Waiting
Login processing...

Trial ends in Request Full Access Tell Your Colleague About Jove
Click here for the English version

Engineering

Экспериментальная процедура для лабораторных исследований In Situ горения: воспламеняемости и эффективности сжигания нефти

Published: May 1, 2018 doi: 10.3791/57307

Summary

Здесь мы представляем Протокол одновременно изучать воспламеняемости и эффективность сжигания свежие и выветривания нефти в условиях, которые имитируют в situ горения операции на море.

Abstract

Представлен новый метод для одновременного изучения воспламеняемости и эффективность сжигания свежие и выветривания нефти через два экспериментальных лабораторных установок. Эксперименты легко повторяемые по сравнению с оперативной масштаб экспериментов (бассейн диаметр ≥2 м), показывая все еще вполне реально в situ горения условий сырой нефти на воде. Экспериментальные условия включают течет вода суб слой, который охлаждает нефтяное пятно и внешнего теплового потока (до 50 кВт/м2), которая имитирует выше обратной связи тепла с поверхности топлива в оперативных масштабах сырой нефти бассейн пожаров. Эти условия позволяют контролируемых лабораторное исследование эффективность сжигания нефти бассейн пожаров, которые эквивалентны оперативных масштабах экспериментов. Этот метод также предоставляет количественные данные о требованиях к пылц нефтей с точки зрения критических теплового потока, время задержки зажигания в зависимости от падающего теплового потока, температуры поверхности после зажигания и тепловой инерции. Этот тип данных может использоваться для определения необходимой прочности и продолжительность источника зажигания разжечь определенный тип свежие или выветрившихся сырой нефти. Основным ограничением метода является, что эффект охлаждения проточной воды югу слой на сжигание сырой нефти, как функция внешнего теплового потока полностью не определены. Экспериментальные результаты четко показали, что течет под слоем воды улучшить, как представитель этой установки является в situ горения условий, но в какой степени это представление точной, в настоящее время неизвестно. Метод тем не менее есть наиболее реалистичным в situ горения лабораторных условиях в настоящее время доступны для одновременно изучая воспламеняемости и сжигание эффективности сырой нефти на воде.

Introduction

or Start trial to access full content. Learn more about your institution’s access to JoVE content here

В situ сжигание разлитой нефти на воде является морских нефтяных разливов ответ метод, который удаляет разлитой нефти с поверхности воды, его сжигание и преобразования его в копоти и в продуктах сгорания газообразных. Этот ответ метод был успешно применен в ходе Exxon Valdez1 и разливов нефти Дипуотер Horizon2 и регулярно упоминается как потенциальные метод ответ разлива нефти для арктических3,4,5 ,6. Два ключевых параметров, которые определяют в situ сжигание нефти будет ли успешным как метод ответ разливов являются воспламеняемости и эффективность сжигания нефти. Первый параметр, воспламеняемости, описывает, как легко топлива могут воспламеняться и может привести к пламя распространяется над поверхностью топлива приведет к полностью развитых огонь. Второй параметр, сжигание эффективность, выражает количество масла (в wt %), который эффективно удаляется с поверхности воды в огне. Таким образом отношение к понимать воспламеняемости и ожидаемая эффективность горения различных масел сырой под на месте условия горения.

Зажигания нефтяных пятен на воде для в situ горения целей обычно рассматривается как практическая проблема, с качественной обсуждение зажигания систем5,,78,9. Практический подход к зажигания разлитой нефти как двоичные проблема, и маркировки масла «воспламеняющиеся» или «не воспламеняющиеся» (например Brandvik, Fritt-Расмуссен, и др. 10) является, однако, неверно с фундаментальной точки зрения. В теории любой топлива могут быть зажжены учитывая соответствующий источник. Поэтому уместно определить требования зажигания для широкого круга типов различных сырой нефти лучше понять свойства сырой нефти, которая бы называть его «не воспламеняющиеся». Для этой цели разработанный метод может использоваться для изучения времени задержки воспламенения масла как функция падающего теплового потока, критических теплового потока нефти и ее тепловой инерции, то есть как сложно это для нагрева нефти.

В предыдущем исследовании мы постулируется, что основным параметром, который управляет эффективность сжигания является обратной связи тепла с поверхности топлива11, который является функцией бассейн диаметром. Теория объясняет зависимость размера очевидным бассейн эффективность сжигания на основании лабораторных исследований отчетности низкой горения эффективности (32-80%)8,12,13 и крупных исследований масштаба (бассейн диаметр ≥2 m) отчетность высокого горения эффективности (90-99%)14,,1516. Метод обсуждали здесь был разработан для проверки предлагаемой теории. Подвергая мелких лабораторных экспериментов на постоянной внешней теплового потока, выше тепла обратной связи для больших масштабах бассейн пожаров могут быть смоделированы контролируемых лабораторных условиях. Таким образом разработанный метод позволяет изучать эффективность сжигания эффективно как функция диаметра, изменяя поток внешнего тепла.

Помимо внешнего теплового потока для имитации большие масштабы в situ горения операции, функцию экспериментальных установок охлаждения нефтяное пятно поток холодной воды, имитируя эффект охлаждения текущие моря. Кроме того обсудили метод совместим с свежим и выветривания нефтей. Выветривание сырой нефти описывает физические и химические процесс, который влияет на сырую нефть после того, как пролилась на воде, например потери летучих компонентов и смешивания с водой, форма-водомасляных эмульсий (например, AMAP17). Испарение и эмульгирования являются двумя из основных выветривания процессов, которые влияют на воспламеняемость нефтей18 и протоколы для имитации этих процессов выветривания таким образом включаются в методе обсуждались.

Здесь мы представляем Роман Лаборатория метод, который определяет воспламеняемости и эффективность сжигания нефти в условиях, которые имитируют в situ горения операции на море. Предыдущие исследования на воспламеняемость и эффективность сжигания масел сырой Рекомендуемые сопоставимых и различные методы. Воспламеняемость свежие и выветривания нефтей как функция внешнего теплового потока было исследовано на воду19 и арктические температуры20. Горения исследования эффективности обычно сосредоточены на различных видов свежих и выветривания сырого масла и экологических условий в фиксированном масштабе (например, Fritt-Расмуссен, и др. 8Бек, Sveum, и др. 21). Недавнее исследование на сожжение нефтей, содержащихся в химических скотоводов, до сведения авторов, первым изучить эффективность сжигания для малого, среднего, и больших масштабах экспериментов под аналогичные условия13. Большой масштаб экспериментов являются, однако, не являются легкодоступными для параметрических исследований за обширные количества времени и ресурсов, необходимых для проведения таких экспериментов. Основным преимуществом метода представленные над ранее упомянутых исследований является, что он позволяет одновременно изучая оба воспламеняемости и сжигание эффективности сырой нефти в полу в реальных условиях. Сочетание изучения этих двух параметров для сырой нефти как функция нефти различных типов и диаметр (имитация) бассейн через легко повторяемые эксперименты было ранее невозможно на практике.

Subscription Required. Please recommend JoVE to your librarian.

Protocol

or Start trial to access full content. Learn more about your institution’s access to JoVE content here

Этот протокол использует два различных экспериментальных установок, которые используются в шагах 4-8, как показано в сопутствующей схемы. Первые установки является сырая нефть воспламеняемости аппарат (COFA) (рис. 1 и рис. 4), который является 1.0 × 1.0 × 0,50 м3 металла водного бассейна, предназначенная для проведения небольших масштабах в situ сжигание нефти экспериментов, как показано, например в ван Gelderen, Brogaard, и др. 22 второй установки является конуса нагреватель23 с воспламенитель искры, что держатель на заказ образца и газоанализатор, что меры, O2, CO2, и концентрации CO в выхлопных газах воздуховодов24 (рис. 2 и Рисунок 3). Технические характеристики этих установок подробно описаны в дополнительных в дополнительном документе, который также включает в себя фотографии из установок. Если не указано иное, данные измерений (например, температуры, потоки тепла или концентрации газа) измеряются цифрово через мультиплексор и данных журнала. Регистраторы данных управляются с помощью программы приобретения цифровых данных. В протоколе фраза «старт логгер» включает в себя все действия согласно инструкциям программы, предоставленный производителем, которые необходимы для начала процесса сбора данных.

1. Общая обработка сырой нефти

  1. Для каждого свежего масла, которые будут изучены взять образец 5 мл и измерить его плотность и вязкость при 25 ° C в вискозиметра. Храните остальные масла на 5-10 ° C в закрытой стеклянной бутылке до дальнейшего использования.
    ОСТОРОЖНОСТЬЮ: Свежий сырой нефти легко воспламеняется и сырой нефти и ее паров представляют умеренной до высокой здоровью. Кроме того, трудно очистить от кожи или глаз с неопасных химикатов, таких как мыло. Носите защитные очки и перчатки, когда транспортировка сырой нефти и работать в хорошо проветриваемом помещении.
  2. В начале каждой сессии тестирования взять сырой нефти, которые будут проверяться из охлажденного хранения (5-10 ° C). Встряхните каждый контейнер вручную за 1-2 мин и пусть они нагревают до комнатной температуры перед проведением экспериментов. Возвращение нефтей в охлаждаемом между сессиями теста.
  3. Очистить любые поверхности, случайно загрязненные сырой нефти с использованием летучих неполярных растворителей (e.g.,n-Гептан).

2. испарения выветривания нефти по восходящей сжатым воздухом через масло

Примечание: Этот шаг основан на размножившись и Маккей25 и Буист, Поттер, и др. 26

  1. Дрель количество отверстий (например, шесть с диаметром (D) 5 мм), равномерно распределенных в крышке пластиковый контейнер 5-10 л и просверлить дырку (например,D = 8-10 мм) в одной из сторон контейнера вблизи верхнего края.
  2. Сделать кольцо (около D = 20 см) с прилагаемого открыть подключение из пластиковых трубок с внутренним диаметром (и.д.) 4-6 мм и сверлить количество отверстий (например, шесть с D = 1 мм) равномерно распределены вдоль одной стороны уплотнительное кольцо.
    Примечание: Попытаться компенсировать вертикальное расположение отверстий в крышке из отверстий в уплотнительное кольцо, чтобы свести к минимуму количество сырой нефти, ветром из контейнера.
  3. Подключите уплотнительное кольцо к пластиковой трубки (например, и.д. 4-8 мм), который проходит через отверстие сбоку пластикового контейнера. Эта трубка подсоединяется к системе сжатого воздуха с регулирующий клапан и манометр.
  4. Взвесить крышку и пластиковый контейнер с пластиковой Уплотнительное кольцо отдельно и зарегистрировать их вес.
  5. Весят 2-4 Л сырой нефти (на основании его плотность) в контейнере и зарегистрировать вес.
  6. Поместите контейнер под вытяжной шкаф и подключить уплотнительное кольцо к системе сжатого воздуха. Пузырь воздуха через масла при давлении, которое так высок, как это возможно (например, 200 кПа) без дуть нефти через отверстия в крышке контейнера.
  7. Весят нефть в начале и в конце каждого рабочего дня, чтобы контролировать, когда достигнуто желаемого испарений выветривания государства (в wt % потеряли) (например, 20 wt % потерял по сравнению с первоначальной массы). Это может занять от одного дня до более чем неделю непрерывной пузырьков, в зависимости от типа и воздушного давления масла. Каждое измерение промежуточного веса используется для установления испарения кривой как функции времени, что помогает с предсказанием времени необходимые испарения для достижения желаемого испарений выветривания состояния.
    Примечание: После первого дня, сырой нефти можно обычно оставить в Зонта на несколько дней (например в выходные дни) без потери каких-либо значительное количество массы, когда закрыто сжатым воздухом.
  8. По окончании испарения нефти взять образец 5 мл масла и измерить его плотность и вязкость при 25 ° C в вискозиметра. Храните остальные масла на 5-10 ° C в закрытой стеклянной бутылке для дальнейшего использования. Очистите контейнер, крышку и кольцо с летучих неполярных растворителей для удаления остатков сырой нефти.

3. эмульгирования сырой нефти с помощью поворотной пожимая таблицы

Примечание: Эта часть протокола был изменен с Далинг, м., и др. 27

  1. Добавьте в общей сложности 900 мл сырой нефти и пресной или соленой воды смесь стеклянная бутылка 1 Л, с количеством воды, соответствия желаемой vol % в эмульсии. Например эмульсии с 40 vol % содержанием воды состоит из 540 мл сырой нефти и 360 мл воды. Рекомендуется использовать выварочная сырой нефти, а не свежий сырой нефти, чтобы более точно представить выветривания процессы разлитой нефти на открытой воде и создать более стабильные эмульсии.
    Примечание: Важно, что бутылка не полностью заполнены так что есть свободное пространство для турбулентного смешения нефти и воды.
  2. Энергично встряхните смесь воды и масла вручную за 1-2 мин. Затем поместите стеклянная бутылка на поворотный стол встряхивания и размешать смесь воды и масла на 175 rpm для 20 ч при комнатной температуре.
    Примечание: Для того, чтобы предотвратить проблемы с разделение слоя воды от эмульсии, проводить эксперименты с эмульсии в тот же день как по завершении периода пожимая 20 h.
  3. Взять образец 5 мл эмульсии после 20 h, пожимая период и измерить его плотность и вязкость при 25 ° C в вискозиметра.
  4. Если эмульсия нестабильно (см. ниже), положите эмульсии на роторные, пожимая таблицы и постоянно трясти эмульсии на 175 об/мин между экспериментов. В начале каждого эксперимента вручную остановить Ротари, пожимая таблицы, принять необходимое количество эмульсии (шаг 7.5) и затем вернуть его Ротари, пожимая таблицы. Как только все эксперименты были проведены с эмульсии, остановить Ротари, пожимая таблицы и хранить эмульсии в охлаждаемом (5-10 ° C).
  5. Если эмульсия стабильная, удалите эмульсии из поворотного стола встряхивания и дайте ему отдохнуть при комнатной температуре. Встряхните вручную эмульсии энергично для 1-2 мин до принятия необходимое количество нефти для каждого эксперимента. После того, как все эксперименты были проведены с эмульсии, храните его в охлаждаемом (5-10 ° C).
    Примечание: Для целей настоящего Протокола, нестабильных эмульсий, определяются как эмульсии, которые образуют слой отчетливо видна вода с нескольких часов, т.е. до конца типичного рабочего дня.

4. Ссылка на месте горения эксперименты в COFA (рис. 1) для калибровки охлаждения воды в установке конуса

  1. Поместите цилиндр высокого стекла Pyrex 5 см и и.д. 16,3 см (наружный диаметр 16,9 см) на стенде, с комбинированной высотой 35-45 см, в центре COFA. Форма держателя не имеет значения до тех пор, как он позволяет для свободного потока воды в области, охватываемой цилиндра стекла Pyrex. Таким образом, что уровень воды находится на 1 см ниже края цилиндра стекла Pyrex, заполните COFA с пресной водой (340-440 Л).
  2. Место пропеллер на одной из сторон COFA, прямо напротив цилиндра стекла Pyrex. Включите винт и отрегулируйте высоту и потока, так что волны едва наблюдаемых в воде внутри цилиндра стекла Pyrex. Регистр вертикальной высоты и позицию потока (например, 1000 Л/ч) и выключите пропеллер перед продолжением протокол.
    Примечание: Пропеллер используется для создания ток в организме воду, который эффективно охлаждает слоя воды ниже горения нефти для того, чтобы предотвратить boilover явление28,29. Первоначально установленного потока и вертикальной высоты винта не может вызвать достаточное охлаждение под слоем воды, и boilover то еще происходит.
    Предупреждение: Boilover является взрывных горения государством с высота значительно увеличили пламени, скорость горения и темпы выброса тепла во время которой нефть капельки выброшенного из огня29,30,31. Убедитесь, что любой уязвимых оборудование охраняемых (например, с алюминиевой фольгой) и держать персонала и оборудования на соответствующем расстоянии от огня.
  3. Взвесьте количество сырой нефти эквивалент 5 мм толщиной нефтяное пятно в цилиндре стекла Pyrex (т.е., основанный на плотность и объем 104 мл) в алюминиевой блюдо.
  4. Залейте сырой нефти на воде внутри цилиндра стекла Pyrex. Будьте осторожны, чтобы не разлива нефти за пределами нижней части цилиндра путем лить масло слишком быстро. Весят алюминия блюдо снова и зарегистрировать фактический вес сырой нефти, полит внутри цилиндра стекла Pyrex.
  5. Медленно добавляйте воду COFA до тех пор, пока поверхность нефтяное пятно находится 1-2 мм ниже края цилиндра стекла Pyrex. Эта разница в высоте имеет важное значение для предотвращения перелива после зажигания нефти.
  6. Включите вытяжкой и пропеллер. Воспламенение сырой нефти, с помощью рук бутан факел затем измерить время горения с момента зажигания до момента исчезновения с секундомер.
  7. После того, как пожар потушен естественно, сбора нефти, оставшиеся на поверхности воды (известный как сжечь остатков) с использованием гидрофобных поглощения колодки с известным вес. Стряхните любой собранной воды до взвешивания колодки для определения веса residua. Эффективность сжигания затем вычисляется с помощью уравнение (1) и скорость горения рассчитывается путем деления разницу между первоначальной массы и остатков массы времени горения (в секундах).
    Equation 1(1)
  8. В тех случаях, когда огонь приводит к boilover повторите шаг 4, слива воды протокол от COFA до поверхности воды снова один сантиметр ниже края цилиндра стекла Pyrex. Очистите края цилиндра стекла Pyrex с неустойчивыми, неполярных растворителей. Затем уменьшить расстояние по вертикали между цилиндр стекла Pyrex и пропеллер или увеличить позицию потока пропеллер и повторите шаги протокол 4.3 до 4,8.
  9. В случае, если пожар не заканчивается с boilover, используйте вычисляемые эффективность сжигания и скорость горения в шаге 4.7 для калибровки водяного охлаждения установки конуса.

5. Калибровка водяного охлаждения для установки конуса (рис. 2 и рис. 3).

  1. Прокол гибкие пластиковые трубы (4 мм и.д.) на один сантиметр от его прекращения с 1 мм толщиной термопары K-типа так что термопар бусина приостанавливается свободно внутри трубки. Закрепите термопара лента из политетрафторэтилена (ПТФЭ) и алюминиевой ленты для обеспечения что термопара не двигаться, и что вода не сливать от пункции. Подключите термопара к регистратор данных.
    1. Повторите шаг 5.1 для трубки с нержавеющей стали трубки-адаптера и вставьте термопара непосредственно ниже трубки-адаптера.
  2. Место и исправить первый пластиковой трубки с ее окончания с термопарой так далеко в нижней части водоема-охладителя как можно скорее. Подключите другой конец трубки на входе Перистальтический насос с регулируемой скоростью.
  3. Подключите новый пластиковую трубку к розетке перистальтического насоса и подключите другой конец этой пластиковой трубки к адаптер трубки из нержавеющей стали. Подключите адаптер трубки к Клапан сильфонный а -сильфонный клапан для держателя образца конуса. Убедитесь, что соединения не приводили к утечке воды с помощью Фторопластовой ленты между соединения при необходимости.
  4. Подключите другую сторону держателя образца конуса к-сильфонный клапан, который затем подключается к трубки-адаптера трубки с термопарой ниже адаптер. На другом конце этой трубки помещаются и закрепляются в верхней части водоема-охладителя так что непопадание воды возвращается для охлаждения резервуара.
    Примечание: Убедитесь, что трубку и отводной трубки имеют достаточно пространственное расстояние в водохранилище, так что нагретая вода непосредственно не рециркуляции, но получает остывать вниз в резервуаре до рециркуляционные.
  5. Место держателя образца с подключенным трубы под конус нагреватель. Отрегулируйте высоту держатель так, чтобы внешний край является 23 мм от нижней части конуса нагреватель. Убедитесь, что трубы являются достаточной длины, чтобы держатель образца легко могут быть поставлены под конус нагреватель после того, как держатель образца содержит сырой нефти.
  6. Заполнения водоема-охладителя с деминерализованной водой и охлаждать воду до выбранной температуры (например,12 ° C). Откройте клапаны с сильфонным уплотнением и запустите поток воды через держателя образца в выбранном потоке (например, 7 Л/ч). Встряхните его обладателю право удалить оставшийся воздух из держателя, так что владелец получает полностью заполнен водой.
  7. Запустите логгер и постоянно контролировать температуру в - и вытекающей воды. Остановить насос после стабилизации температуры непопадание воды (обычно это на несколько градусов выше температуры установить резервуар), закройте клапаны с сильфонным уплотнением и включите вытяжкой.
  8. Поместите держатель образца нагрузки масштабе и тарных шкалы. Добавьте количество нефти для держателя образца, который соответствует пятно толщиной 10 мм (т.е., основанный на плотность и объем 95 мл). Затем откройте клапаны с сильфонным уплотнением и снова запустите насос.
  9. Поместите держатель образца тщательно под конус нагреватель и воспламенение нефть с руки факел бутан. Измерьте время горения с момента зажигания до момента исчезновения с секундомер.
    Предупреждение: Когда горение масла, которые содержат воду, естественным образом или благодаря эмульгирование, boilover может произойти во время горения (см. шаг 4).
  10. После того, как пожар потушен, остановите насос, закройте клапаны, отсоедините трубы и поместите держатель образца тарированного масштабе. Регистрация веса держателя, включая следов ожога.
  11. Очистите остатки сожгли нефти из держателя с неустойчивой неполярных растворителей. Весить уборка держатель снова, чтобы определить вес остатков. Затем рассчитать эффективность сжигания и время, как описано в шаге 4.7 горения.
  12. В случае, если эффективность сжигания и скорость горения соответствуют результатам от протокола шаг 4, температуры и расхода воды теперь откалиброван и может использоваться в следующем шаге, протокол. В случае, если эффективность сжигания и скорость горения не соответствуют результатам из протокола шаг 4, выберите новое водохранилище температуры и/или новый поток соответственно. Подключите трубы для держателя образца, откройте клапаны, запустить насос, встряхнуть держатель для удаления любых воздуха и затем повторите шаги 5,7-5.12.
    Примечание: Это может оказаться невозможным для соответствия эффективность сжигания и скорость горения. С целью описать протокол эффективность сжигания имеет более важное значение и должны быть согласованы как можно точнее. При тестировании нескольких масла, температуры и расхода воды могут быть откалиброваны для либо одно масло, или для каждого масла индивидуально. Во время калибровки температуры воды и потока для каждого масла индивидуально может имитировать нефть горения на воде более точно, зажигания задержки времени результаты различных масел (шаг 6) может быть более легко когда по сравнению с использованием фиксированной температура воды и потока для каждого эксперимент.

6. Калибровка конуса подогреватель (рис. 2-3).

  1. Калибровка корреляции между температурой конуса нагреватель и тепловой поток вывода с помощью water-cooled теплового потока датчика с максимальной мощностью 100 кВт/м2.
    1. Поместите в ведро аквариум насос и заполнить ведро с холодной водопроводной водой, так что полностью погружен насос.
    2. Подключите аквариум насос к датчику потока тепла с пластиковой трубки. Подключите второй пластиковую трубку к датчику потока тепла и исправить другой конец трубки внутри ведро, чуть выше поверхности воды, так что вода течет из трубки можно легко заметить. Включите насос и убедитесь, что устойчивый поток воды течет через датчик потока тепла.
    3. Включите вытяжкой и нагревают конуса до 200 ° C. Поместите датчик потока тепла (вверх) 25 мм ниже центра конуса и подключить датчик потока тепла на логгер. Запустить регистратор данных, откройте жалюзи и измерения теплового потока для 5-10 мин, пока не приобрела стабильного теплового потока чтения, затем остановить сбор данных и закрыть ставни.
    4. Повторите шаг 6.1.3 при температурах конуса, 300, 400, 500, 600, 700, 720, 740, 760, 780 и 800 ° C.
  2. Определение температуры конуса, которые соответствуют потоков тепла 3-50 кВт/м2 с использованием точек данных измерений и предполагая линейной корреляции между точками данных.

7. воспламеняемости эксперименты сырой нефти в конус установки (Рисунок 2-3)

  1. В начале каждой сессии тестирования, проверьте поток тепла калибровочных ли температура конуса, соответствующий поток тепла 10 кВт/м2 , до сих пор дает правильное чтение (±5%). Если это так, переходите с протоколом. Если нет, повторите шаг 6 для продолжения.
  2. В начале каждого тест сессии, включите вытяжного зонта, включите анализатор газов и калибровки газоанализатор согласно спецификации, предоставленной изготовителем.
  3. Убедитесь, что когда держатель образца помещается под конус, расстояние между нижней части конуса и внешнего края держателя 23 мм.
  4. Нагревают конуса до температуры, соответствующей тепловой поток 5 кВт/м2.
    1. В то же время, холодный резервуар для воды до температуры нашли в шаге 5, подключите трубы для держателя образца, откройте вентили и запуска насоса в поток, найденных на шаге 5. Встряхните держателя образца, чтобы удалить любые воздух, находящийся внутри держателя. Запустите средство ведения журнала данных и контролировать температуру воды до тех пор, пока температура вытекающей воды стабилизировался.
    2. После того, как конус и держателя образца стабилизироваться на уровне их соответствующих набора температуры, остановите насос, закройте клапаны держателя образца и отсоединения трубок от клапанов.
  5. Поместите держатель образца нагрузки масштабе и тарных шкалы. Добавьте количество масла при комнатной температуре для держателя образца, который соответствует пятно толщиной 10 мм (т.е., основанный на плотность и объем 95 мл). Затем подключите трубы, откройте клапаны с сильфонным уплотнением и снова запустите насос.
  6. Запустите даталоггер для газоанализатор для измерения O2, CO2и концентрации CO в дымовые газы и температура воды в и вне самотечный.
  7. Осторожно поместите держатель образца под конус и готовы два секундомеры. Наведите воспламенитель искры в положение образца. Затем откройте жалюзи и начать первый секундомер.
  8. После воспламенения масла одновременно остановить первый секундомер и начать второй секундомер. Затем переместите искры воспламенитель обратно в нейтральное положение от горения образца.
    1. Если масло не воспламеняются в течение 10 мин, остановить первый секундомер и переместить искры воспламенитель обратно в нейтральное положение. Затем разжечь нефти, используя руки факел бутан и второй секундомер.
      Предупреждение: Когда горение масла, которые содержат воду, естественным образом или благодаря эмульгирование, boilover может произойти во время горения (шаг 4).
  9. После того, как пожар потушен, остановить второй секундомер, закройте ставни и остановка сбора данных анализатор газов и охлаждения температура воды. Затем остановите насос, закройте клапаны, отсоедините трубы и поместите держатель образца тарированного масштабе. Регистрация веса держателя, включая следов ожога.
  10. Очистите держатель остатков сожженных нефти с неустойчивой неполярных растворителей. Весить уборка держатель снова, чтобы определить вес остатков. Затем рассчитать эффективность сжигания и время, как описано в шаге 4.7 горения.
  11. Для каждого масла, который должен быть проверен повторите шаги 7,4-7.10 для потоков тепла, 10, 20, 30, 40 и 50 кВт/м2. Удалите любые сажи на хранение на катушке нагревателя конуса после каждого эксперимента.
    1. Для того, чтобы установить минимальный требуемый поток тепла, необходимые для пилотируемых зажигания, т.е. критические теплового потока, может быть необходимо для проверки потоков дополнительного тепла. Повторите шаги с 7,4-7.10 для потоков тепла, снижена на 1 кВт/м2 с шагом от низкой тепловой поток на котором пилотируемых зажигания произошло до тех пор, пока поток тепла проверяется для которого пилотируемых зажигания не наблюдается в течение 10 мин. Критических тепловой поток затем нашли в 1 кВт/м2 верхний диапазон этого теплового потока.
      Внимание: Очень нестабильной нефтей могут воспламениться спонтанно, когда подвергается очень высокой жары флюсы (≥40 кВт/м2), даже при закрытых ставнями конуса нагреватель.

8. Поверхностная температура после зажигания эксперименты сырой нефти в COFA установки (Рисунок 4).

  1. Поместите цилиндр высокого стекла Пирекс-5см с и.д. 16,3 см (O.D. 16,9 см) на стенде, с комбинированной высотой 35-45 см, в центре COFA (рис. 1). Место два инфракрасных обогревателей (IR), установлены на регулируемые фундаменты из нержавеющей стали на две противоположные стороны Pyrex стекло баллона на горизонтальном расстоянии менее 5 см от внешнего края цилиндра.
    Примечание: Точные спецификации и размеры ИК обогревателей не имеют значения до тех пор, как они могут обеспечить достаточно высокий тепловой поток нефти поверхность, чтобы зажечь нефтей, которых обычно требуется 5-20 кВт/м2 для зажигания. Минимальная мощность 1 кВт и минимум нагреватель ширина 17 см, рекомендуется. Любой системы охлаждения ИК обогревателей, таких как вентиляторы, Кроме того не должны взаимодействовать с нефтяное пятно во время эксперимента.
  2. Для измерения температуры поверхности после зажигания сырой нефти, инцидент рекомендуется теплового потока 2-5 кВт/м2 , выше, чем его критических теплового потока (шаг 7.11.1).
    1. Подготовить датчике потока тепла 100 кВт/м2 , согласно 6.1.1-6.1.2 шаги и Соедините датчик потока тепла регистратор данных. Место поток тепла от датчика в центре цилиндра стекла Pyrex, вверх, на высоте 1-2 мм ниже верхнего края цилиндра. Горизонтальная область на этой высоте внутри Pyrex стекло баллона здесь именуется как «по горизонтали». Этот горизонтальной плоскости соответствует к поверхности нефтяного пятна внутри цилиндра стекла Pyrex.
      Примечание: Убедитесь, что датчиков потока тепла может свободно перемещаться в горизонтальной плоскости таким образом, чтобы он может измерять падающего теплового потока в различных местах в горизонтальной плоскости. Pyrex стекло баллона только калибровочных функций как наглядное пособие для правильно размещения поток тепла от горизонтальной плоскости, так что при необходимости, цилиндр Pyrex могут быть удалены во время шага 8.2.
    2. Запустить регистратор данных, включите ИК нагреватели и контролировать падающего теплового потока в центре горизонтальной плоскости. Настройка падающего теплового потока в горизонтальной плоскости, регулируя пространственное расположение ИК нагреватели (высота, угол и расстояние по горизонтали от горизонтальной плоскости) и их процент выходной мощности до получения желаемого падающего теплового потока.
    3. Измерьте падающего теплового потока на внешних краях в горизонтальной плоскости. Во всех местах падающего теплового потока должно быть 2-5 кВт/м2 выше критической теплового потока нефти, которая будет испытываться. Настройте расположение и процент выходной мощности ИК обогревателей согласно предыдущему шагу, в случае необходимости.
    4. После каждой регулировки расположения и выходная мощность ИК обогревателей измерения падающего теплового потока в горизонтальной плоскости на его центр и внешние края.
    5. Повторите шаги 8.2.2-8.2.5, пока измеренных падающего теплового потока в горизонтальной плоскости 2-5 кВт/м2 выше критической теплового потока выбранного масла. Затем выключить ИК нагреватели и удалить датчик потока тепла. Поместите цилиндр стекла Pyrex обратно на своем стенде, при необходимости.
  3. Таким образом, чтобы уровень воды на один сантиметр ниже края цилиндра стекла Pyrex, заполните COFA с пресной водой (340-440 Л). Место пропеллер на одной из сторон COFA, прямо напротив Pyrex стекло баллона на высоте, найденных на шаге 4.
  4. Место и исправить набор трех 1 мм толщиной термопары K-типа на 1-2 мм ниже края цилиндра стекла Pyrex. Организовать термопарами, так что они измеряют вдоль радиуса цилиндра, на расстоянии около 1-2 см между каждой термопары. Подключите термопары к регистратор данных.
  5. Придаем искры воспламенитель с металлический зажим металлический стержень на металлических стенд, который стоит в COFA. Место стенда, так, что воспламенителя легко могут быть перемещены из нейтральной позиции в положение 2-3 см выше центральной части цилиндра стекла Pyrex и обратно в нейтральное положение снова.
  6. Взвесьте количество сырой нефти эквивалент 5 мм толщиной нефтяное пятно в цилиндре стекла Pyrex (т.е., основанный на плотность и объем 104 мл) в алюминиевой блюдо.
  7. Залейте сырой нефти на воде внутри цилиндра стекла Pyrex. Будьте осторожны, чтобы не разлива нефти за пределами нижней части цилиндра путем лить масло слишком быстро. Весят алюминия блюдо снова и зарегистрировать фактический вес сырой нефти, полит внутри цилиндра стекла Pyrex.
  8. Медленно добавляйте воду COFA до тех пор, пока на поверхности масла только вступает в контакт с тремя термопарами. Переместите искры воспламенитель свою позицию выше нефти.
  9. Начните логгер и секундомер в синхронизации, так, что каждый второй соответствует номеру конкретной проверки. Включите вытяжного зонта, пропеллер и воспламенитель искры. Включите ИК нагреватели и установите мощность в процентах, найденных на шаге 8.2.
  10. После воспламенения масла остановить секундомер и данных журнала, выключить воспламенителя искры и переместить его в нейтральное положение и выключить ИК нагреватели и пропеллер. Затем тушить огонь, тщательно поместив негорючим Крышка цилиндра стекла Pyrex. Тушение пожара может потребовать термопары для перемещения от первой.
  11. Собирать и распоряжаться сырой нефти с гидрофобным поглощения колодки. Слейте воду из COFA до тех пор, пока уровень воды достаточно низко, чтобы измерить падающего теплового потока в горизонтальной плоскости снова с датчике потока тепла. Протрите цилиндр стекла Pyrex с неустойчивой неполярных растворителей.
  12. Участок температуры трех термопар как функция проверки числа. Основываясь на времени на секундомер, соответствующий номер сканирования и печати граф, определите температуру поверхности после зажигания протестированных сырой нефти.
  13. Для каждой дополнительной нефти, которая будет испытываться повторите шаги 8.2-8.12.

Subscription Required. Please recommend JoVE to your librarian.

Representative Results

or Start trial to access full content. Learn more about your institution’s access to JoVE content here

Рисунок 5 показывает кривая испарения легкой сырой нефти, который испаряется в течение нескольких дней к потере 30 wt %, с использованием метода, описанного в шаге 2. На рисунке четко показано, что после первого дня (19 h) испарительный выветривания, скорость испарения снижается значительно, что позволяет для паузы, как указано в протоколе.

Рисунок 6 показывает время задержки зажигания в зависимости от падающего теплового потока от конуса нагреватель (шаг 7, рис. 2-3) для свежих Grane (тяжелой сырой нефти) и испаряется Grane с убытком 7 wt %. Результаты дают пример время задержки увеличение зажигания для выварочная нефтей. Кроме того критические теплового потока, представленного вертикальные асимптоты, также увеличивает как функция испарений потери. В целом эти результаты дают впечатление продолжительностью прочность и воздействия источника зажигания необходимо иметь для того чтобы воспламенить эти различные виды сырой нефти. Дополнительные результаты, полученные с протоколом, описанные здесь, можно найти в ван Gelderen, Alva Рохас, и др. 32

Более типичная презентация время задержки зажигания функция падающего теплового потока, показанное на рисунке 7. Сырой нефти slicks обычно ведут себя как термически толстых материалов и времени задержки воспламенения (tig) затем могут быть описаны в уравнение (2)19,32.

Equation 2(2)

K здесь, теплопроводность, ρ плотность, c коэффициент удельной теплоемкости, Tig температуры поверхности после зажигания, T (предположительно 20 ° C) температуры окружающей среды, Водопоглащение, и Equation 3 падающего теплового потока. Переопределения этого уравнения дает время задержки зажигания как линейная функция падающего теплового потока (экв. 3).

Equation 4(3)

Путем построения время задержки зажигания в виде 1 /Equation 5 как функция падающего теплового потока, данные должны показать линейный тренд и таким образом позволяют для оценки достоверности данных. Кроме того, на склонах трендовых линий для различных нефтей дают представление о их относительной тепловой инерции (kρc), потому что чем ниже по склону, тем труднее для нагрева (и таким образом Воспламенение) сырой нефти.

Результаты для выварочная Grane (рис. 7) дают хороший пример набора данных, который соответствует своей линейной линии, с значение R2 0.991. С другой стороны результаты для свежих Grane четко начинают отходить от линейного тренда на более высоких потоков тепла (30 кВт/м2). Такое поведение скорее вызвана время задержки чрезвычайно короткие зажигания (< 10 s) при такой высокой температуре флюсы для данного вида летучих топлива. Свежий Grane, похож на другие свежие нефтей, содержит большое количество летучих компонентов, которые очень быстро разжечь под потоков высокой инцидента тепла. Одно из предположений базовой уравнение (2) является то, что время, необходимое для горючих газов испарения из топлива в смеси с кислородом и достичь искры воспламенитель является незначительным33. Однако, с временем задержки зажигания менее чем 10 секунд, это время смешивания, которое оценивается в порядка нескольких секунд, стать значительный вклад времени задержки воспламенения. Уравнение (2) затем больше не действительны с временем задержки эти короткие зажигания, и следовательно данные отклоняется от линии линейного тренда. При изучении воспламеняемости весьма нестабильной нефтей, это поведение таким образом должно приниматься во внимание при анализе данных времени задержки воспламенения.

Рисунок 8 показывает темпы выпуска тепла как функцию от времени для свежих легкой сырой нефти и эмульгированной легкой сырой нефти (подготовлен согласно шаги 2-3). Тепла релиз ставки рассчитываются с O2, CO2и измерения концентрации CO из газового анализатора (шаг 7) согласно эквалайзера (26) от Янссенс34. Смотрите Дополнительный документ для получения дополнительной информации на эти расчеты. Свежий сырой нефти показывает типичный тепла релиз ставка профиль медленно снижение расхода тепла релиз с течением времени, который является представителем всех сырой нефти, которые не содержат никакой воды. Эмульгированной нефти показывает хороший пример взрывоопасность boilover явления, с коэффициентом релиз тепла, что быстро увеличивается до пять раз выше, чем регулярные горения этап, предшествующий boilover фактор. Boilovers являются крайне нерегулярные явления, хотя и интенсивность, продолжительность и время появления зависит от стабильности и процент объема воды внутри сырой нефти.

Рисунок 9 показывает эффективность сжигания и скорость горения как функция падающего теплового потока для свежих легкой сырой нефти и мазута выварочная с убытком 7 wt %. Скорость горения и эффективность сжигания увеличить с увеличением падающего теплового потока для обоих типов сырой нефти. На слабом огне флюсы эффективность сжигания показывает существенное различие между свежие легкой сырой нефти и тяжелого выварочная сырой нефти. На более высоких потоков тепла горящий эффективности для этих масел сходятся в аналогичных ценностей, который является обычным поведением для всех видов свежих и выветривания сырой нефти. Скорость горения не показывать этот сходящихся тенденция для различных масел, потому что время горения также изменяется в зависимости от падающего теплового потока, который может быть различным для каждого типа масла. Для сырой нефти, содержащих воду часть воды должна в принципе не учитываться при расчете эффективность сжигания и скорость горения, потому что это негорючий материал. Однако вода испаряется во время горения и начала boilover далее затрудняет эффективность сжигания и горения ставка оценки как он продвигает капельки нефти и воды от топлива. Таким образом эмульгированные нефтей таким образом может отображать отклонения от данных, отображаемых, например на рисунке 9, и следует позаботиться при анализе эффективность сжигания и сжигание скорость результаты нефтей, содержащих воду.

На рисунке 10 показано температура поверхности двумя термопарами на поверхности топлива как функцию от времени для выварочная легкой сырой нефти с убытком 20 wt % в COFA setup (шаг 8, рис. 4). Результат показывает ясно скачок температуры после 178 s. Прямо до этого момента температура поверхности сырой нефти составляет 129 ° C как измеряется как термопары, который является температура поверхности после зажигания. В сочетании с результатами время задержки зажигания для этого масла (шаг 7) уравнение (2) затем может использоваться для расчета тепловой инерции для масла. Таблица 1 показывает значения тепловой инерции для этого выварочная легкой сырой нефти, основанный на его температуры поверхности после зажигания на 129 ° C и его время задержки зажигания в зависимости от падающего теплового потока. Ву, и др. 19 найдено что поглощаемость не может быть установлена для единства для сырой нефти и таким образом, этот термин был включен в расчеты тепловой инерции. Литературе значения тепловой инерции для сырой нефти для целей сравнения можно найти в Ву, и др. 19 и Ranellone, и др. 20

Figure 1
Рисунок 1 : Схема установки COFA. Схемы включают в себя подробный обзор Pyrex стекло баллона на своем стенде (слева), вид сверху COFA (в середине) и поперечного сечения полной установки (справа). Кроме того набор трех крупным планом (a-c) показывают процесс наполнения COFA, который соответствует протоколу шаги 4.1 (а), 4.4 (b) и 4,5 (c). COFA установки используется для определения точки калибровки эффективность сжигания и скорость горения нефти для установки конуса в шаге 4. Пожалуйста, нажмите здесь, чтобы посмотреть большую версию этой фигуры.

Figure 2
Рисунок 2 : Полный Схематичный обзор установки конуса (не масштабировать). Установка состоит из конуса нагреватель с блоком управления, держатель образца на заказ конуса, Перистальтический насос и водяного охлаждения водохранилище и вытяжкой с газоанализатор. Схема также располагают крупным планом размещения термопара в воду трубы (шаг 5.1). Эта настройка используется для изучения воспламеняемости нефтей в шаге 7. Обратите внимание, что существует нет прямого контакта между масла и охлаждающей воды в этой установки, как они разделяются металлический держатель. Подробная информация о держателя образца конуса приведены на рисунке 3. Пожалуйста, нажмите здесь, чтобы посмотреть большую версию этой фигуры.

Figure 3
Рисунок 3 : Подробные поперечного сечения схема держателя образца круговой конус установки. Края металла предотвратить переполнение после зажигания нефти и расположены под углом 30° от нефтяное пятно для сведения к минимуму повторного излучения. Этот держатель образца конуса используется для изучения воспламеняемости нефтей в шаге 7. Обратите внимание, что существует нет прямого контакта между масла и охлаждающей воды в этой установки, как они разделяются металлический держатель. Пожалуйста, нажмите здесь, чтобы посмотреть большую версию этой фигуры.

Figure 4
Рисунок 4 : Схемы COFA установки для изучения нефти после зажигания температура поверхности. Схемы показывают вид сверху (слева) и вид поперечного сечения (справа) и установки включает инфракрасный (ИК) нагреватели, воспламенитель искры и набор трех термопар для измерения температуры поверхности нефтяное пятно (шаг 8). Дополнительные подробности COFA установки показаны на рисунке 1. Пожалуйста, нажмите здесь, чтобы посмотреть большую версию этой фигуры.

Figure 5
Рисунок 5 : Испарительного потери легких сырой нефти (герцог) как функцию времени. Эти данные были получены с помощью метода восходящей воздуха, описанный в шаге 2 и ясно показывают скорость снижения испарения после первого дня (19 ч).

Figure 6
Рисунок 6 : Время задержки зажигания результаты как функция инцидента тепла флюс для свежих и испаряется (потеря 7 wt %), тяжелой сырой нефти (Grane). Эти данные были получены с помощью установки конуса (рис. 2) согласно протоколу в шаге 7. Вертикальные асимптоты Показать критический теплового потока (4 и 7 кВт/м2) в течение 1 кВт/m2 верхнем диапазоне. Планки погрешностей указывают диапазон данных, основанные на 2-3 экспериментов.

Figure 7
Рисунок 7 : Время задержки зажигания результаты как функция инцидента тепла флюс для свежих и испаряется (потеря 7 wt %), тяжелой сырой нефти (Grane). Эти данные были получены с помощью установки конуса (рис. 2), согласно протоколу в шаге 7 и обработаны с уравнение (2). Результаты показывают, что выварочная Grane имеет высокий тепловой инерции, чем свежие Grane, как ожидалось. Кроме того график показывает, как, для летучих нефтей на потоков высокой инцидента тепла, очень короткий зажигания задержки раз (< 10 s) могут отклоняться от линейной линии. Планки погрешностей указывают диапазон данных, основанные на 2-3 экспериментов.

Figure 8
Рисунок 8 : Темпы выброса тепла как функцию от времени для легкий свежий сырой нефти и эмульгированной легкой сырой нефти с испаряется потери 40 wt % и содержащие 40% vol воды. Данные были получены из конуса установки (Рисунок 2) путем обработки O2, CO2и измерения концентрации CO из газового анализатора (шаг 7) согласно эквалайзера (26) от Янссенс34. Свежий сырой нефти показывает содержание регулярной тепла релиз ставка профиль для сырой нефти без воды. Эмульгированных легкой сырой нефти привели к boilover в конце записи и ее профиль релиз тепла дает указание интенсивности boilover, по сравнению с огонь регулярных сырой нефти.

Figure 9
Рисунок 9 : Эффективность сжигание и сжигание оценить как функция падающего теплового потока для свежих легкой сырой нефти (герцог) и испаряется тяжелой сырой нефти с убытком 7 wt % (Grane 7%). Данные были получены в конус установки (Рисунок 2) согласно 7 шаг и показать, как горения эффективность различных сырой нефти типов сходятся в огне инцидента потоки. Все точки данных была максимальная ошибка 2,5% от показали средние.

Figure 10
Рисунок 10 : Температура поверхности как функцию от времени для двух термопар во время эксперимента зажигания в COFA с испаряющейся легкой сырой нефти с убытком 20 wt %. Данные были получены в COFA установки (Рисунок 4) согласно протоколу в шаге 8. Внезапный всплеск температуры после 178 s указывает момент зажигания. Температура прямо перед этой внезапной температуры Спайк показывает температуру поверхности после зажигания.

Tig (° C) Equation 3
(кВт/м2)
tig (s) (кВт * s0,5/ (м2* K))
129 4 263 0,63
5 109 0.5
10 36 0,58
15 13 0,52
20 8.4 0.56
30 5.4 0.67
40 5.2 0.88

Таблица 1: время задержки воспламенения и соответствующей тепловой инерции как функция инцидента тепла флюс для легкой сырой нефти испаряется с убытком 20 wt %. Тепловой инерции рассчитывается, используя уравнение (2), основанный на данных время задержки воспламенения, полученных в шаге 7 и температура поверхности после зажигания данных на шаге 8.

Дополнительный документ Пожалуйста нажмите здесь, чтобы загрузить этот документ

Subscription Required. Please recommend JoVE to your librarian.

Discussion

or Start trial to access full content. Learn more about your institution’s access to JoVE content here

Два выветривания методы, описанные в настоящем документе являются сравнительно простая аппроксимация процессов выветривания, разлитой нефти на воде подвергается17. Другие, более сложные выветривания методы могут также использоваться для предоставить образцы выдержали сырой нефти, например циркулирующего лотковая, характеризуется Brandvik и Faksness35. Преимущество из представленных методов заключается в том, что они требуют простой оборудования и легко может проводиться в лабораторной среде. Результате выветривания нефтей затем функциональные для целей воспламенения и горения эффективности исследований в настоящем Протоколе, как показано в разделе представитель результаты.

Одним из основных ограничений в протоколе является калибровка водяного охлаждения для установки конуса (шаг 5). Этот вопрос является, что нет справочных данных для в situ горения полевых экспериментов на той же шкале и в аналогичных условиях, как конус установки. Кроме того, существует не модели передачи тепла легко доступны, которые могут использоваться на практике для определения тепловой баланс между Сжигание сырой нефти и ее течет под слой воды. Водяного охлаждения калибровки поэтому должен основываться на экспериментальных данных от COFA установки (шаг 4). Как указано в протоколе, калибровки можно затем проводиться либо одного масла или для каждого масла отдельно. Без справочных данных или модель передачи подходящей тепла невозможно знать, какой из этих методов, если таковые имеются, дает правильное представление теплового баланса для в situ Сжигание сырой нефти на воде.

Тепловой баланс в конус установки еще больше осложняется подвергать сырой нефти внешнего теплового потока, который может также повлиять на мощность охлаждения воды, которая течет через держателя образца конуса. Во время сжигания нефти под конус нагреватель, непопадание воды увеличение температуры со временем, степень которой зависит от падающего теплового потока. В максимальная падающего теплового потока 50 кВт/м2вода даже был замечен до кипения, как Паровая вышли из воды на выходе. В настоящее время неясно, в какой степени охлаждения вода нагревается непосредственно конуса нагреватель (а не горения нефти) и ли он имеет значительное влияние на результаты. Только через обширные эмпирические экспериментальное исследование можно оптимизировать водяного охлаждения калибровки для всех потоков протестированных инцидента тепла и для каждого типа протестированных нефти. Несмотря на эти проблемы осуществление водяного охлаждения в конус установки несомненно улучшение конуса установки возможность представления на месте условия горения. Предварительные эксперименты с держатель образца без водяного охлаждения не удалось воспроизвести низкая эффективность горения наблюдается в COFA и не может использоваться для представления в situ Сжигание сырой нефти. Таким образом, обсуждаются ограничения не вопрос текущий конуса установки представляет в situ горения условий сырой нефти на воде, но в какой степени это правильно представляет ли эти условия. Насколько нам известно, представленных лаборатории процедура является, несмотря на это ограничение, в настоящее время наиболее реалистичный метод для изучения воспламеняемости и эффективность сжигания на месте горения нефти на воде.

Важнейшим шагом в протоколе является измерение температуры поверхности после зажигания в COFA setup (шаг 8). Это очень важно, что при включении пропеллер, поверхность нефтяное пятно внутри цилиндра стекла Pyrex еще, как это может быть. Если поверхность масла слишком много в движении (вертикальный), расположение и поток пропеллер (шаг 4) должны корректироваться для снижения турбулентности на поверхности масла. Без еще поверхности масла она становится очень сложным для точного измерения температуры поверхности после зажигания на шаге 8. Выбор ИК нагреватели также имеет решающее значение для успеха этого шага. В ходе разработки этого протокола было установлено, что инфракрасные нужно иметь очень высокой радиации выход, находясь как компактный как можно скорее и система охлаждения, которая не мешает измерения температуры. Поэтому важно тщательно выбирать набор ИК нагреватели для установки COFA на рисунке 4. В идеале ИК нагреватели должны быть состоянии обеспечить тепловой поток по крайней мере 15 кВт/м2 на расстояниях гораздо дальше, чем 5 см от цилиндра стекла Pyrex. Это позволит с помощью ИК нагреватели, в то время как сжигание сырой нефти. Эффективность сжигания нефтей затем могут быть проверены как функция падающего теплового потока в экспериментальной установки, которая лучше представляет на месте условия горения.

Далее через различные модификации или дополнения к COFA и конус установок можно добиться улучшений в представление в situ горения условий во время воспламенения и горения эффективности экспериментов. В настоящее время проводятся эксперименты в очень спокойной экологических условиях. Это было показано в situ горения полевые исследования, однако, что волны и ветер также может влиять на воспламеняемость сырой нефти5,21,,3637. Чтобы имитировать такие условия, COFA например могут быть оснащены для приготовления волны и болельщиков, которые создают ветра над поверхностью воды. Холодным климатом можно имитировать с помощью холоднее охлаждающей среды в конус установки, похож на Ranellone, и др. 20, или путем добавления воды тела в COFA льда. Наконец начальная толщина пятен нефти может быть изменено в экспериментах, потому что это также параметр знаны, что влияют на воспламеняемость и эффективность сжигания нефтей5,22.

Subscription Required. Please recommend JoVE to your librarian.

Disclosures

Авторы не имеют ничего сообщать.

Acknowledgments

Авторы хотели бы поблагодарить Датский Совет независимых исследований для финансирования проекта (Грант DDF - 1335-00282). COWIfonden финансировал строительство аппарата воспламеняемости сырой нефти и газоанализатор, включая вставки воздуховодов. Маерск Ойл и Statoil условии сырой нефти, которые были использованы для представителя результаты. Ни один из авторов занимались протокол или результаты этой бумаги. Авторы хотели бы также поблагодарить Улисес Рохас Alva за помощь в создании держателя образца измененный конус.

Materials

Name Company Catalog Number Comments
DUC Crude Oil Maersk N/A Light crude oil with r = 0.853 g/ml and h = 6.750 mPa*s.
Grane Crude Oil Statoil N/A Heavy crude oil with r = 0.925 g/ml and h = 133.6 mPa*s.
SVM 3000 Stabinger Viscometer Anton Paar C18IP007EN-P Viscosity and density meter for the fresh and weathered crude oils.
Laboshake RO500 Gerhardt 11-0002 Rotary shaking table for emulsifying water and oil mixtures.
Jebao Wave Maker RW-4 Jebao N/A Propeller (flow of 500-4000 L/h) used in the COFA setup to generate a current.
Aquabee UP 3000 Aquabee UP 3000 Aquarium pump for cooling of heat flux gauge.
Adventurer Precision Electronic Balance OHAUS AX5205 Load scale used to weigh the oil for the COFA experiments and in the custom-made cone sample holder for the cone setup.
3M Oil Sorbent Pads VWR MMMAHP156 Hydrophobic absorption pads used to collect oil residues to determine the burning efficiency of the fire.
Mass Loss Calorimeter Fire Testing Technology (FTT) B11325-650-1-1608 A custom-made, circular holder was used for the testing of crude oil rather than the standard square sample holder. Includes a heat flux gauge with a range up to 100 kW/m2.
34972A Data Acquisition / Data Logger Switch Unit RS Components Ltd. 702-7958 Produced by Keysight Technologies. Operated by Keysight benchLink data logger 3 software and equipped with a 20-channel multiplexer.
Keysight Technologies 34901A 20-channel multiplexer RS Components Ltd. 702-7939 Produced by Keysight Technologies.
Bellows-Sealed Valve Swagelok SS-1GS6MM Toggle valve to open/close the water in- and outlet of the custom-made cone sample holder for the cone setup.
Kronos 50 Peristaltic Pump SEKO KRFM0210M6000 Peristaltic pump used to cool the custom-made cone sample holder for the cone setup.
ARCTIC A28 Refrigerated Circulater ThermoFisher Scientific 152-5281 Water cooling reservoir used to cool the cooling water that flows through the custom-made cone sample holder for the cone setup. Includes a SC 100 Immersion Circulator controller.
Gas Analysis Instrumentation Console with Duct Insert Fire Testing Technology (FTT) B11328-650-1-1609 Gas analyzer for O2, CO2 and CO. Uses a 34972A Data Acquisition / Data Logger Switch Unit.
Ceramic & Stainless Steel 2.5mm Electrode Fire Testing Technology (FTT) M015-4 Spark igniter from the Mass Loss Calorimeter. Used in the COFA setup to measure the surface temperature upon ignition.
Infrared Emitter-Module M110/348 Heraeus 80046199 Original Infrared heaters on which the new design with a water-cooled holder for the heating elements was based. Includes two short wave twin tube emitters (09751751). Operated by a type CB1x25 P power controller.
Power Controller Heratron  Heraeus 80055836 Type CB1x25 P power controller for the infrared heaters.

DOWNLOAD MATERIALS LIST

References

  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).
Экспериментальная процедура для лабораторных исследований <em>In Situ</em> горения: воспламеняемости и эффективности сжигания нефти
Play Video
PDF DOI DOWNLOAD MATERIALS LIST

Cite this Article

van Gelderen, L., Jomaas, G. Experimental Procedure for Laboratory Studies of In Situ Burning : Flammability and Burning Efficiency of Crude Oil. J. Vis. Exp. (135), e57307, doi:10.3791/57307 (2018).More

van Gelderen, L., Jomaas, G. Experimental Procedure for Laboratory Studies of In Situ Burning : Flammability and Burning Efficiency of Crude Oil. J. Vis. Exp. (135), e57307, doi:10.3791/57307 (2018).

Less
Copy Citation Download Citation Reprints and Permissions
View Video

Get cutting-edge science videos from JoVE sent straight to your inbox every month.

Waiting X
Simple Hit Counter