji testowej włącz wyciąg, uruchom analizator gazów i skalibruj analizator gazów zgodnie ze specyfikacją dostarczoną przez producenta.
  3. Należy upewnić się, że po umieszczeniu uchwytu na próbkę pod stożkiem, odległość między dolną krawędzią stożka a zewnętrzną krawędzią uchwytu wynosi 23 mm.
  4. Nagrzewaj stożek do temperatury odpowiadającej strumieniowi ciepła wynoszącemu 5 kW/m²2.
    1. W międzyczasie schłodzić zbiornik z wodą do temperatury określonej w kroku 5, podłączyć rurki doprowadzające wodę do uchwytu na próbkę, otworzyć zawory i uruchomić pompę z przepływem określonym w kroku 5. Potrząsnąć uchwytem na próbkę, aby usunąć uwięzione wewnątrz niego pęcherzyki powietrza. Uruchomić rejestrator danych i monitorować temperaturę wody, aż temperatura wody wypływającej ulegnie stabilizacji.
    2. Po ustabilizowaniu się temperatury stożka i uchwytu na próbkę na odpowiednich wartościach zadanych, należy wyłączyć pompę, zamknąć zawory uchwytu na próbkę i odłączyć rurki od zaworów.
  5. Umieść uchwyt na próbkę na wadze i wytaruj ją. Do uchwytu na próbkę dodaj taką ilość oleju w temperaturze pokojowej, która odpowiada grubości warstwy 10 mm (t.j. (na podstawie gęstości i objętości 95 ml). Następnie należy ponownie połączyć rurki, otworzyć zawory z miechem i ponownie uruchomić pompę.
  6. Uruchom rejestrator danych analizatora gazów, aby zmierzyć O22, CO2oraz stężenia CO w gazach spalinowych i temperaturę wody dopływającej i odpływającej.
  7. Ostrożnie umieść uchwyt na próbkę pod stożkiem i przygotuj dwa stoperzy. Przesuń zapalnik iskrowy w pozycję nad próbką. Następnie otwórz przesłony i uruchom pierwszy stoper.
  8. W momencie zapłonu oleju jednocześnie zatrzymaj pierwszy stoper i uruchom drugi stoper. Następnie przesuń zapalnik iskrowy z powrotem do pozycji neutralnej, z dala od palącej się próbki.
    1. Jeśli olej nie zapali się w ciągu 10 min, należy zatrzymać pierwszy stoper i przesunąć zapalnik iskrowy z powrotem do pozycji neutralnej. Następnie należy zapalić olej za pomocą ręcznego palnika butanowego i uruchomić drugi stoper.
      Uwaga: Podczas spalania olejów zawierających wodę, naturalnie lub w wyniku emulgacji, w trakcie procesu spalania (krok 4) może dojść do gwałtownego wykipienia (ang. boilover).
  9. Po ugaszeniu ognia należy zatrzymać drugi stoper, zamknąć przesłony oraz zakończyć akwizycję danych z analizatora gazów i pomiar temperatury wody chłodzącej. Następnie należy wyłączyć pompę, zamknąć zawory, odłączyć rurki i umieścić uchwyt z próbką na wytarowanej wadze. Należy odczytać masę uchwytu wraz z pozostałościami po spalaniu.
  10. Oczyść uchwyt z wszelkich przypalonej pozostałości oleju, używając lotnego rozpuszczalnika niepolarnego. Ponownie zważ oczyszczony uchwyt, aby określić masę pozostałości. Następnie oblicz wydajność spalania oraz czas spalania zgodnie z opisem w kroku 4.7.
  11. Dla każdego oleju poddanego badaniu powtórz kroki 7.4–7.10 dla strumieni ciepła wynoszących 10, 20, 30, 40 i 50 kW/m²2Po każdym eksperymencie należy usunąć sadzę osadzoną na grzałce stożkowej.
    1. W celu ustalenia minimalnego strumienia ciepła wymaganego do zapłonu wspomaganego, t. j. krytycznego strumienia ciepła, konieczne może być przetestowanie dodatkowych strumieni ciepła. Powtórz kroki 7.4–7.10 dla strumieni ciepła obniżonych o 1 kW/m²2 przyrosty od najniższej gęstości strumienia ciepła, przy której nastąpił zapłon wspomagany, aż do przetestowania gęstości strumienia ciepła, dla której nie zaobserwowano zapłonu wspomaganego w ciągu 10 min. Krytyczna gęstość strumienia ciepła jest następnie wyznaczana w zakresie 1 kW/m2 górny zakres tego strumienia ciepła.
      Ostrzeżenie: Bardzo lotne ropy naftowe mogą zapalić się samoistnie pod wpływem bardzo wysokich strumieni ciepła (≥40 kW/m2)2), nawet gdy przesłony grzałki stożkowej są zamknięte.

8. Badania temperatury powierzchni podczas zapłonu ropy naftowej w układzie COFA (Rysunek 4).

  1. Umieść walec ze szkła Pyrex o wysokości 5 cm i średnicy wewnętrznej 16,3 cm (średnica zewnętrzna 16,9 cm) na statywie o łącznej wysokości 35–45 cm, w centrum COFA (Rycina 1). Umieścić dwie grzałki podczerwone (IR), zamontowane na regulowanych stopkach ze stali nierdzewnej, po dwóch przeciwległych stronach cylindra z borosilikatycznego szkła Pyrex, w odległości poziomej co najmniej 5 cm od zewnętrznej krawędzi cylindra.
    UWAGA: Dokładne specyfikacje i wymiary grzejników IR nie są istotne, pod warunkiem że mogą one zapewnić wystarczająco wysoki strumień ciepła na powierzchni oleju, aby doprowadzić do zapłonu ropy naftowej, co zazwyczaj wymaga 5-20 kW/m²2 do zapłonu. Zaleca się zastosowanie mocy minimalnej 1 kW oraz szerokości grzałki wynoszącej co najmniej 17 cm. Ponadto wszelkie systemy chłodzenia grzałek IR, takie jak wentylatory, nie powinny oddziaływać na plamę olejową podczas eksperymentu.
  2. Aby zmierzyć temperaturę powierzchni w momencie zapłonu ropy naftowej, zastosowano strumień ciepła padającego o wartości 2-5 kW/m²2 zaleca się wartość wyższą niż jego krytyczna gęstość strumienia ciepła (krok 7.11.1).
    1. Przygotuj 100 kW/m2 czujnik strumienia ciepła zgodnie z krokami 6.1.1-6.1.2 i podłączyć czujnik strumienia ciepła do rejestratora danych. Umieścić czujnik strumienia ciepła w centrum cylindra z analitycznego szkła borokrzemowego (Pyrex), skierowany w górę, na wysokości 1-2 mm poniżej górnej krawędzi cylindra. Poziomą powierzchnię na tej wysokości wewnątrz cylindra z Pyreksu określa się odtąd mianem „płaszczyzny poziomej”. Płaszczyzna pozioma ta odpowiada powierzchni plamy olejowej wewnątrz cylindra z Pyreksu.
      UWAGA: Należy upewnić się, że czujnik strumienia ciepła może być swobodnie poruszany w płaszczyźnie poziomej, aby umożliwić pomiar padającego strumienia ciepła w różnych punktach tej płaszczyzny. Cylinder z szkła Pyrex służy wyłącznie jako pomoc wizualna do prawidłowego ustawienia czujnika strumienia ciepła w płaszczyźnie poziomej, zatem w razie potrzeby cylinder z Pyrexu można usunąć podczas kroku 8.2.
    2. Uruchom rejestrator danych, włącz grzejniki podczerwone i monitoruj gęstość strumienia ciepła padającego w centrum płaszczyzny poziomej. Dostrój gęstość strumienia ciepła padającego na płaszczyznę poziomą, regulując położenie grzejników podczerwonych (wysokość, kąt oraz odległość w poziomie od płaszczyzny poziomej) oraz procentową moc wyjściową, aż do uzyskania pożądanej gęstości strumienia ciepła.
    3. Zmierz strumień ciepła dopływającego na zewnętrznych krawędziach płaszczyzny poziomej. We wszystkich punktach pomiarowych strumień ciepła dopływającego powinien wynosić od 2 do 5 kW/m².2 wyższa niż krytyczna gęstość strumienia ciepła oleju, który będzie testowany. Jeśli jest to konieczne, należy dostosować położenie i procentową moc wyjściową grzałek IR zgodnie z poprzednim krokiem.
    4. Po każdej korekcie położenia i mocy grzejników podczerwonych należy zmierzyć gęstość strumienia ciepła padającego na płaszczyznę poziomą w jej centrum oraz na krawędziach zewnętrznych.
    5. Powtórz kroki 8.2.2–8.2.5, aż zmierzony strumień ciepła padającego w całej płaszczyźnie poziomej wyniesie 2–5 kW/m²2 wyższy niż krytyczna gęstość strumienia ciepła wybranego oleju. Następnie należy wyłączyć grzejniki IR i zdjąć miernik strumienia ciepła. W razie potrzeby umieścić cylinder ze szkła Pyrex z powrotem na statywie.
  3. Napełnij COFA świeżą wodą (340–440 L) w taki sposób, aby poziom wody znajdował się jeden centymetr poniżej krawędzi cylindra z szybła Pyrex. Umieść śmigło po jednej z boków COFA, bezpośrednio naprzeciwko cylindra z szybła Pyrex, na wysokości określonej w kroku 4.
  4. Umieścić i zamocować zestaw trzech termopar typu K o grubości 1 mm w odległości 1–2 mm poniżej krawędzi cylindra z pyreksu. Rozmieścić termopary tak, aby pomiar odbywał się wzdłuż promienia cylindra, zachowując odległość około 1–2 cm między poszczególnymi termoparami. Podłączyć termopary do rejestratora danych.
  5. Przymocuj zapalnik iskrowy za pomocą metalowego zacisku do metalowego pręta na statywie, który znajduje się wewnątrz COFA. Ustaw statyw w taki sposób, aby zapalnik można było łatwo przesuwać z pozycji neutralnej do pozycji 2–3 cm nad centralnym obszarem cylindra z Pyrexu, a następnie z powrotem do pozycji neutralnej.
  6. Odważ ilość ropy naftowej odpowiadającą warstwie plamy olejowej o grubości 5 mm w szklanym cylindrze Pyrex (tj. (na podstawie gęstości i objętości 104 ml) w aluminiowym naczyniu.
  7. Wlej ropę naftową na wodę wewnątrz cylindra szklanego Pyrex. Należy uważać, aby nie rozlać ropy poza dno cylindra poprzez zbyt szybkie nalewanie. Ponownie zważ naczynie aluminiowe i odnotuj rzeczywistą masę ropy naftowej wlanej do cylindra szklanego Pyrex.
  8. Powoli dodaj wodę do COFA, aż powierzchnia oleju zacznie stykać się z trzema termoparami. Przenieś zapalnik iskrowy na pozycję nad olejem.
  9. Uruchom rejestrator danych i stoper synchronicznie, tak aby każda sekunda odpowiadała konkretnemu numerowi skanu. Włącz wyciąg, śmigło oraz zapalnik iskrowy. Włącz grzejniki IR i ustaw moc wyjściową na wartość procentową określoną w kroku 8.2.
  10. W momencie zapłonu oleju należy zatrzymać stoper i rejestrator danych, wyłączyć zapalnik iskrowy, ustawić go w pozycji neutralnej, a następnie wyłączyć grzejniki IR oraz śmigło. Następnie należy ugasić ogień, ostrożnie nakładając niepalną pokrywę na cylinder z borokrzemowego szkła Pyrex. Przed ugaszeniem ognia może być konieczne uprzednie odsunięcie termopar.
  11. Należy zebrać i zutylizować ropę naftową za pomocą hydrofobowych podkładów absorbujących. Odprowadzić wodę z COFA, aż poziom wody będzie wystarczająco niski, aby ponownie zmierzyć padający strumień ciepła na płaszczyznę poziomą za pomocą miernika strumienia ciepła. Oczyścić cylinder ze szkła Pyrex za pomocą lotnego rozpuszczalnika niepolarnego.
  12. Nanieś na wykres temperaturę trzech termopar w funkcji numeru skanowania. Na podstawie czasu na stoperze, odpowiadającego mu numeru skanowania oraz sporządzonego wykresu wyznacz temperaturę powierzchni w momencie zapłonu badanej ropy naftowej.
  13. Dla każdego kolejnego oleju poddanego badaniu powtórz kroki 8.2–8.12.

Dostęp ograniczony. Zaloguj się lub rozpocznij wersję próbną, aby wyświetlić tę treść.

Wyniki

Rysunek 5 przedstawia krzywą odparowania lekkiej ropy naftowej, która była odparowywana przez kilka dni do momentu utraty 30 wt% masy przy użyciu metody opisanej w kroku 2. Na rysunku wyraźnie widać, że po pierwszym dniu (19 h) wietrzenia przez odparowanie szybkość parowania znacznie spada, co umożliwia stosowanie przerw wspomnianych w protokole.

Rysunek 6 przedstawia c...

Dostęp ograniczony. Zaloguj się lub rozpocznij wersję próbną, aby wyświetlić tę treść.

Dyskusja

Dwie metody wietrzenia omówione w tym artykule są stosunkowo prostym przybliżeniem procesów wietrzenia, którym poddawany jest rozlany olej na wodzie17. Inne, bardziej wyrafinowane metody wietrzenia mogą być również stosowane do dostarczania zwietrzałych próbek ropy naftowej, takich jak cyrkulacyjny kanał opisany przez Brandvika i Faksnessa35. Zaletą prezentowanych metod jest to, że wymagają one prostego sprzętu i mogą być łatwo prowadzone w środowisku laboratoryjnym. Powsta...

Dostęp ograniczony. Zaloguj się lub rozpocznij wersję próbną, aby wyświetlić tę treść.

Oświadczenia

Autorzy nie mają nic do ujawnienia.

Podziękowania

Autorzy chcieliby podziękować Duńskiej Radzie ds. Niezależnych Badań za sfinansowanie projektu (Grant DDF - 1335-00282). COWIfonden sfinansował budowę Aparatury Palności Ropy Naftowej oraz analizatora gazów, w tym wkładu kanałowego. Maersk Oil i Statoil dostarczyły ropę naftową, która została wykorzystana do uzyskania reprezentatywnych wyników. Żaden ze sponsorów nie był zaangażowany w protokół ani w wyniki tego artykułu. Autorzy chcieliby również podziękować Ulisesowi Rojasowi Alvie za pomoc w skonstruowaniu zmodyfikowanego uchwytu na próbki stożka.

Dostęp ograniczony. Zaloguj się lub rozpocznij wersję próbną, aby wyświetlić tę treść.

Materiały

Lista materiałów użytych w tym artykule
NazwaFirmaNumer katalogowyKomentarze
DUC Ropa naftowaMaerskN/A Lekkaropa naftowa o r = 0,853 g/ml i h = 6,750 mPa*s.
Grane Crude OilStatoil N/ACiężka ropa naftowa o r = 0,925 g/ml i h = 133,6 mPa*s.
Lepkościomierz SVM 3000 StabingerAnton PaarC18IP007EN-PMiernik lepkości i gęstości do świeżej i zwietrzałej ropy naftowej.
Laboshake RO500Gerhardt11-0002Obrotowy stół wytrząsający do emulgowania mieszanin wody i olejów.
Jebao Wave Maker RW-4JebaoN/A(przepływ 500-4000 L/h) używane w konfiguracji COFA do generowania prądu.
Aquabee UP 3000AquabeeUP 3000Pompa akwariowa do chłodzenia miernika strumienia ciepła.
Ergonomiczna waga elektroniczna AdventurerOHAUS AX5205Waga obciążeniowa używana do ważenia oleju do eksperymentów COFA oraz w wykonanym na zamówienie uchwycie na próbki stożkowe do konfiguracji stożka.
Pady sorbentowe 3MVWRMMMAHP156Hydrofobowe podkładki absorpcyjne służące do zbierania pozostałości oleju w celu określenia efektywności spalania ognia.
Technologia testowania ogniowego kalorymetru utraty masy(FTT)B11325-650-1-1608Do testowania ropy naftowej użyto specjalnie wykonanego, okrągłego uchwytu zamiast standardowego kwadratowego uchwytu na próbki. Zawiera miernik strumienia ciepła o zakresie do 100 kW/m2.
34972A Akwizycja danych / Rejestrator danych Zespół przełączającyRS Components Ltd.702-7958Wyprodukowany przez Keysight Technologies. Obsługiwany przez oprogramowanie Keysight benchLink data logger 3 i wyposażony w 20-kanałowy multiplekser.
20-kanałowy multiplekser Keysight Technologies 34901ARS Components Ltd.702-7939wyprodukowany przez Keysight Technologies.
Zawór z uszczelnieniem mieszkowymSwagelokSS-1GS6MMZawór przełączający do otwierania/zamykania wlotu i wylotu wody z niestandardowego uchwytu na próbki stożka do konfiguracji stożka.
Pompa perystaltyczna Kronos 50SEKOKRFM0210M6000Pompa perystaltyczna służąca do chłodzenia wykonanego na zamówienie uchwytu na próbki stożka do konfiguracji stożka.
ARCTIC A28 Refrigerated CirculationrThermoFisher Scientific152-5281Zbiornik chłodzący wodę służy do chłodzenia wody chłodzącej, która przepływa przez wykonany na zamówienie uchwyt na próbki stożka do konfiguracji stożka. Zawiera sterownik cyrkulatora zanurzeniowego SC 100.
Konsola oprzyrządowania do analizy gazów ztechnologią testowania ogniowego wkładki kanałowej (FTT)B11328-650-1-1609Analizator gazów do O2, CO2 i CO. Wykorzystuje jednostkę przełączającą akwizycję danych / rejestrator danych 34972A.
Ceramika & Technologia testowania ogniowego elektrod ze stali nierdzewnej 2,5 mm(FTT)M015-4Zapalnik iskrowy z kalorymetru utraty masy. Używany w konfiguracji COFA do pomiaru temperatury powierzchni po prażeniu.
Moduł emitera podczerwieni M110/348Heraeus80046199Oryginalny Promiennik podczerwieni, na którym oparto nową konstrukcję z chłodzonym wodą uchwytem na elementy grzejne. Zawiera dwa dwururowe emitery fal krótkich (09751751). Obsługiwany przez sterownik mocy typu CB1x25 P.
Kontroler mocy Heratron Regulator mocy Heraeus80055836 Typ CB1x25 P do promienników podczerwieni.
, , Śmigło

Bibliografia

  1. Allen, A. A. Contained Controlled Burning of Spilled Oil During the Exxon Valdez Oil Spill. Proceedings of the Thirteenth Arctic and Marine Oilspill Program (AMOP) Technical Seminar. 305-313 Environment Canada, , 305-313 (1990).
  2. Allen, A. A., Jaeger, D., Mabile, N. J., Costanzo, D. The Use of Controlled Burning During the Gulf of Mexico Deepwater Horizon MC-252 Oil Spill Response. International Oil Spill Conference Proceedings. 2011 (1), 1-13 (2011).
  3. AMAP. Assessment 2007: Oil and Gas Activities in the Arctic - Effects and Potential Effects. 1, AMAP. , Oslo, Norway. 423(2010).
  4. Nuka, Research Planning Group, LLC. Oil Spill Prevention and Response in the U.S. Arctic Ocean: Unexamined Risks, Unacceptable Consequences. , The PEW Environment Group. Washington, D.C. 136(2010).
  5. Buist, I. A., et al. In Situ Burning in Ice-Affected Waters: State of Knowledge Report Final Report 7.1.1. , Arctic Response Technology. 293(2013).
  6. EPPR. Guide to Oil Spill Response in Snow and ce Conditions in the Arctic. , Emergency Prevention Preparedness and Response (EPPR). 184(2015).
  7. Opstad, K., Guénette, C. Fire on the Sea Surface, Ignitability and Sustainability Under Various Environmental Conditions. Fire Safety Science. 6, 741-752 (2000).
  8. Fritt-Rasmussen, J., Brandvik, P. J., Villumsen, A., Stenby, E. H. Comparing Ignitability for In Situ Burning of Oil Spills for an Asphaltenic, a Waxy and a Light Crude Oil as a Function of Weathering Conditions Under Arctic Conditions. Cold Reg. Sci. Technol. 72, 1-6 (2012).
  9. Guénette, C. C., Thornborough, J. An Assessment Of Two Off-Shore Igniter Concepts. Proceedings of the Twentieth Arctic and Marine Oil Spill Program (AMOP) Technical Seminar . , Environment Canada 795-808 (1997).
  10. Brandvik, P. J., Fritt-Rasmussen, J., Daniloff, R., Leirvik, F., Resby, J. L. Establishing, testing and verification of a laboratory burning cell to measure ignitability for in situ burning of oil spills. Report No. 20, 26. 20, SINTEF Materials and Chemistry. Trondheim. (2010).
  11. Van Gelderen, L., Malmquist, L. M. V., Jomaas, G. Vaporization order and burning efficiency of crude oils during in situ burning on water. Fuel. 191, 528-537 (2017).
  12. Farmahini Farahani, H., Shi, X., Simeoni, A., Rangwala, A. S. A Study on Burning of Crude Oil in Ice Cavities. Proc. Combust. Inst. 35 (3), 2699-2706 (2015).
  13. Bullock, R. J., Aggarwal, S., Perkins, R. A., Schnabel, W. Scale-up considerations for surface collecting agent assisted in situ burn crude oil spill response experiments in the Arctic: Laboratory to field-scale investigations. J. Environ. Manage. 190, 266-273 (2017).
  14. Fingas, M. F., et al. The Newfoundland Offshore Burn Experiment - NOBE. In Situ Burning Oil Spill Workshop Proceedings, , NIST. 63-70 (1994).
  15. Guénette, C. C., Wighus, R. In situ Burning of Crude Oil and Emulsions in Broken Ice. Proceedings of the Nineteenth Arctic and Marine Oilspill Program (AMOP) Technical Seminar, , Environment Canada. 895-906 (1996).
  16. Potter, S. Tests of Fire-Resistant Booms in Low Concentrations of Drift Ice - Field experiments May 2009. Report No. 27. 27, SINTEF. Trondheim. 17(2010).
  17. AMAP. Assessment 2007: Oil and Gas Activities in the Arctic - Effects and Potential Effects. 2, AMAP. Oslo, Norway. 277(2010).
  18. Buist, I. Window-of-Opportunity for In Situ Burning. Spill Sci. Technol. Bull. 8 (4), 341-346 (2003).
  19. Wu, N., Kolb, G., Torero, J. L. The Effect of Weathering on the Flammability of a Slick of Crude Oil on a Water Bed. Combust. Sci. Technol. 161 (1), 269-308 (2000).
  20. Ranellone, R. T., Tukaew, P., Shi, X., Rangwala, A. S. Ignitability of crude oil and its oil-in-water products at arctic temperature. Mar. Pollut. Bull. 115 (1), 261-265 (2017).
  21. Bech, C. M., Sveum, P., Buist, I. A. The Effect of Wind, Ice and Waves on the In situ Burning of Emulsions and Aged Oils. Proceedings of the Sixteenth Arctic and Marine Oilspill Program (AMOP) Technical Seminar, , Environment Canada. 735-748 (1993).
  22. Van Gelderen, L., et al. Importance of the Slick Thickness for Effective In situ Burning of Crude Oil. Fire Saf. J. 78, 1-9 (2015).
  23. ISO 17554:2014(E) Reaction to fire tests – Mass loss measurement. , International Organization for Standardization. Geneva. 28(2014).
  24. ISO/TR 9705-2:2001(E) Reaction-to-fire tests – Full-scale room tests for surface products – Part 2: Technical background and guidance . , International Organization for Standardization. Geneva. 39(2001).
  25. Stiver, W., Mackay, D. Evaporation rate of spills of hydrocarbons and petroleum mixtures. Environ. Sci. Technol. 18 (11), 834-840 (1984).
  26. Buist, I., Potter, S., Zabilansky, L., Guarino, A., Mullin, J. Oil Spill Response: A Global Perspective. Davidson, W. F., Lee, K., Cogswell, A. , Springer. Netherlands. 41-62 (2008).
  27. Daling, P. S., Moldestad, M. Ø, Johansen, Ø, Lewis, A., Rødal, J. Norwegian Testing of Emulsion Properties at Sea--The Importance of Oil Type and Release Conditions. Spill Sci. Technol. Bull. 8 (2), 123-136 (2003).
  28. Arai, M., Saito, K., Altenkirch, R. A. A Study of Boilover in Liquid Pool Fires Supported on Water Part I: Effects of a Water Sublayer on Pool Fires. Combust. Sci. Technol. 71 (1-3), 25-40 (1990).
  29. Garo, J. P., Vantelon, J. P., Fernandez-Pello, A. C. Boilover Burning of Oil Spilled on Water. Symp. (Int.) Combust. 25 (1), 1481-1488 (1994).
  30. Evans, D. D., Mulholland, G. W., Gross, H., Baum, H., Saito, K. Burning, smoke production, and smoke dispersion from oil spill combustion. Proceedings of the Eleventh Arctic and Marine Oilspill Program (AMOP) Technical Seminar, , Environment Canada. 41-87 (1988).
  31. Guénette, C. C., Sveum, P., Buist, I., Aunaas, T., Godal, L. In situ burning of water-in-oil emulsions. , Marine Spill Response Corporation. Washington D.C. 139(1994).
  32. Van Gelderen, L., Rojas Alva, U., Mindykowski, P., Jomaas, G. Thermal Properties and Burning Efficiencies of Crude Oils and Refined Fuel Oil. International Oil Spill Conference Proceedings. 2017 (1), 985-1005 (2017).
  33. Quintiere, J. G. Ch 7. Fundamentals of Fire Phenomena. , John Wiley & Sons, Ltd. 159-190 (2006).
  34. Janssens, M. L. Measuring rate of heat release by oxygen consumption. Fire Technol. 27 (3), 234-249 (1991).
  35. Brandvik, P. J., Faksness, L. G. Weathering processes in Arctic oil spills: Meso-scale experiments with different ice conditions. Cold Reg. Sci. Technol. 55 (1), 160-166 (2009).
  36. Wighus, R., Guènette, C. Fire on the sea surface - Experiments hazard assessment 1995. Report No. NBL A07129. , SINTEF. Trondheim. 40(2007).
  37. Guénette, C. C., Sveum, P., Bech, C. M., Buist, I. A. Studies of In Situ Burning of Emulsions in Norway. International Oil Spill Conference Proceedings. (1), 115-122 (1995).

Dostęp ograniczony. Zaloguj się lub rozpocznij wersję próbną, aby wyświetlić tę treść.

Przedruki i uprawnienia

Tagi

Zapalność ropy naftowejreagowanie na wycieki ropykrytyczny strumień ciepłaczas opóźnienia zapłonuszybkość uwalniania ciepłaszybkość spalaniatemperatura powierzchnisystem chłodzenia wodą
Procedura doświadczalna dla badań laboratoryjnych spalania in situ: palność i efektywność spalania ropy naftowej
Skontaktuj się z nami
Poleć bibliotece

Prywatność

Warunki korzystania z usługi

Zasady

Prawa autorskie © 2026 MyJoVE Corporation. Wszelkie prawa zastrzeżone.