Simulação numérica da propagação de ondas acústicas em dutos

Este trabalho tem como intuito a simulação numérica da propagação de ondas acústicas de pressão no interior de dutos. A equação da onda acústica em duas dimensões é resolvida numericamente no domínio do tempo via método das diferenças finitas (MDF). O objetivo do trabalho é analisar a propagação de ondas até um receptor, que registra a amplitude das ondas em um ponto ao longo do tempo, de forma que descontinuidades sintéticas modeladas na parede da tubulação possam ser detectadas. Uma fonte e um receptor são posicionados na linha de centro do duto, distando de uma dada distância entre si, com registro das reflexões das paredes da tubulação. As condições de implementação do programa de simulação numérica são discutidas, como o número de Courant e o tamanho máximo da célula unitária espacial. É feita a simulação de um domínio sem descontinuidades; com vazamento sintético; e com corrosão alveolar sintética. A frequência de corte para a fonte emissora usada é de 100 kHz, a resolução da malha espacial de 2 mm, e o tempo de simulação de 1,65 ms. Resultados das curvas do receptor para cada caso também são analisados para simulações pelo método dos elementos finitos, através do software COMSOL Multiphysics®, versão 5.1. Comparações entre as ondaletas sem e com descontinuidades mostram que a metodologia é capaz de registrar o vazamento ou corrosão alveolar inseridos sinteticamente. Para o caso com vazamento, a onda de descontinuidade é captada com amplitude entre aproximadamente 2% (MDF) e 3% (COMSOL) da amplitude da onda de 1ª reflexão do duto. Para o caso com corrosão, é captada com amplitude entre aproximadamente 4% (MDF) e 8% (COMSOL) da amplitude da onda de 1ª reflexão. Simulações mais complexas e estudos experimentais são sugeridos a fim de validar o potencial deste tipo de técnica de inspeção; além de um possível método decisório de algoritmo com aprendizado de máquina.This work aims at the numerical simulation of the propagation of acoustic pressure waves inside pipelines. The two-dimensional acoustic wave equation is solved numerically in the time domain via the finite difference method (FDM). The objective is to analyze the wave propagation to a receiver in space, which records the wave amplitude at a point over time, so that synthetic discontinuities modeled in the pipe wall can be detected. A source and a receiver are positioned on the pipe centerline, at a given distance from each other, recording the reflections from the pipe walls. The implementation conditions of the numerical simulation program are discussed, such as the Courant–Friedrichs–Lewy condition and the maximum mesh size for the space domain. Simulations are performed for a standard domain; for a domain with synthetic leakage; and for a domain with synthetic pitting corrosion. The cutoff frequency for the emission source is 100 kHz, the mesh is a square grid with 2 mm in unit cell size, and the simulation total time is 1.65 ms. Receiver plot results for each case are also analyzed for simulations by the finite element method, using the COMSOL Multiphysics® software, version 5.1. Comparisons between wavelets with and without discontinuities show that the methodology is capable of registering synthetically inserted leakage or pitting corrosion. For the domain with leakage, the discontinuity wave is captured with an amplitude between approximately 2% (FDM) and 3% (COMSOL) of the 1st pipe wall reflection wave amplitude. For the domain with corrosion, this wave is captured with an amplitude between approximately 4% (FDM) and 8% (COMSOL) of the 1st pipe wall reflection wave amplitude. More complex simulations and experimental studies are suggested in order to validate the potential of this type of non-destructive inspection technique; in addition to a possible decision-making algorithm implemented with Machine Learning

Slug flow em riser de extração de petróleo em águas profundas: uma análise numérica profunda e proposta de diagnóstico

O slug flow em risers de extração de petróleo em águas profundas é um fenômeno amplamente conhecido por seu potencial destrutivo nos casos em que esse efeito se torna extremo fazendo com que a pressão se acumule e, consequentemente, origine o fluxo de pressão oscilante. Esse tipo de escoamento ocorre devido à característica multifásica na extração do óleo, formada geralmente pelas fases óleo e ar (gás). Ao longo de toda a história da extração de petróleo o controle e reconhecimento desse padrão de fluxo gera desafios a engenharia de poços, e ainda hoje o método de mitigação e controle utilizado é subjetivo e dependente da experiência do operador de sonda. A proposta deste artigo é apresentar uma ferramenta de diagnóstico utilizando inteligência artificial a partir das informações de variação de pressão (velocidades de escoamento) coletadas pelos sensores do BOP (Blow Out Preventer) para o reconhecimento do fluxo de golfadas (slugging). Para analisar o slugging em toda a sua faixa e variação de velocidades aplica-se uma análise numérica fluidodinâmica computacional (CFD) utilizando o software ANSYS Fluent. Os mapas identificadores dos tipos de escoamento devido à velocidade das fases, amplamente aceitos na literatura pertinente, foram utilizados para validar os resultados encontrados na análise CFD. Comprovando que o modelo implementado neste estudo está em consonância com o fenômeno real. Os resultados obtidos foram usados para gerar um banco de dados que possibilitou o desenvolvimento de uma rede neural para diagnóstico de slugging. Algumas maneiras de controlar ou mitigar o slugging pesado também são discutidas

Slug flow em riser de extração de petróleo em águas profundas: uma análise numérica profunda e proposta de diagnóstico

O slug flow em risers de extração de petróleo em águas profundas é um fenômeno amplamente conhecido por seu potencial destrutivo nos casos em que esse efeito se torna extremo fazendo com que a pressão se acumule e, consequentemente, origine o fluxo de pressão oscilante. Esse tipo de escoamento ocorre devido à característica multifásica na extração do óleo, formada geralmente pelas fases óleo e ar (gás). Ao longo de toda a história da extração de petróleo o controle e reconhecimento desse padrão de fluxo gera desafios a engenharia de poços, e ainda hoje o método de mitigação e controle utilizado é subjetivo e dependente da experiência do operador de sonda. A proposta deste artigo é apresentar uma ferramenta de diagnóstico utilizando inteligência artificial a partir das informações de variação de pressão (velocidades de escoamento) coletadas pelos sensores do BOP (Blow Out Preventer) para o reconhecimento do fluxo de golfadas (slugging). Para analisar o slugging em toda a sua faixa e variação de velocidades aplica-se uma análise numérica fluidodinâmica computacional (CFD) utilizando o software ANSYS Fluent. Os mapas identificadores dos tipos de escoamento devido à velocidade das fases, amplamente aceitos na literatura pertinente, foram utilizados para validar os resultados encontrados na análise CFD. Comprovando que o modelo implementado neste estudo está em consonância com o fenômeno real. Os resultados obtidos foram usados para gerar um banco de dados que possibilitou o desenvolvimento de uma rede neural para diagnóstico de slugging. Algumas maneiras de controlar ou mitigar o slugging pesado também são discutidas.</p

Use of indwelling pleural catheters for the definitive treatment of malignant pleural effusion

ABSTRACT Objective: To evaluate the safety and feasibility of the use of indwelling pleural catheters (IPCs) in patients with malignant pleural effusion (MPE). Methods: We prospectively collected data from patients with MPE undergoing IPC placement between January of 2014 and July of 2015. All patients submitted to IPC placement had a life expectancy > 30 days, in accordance with the MPE treatment guidelines established by the British Thoracic Society. The data collected included gender, age, body mass index, primary cancer site, duration of IPC drainage, IPC-related complications, length of hospital stay, pleural effusion recurrence, and occurrence of spontaneous pleurodesis. Results: A total of 19 patients underwent IPC placement during the study period. Median overall survival after IPC insertion was 145 days. The median follow-up among the surviving patients was 125 days (range, 53-485 days), and the median time between catheter insertion and removal was 31 days (range, 2-126 days). There were IPC-related complications in 5 patients (26.2%), and spontaneous pleurodesis was achieved in 8 (42.0%). Among those 8 patients, the IPC was removed between days 30 and 126 in 4, and spontaneous pleurodesis occurred within the first 30 days in 4. Conclusions: The use of IPCs seems to be feasible and safe in patients with MPE