Submitted by Almir Azevedo (barbio1313@gmail.com) on 2018-04-25T12:46:52Z No. of bitstreams: 1 dissertação mestrado ien 2018 William Luna Salgado.pdf: 2344749 bytes, checksum: ea9367443eda44509d009585d80f788c (MD5) / Made available in DSpace on 2018-04-25T12:46:52Z (GMT). No. of bitstreams: 1 dissertação mestrado ien 2018 William Luna Salgado.pdf: 2344749 bytes, checksum: ea9367443eda44509d009585d80f788c (MD5) Previous issue date: 2018-02 / Os oleodutos são sistemas de dutos interconectados utilizados no transporte de grandes quantidades de petróleo e seus derivados, são mais econômicos, eliminam a necessidade de estocagens e, além disso, apresentam grande segurança na operação minimizando a possibilidade de perdas ou roubos. Em muitos casos, especialmente na indústria petroquímica, a mesma linha de transporte é usada para transportar mais do que um tipo de produto (poliduto), tais como: gasolina, diesel e querosene. Na operação de um poliduto existe uma sequência de produtos a serem transportados e durante a troca do produto, ainda existem frações de volume do produto anterior ocorrendo, desta forma, contaminações. A solução tradicional é descartar todo este volume, no entanto é importante identificar precisamente esta região visando reduzir os custos de reprocessamento e tratamento dos produtos descartados. Este trabalho apresenta uma metodologia para avaliar a sensibilidade da técnica de densitometria gama na identificação precisa da região de interface aperfeiçoando o transporte de subprodutos do petróleo em polidutos. O estudo considerou uma geometria composta por uma fonte de 137Cs, uma tubulação de acrílico medindo 8,0 cm de diâmetro e um detector de NaI(Tl) 1x1” ”, um posicionado diametralmente oposto a fonte de radiação para medir o feixe transmitido. Utilizando simulações computacionais por meio do método de Monte Carlo com o código MCNPX foi proposta uma geometria de medição que apresentasse a maior sensibilidade para o cálculo das frações de volume. Os dados técnicos pertinentes (dimensões e materiais) para realizar a simulação dos detectores foram baseadas em informações obtidas a partir da técnica de gamagrafia. O estudo teve uma validação teórica por meio de equações analíticas e os resultados mostram que é possível identificar a região de interface com precisão de equivalente a 1%. / Pipelines are interconnected ducts systems used to transport large quantities of petroleum and its by-products, are more economical, eliminate the need for stocks and, in addition, present great safety in operation minimizing the possibility of loss or theft. In many cases, especially in the petrochemical industry, the same transport line is used to carry more than one type of product (poliduct), such as: gasoline, diesel and kerosene. In the operation of a poliduct there is a sequence of products to be transported and during the exchange of the product, there are still fractions of volume of the previous product thus occurring contaminations. The traditional solution is to discard all this volume; however it is important to identify precisely this region in order to reduce the costs of reprocessing and treatment of discarded products. This work presents a methodology to evaluate the sensitivity of the gamma densitometry technique in the precise identification of the interface region by optimizing the transportation of petroleum by - products into polyducts. The study considered geometry composed of a source of 137Cs, an acrylic tubing measuring 8.0 cm in diameter and a 1x1 "NaI (T1) detector, a position diametrically opposed to a radiation source to measure the transmitted beam. Using computational simulations using the Monte Carlo method with the MCNPX code, measurement geometry with the highest sensitivity for the calculation of volume fractions was proposed. The pertinent technical data (dimensions and materials) to perform the simulation of the detectors were based on information obtained from the gammagraphy technique. The study had a theoretical validation through analytical equations and the results show that it is possible to identify the interface region with an accuracy of 1%.

Submitted by Almir Azevedo (barbio1313@gmail.com) on 2018-05-09T13:11:49Z No. of bitstreams: 1 dissertação mestrado ien 2018 Tamara Porfiro Teixeira.pdf: 807837 bytes, checksum: b01215afaee9c4a8b22c3267552cfcbc (MD5) / Made available in DSpace on 2018-05-09T13:11:49Z (GMT). No. of bitstreams: 1 dissertação mestrado ien 2018 Tamara Porfiro Teixeira.pdf: 807837 bytes, checksum: b01215afaee9c4a8b22c3267552cfcbc (MD5) Previous issue date: 2018-02 / Este trabalho apresenta uma metodologia para predição de incrustação concêntricas e excêntricas em tubulações utilizadas na indústria de petróleo off-shore. A aproximação é baseada nos princípios de densitometria gama e redes neurais artificiais. Foi desenvolvido um modelo de estudo preliminar visando definir as composições do duto e incrustações. Para isso, foi avaliada a influência na transmissão gama de dutos com quatro tipos diferentes de aços utilizados em plataformas de petróleo, bem como a influência das principais formações inorgânicas de depósitos. A divergência da fonte radioativa também foi considerada nessa avaliação, com aberturas de colimação de 2 mm a 7 mm, com passos de 2,5 mm. Após a definição da composição do duto e incrustação, foi definida uma geometria de medição por meio do código MCNP-X para calcular a espessura da incrustação por meio de equações analíticas independentemente dos fluidos presentes no duto (água salgada, gás e óleo). A geometria representativa utiliza um duto composto por Ferro, com incrustação inorgânica formada por sulfato de bário (BaSO4). Modelos de incrustações concêntricas foram simulados e os dados obtidos foram utilizados para treinamento e validação de uma rede neural artificial, bem como modelos de incrustações excêntricas. O sistema de detecção simulado consistiu em uma geometria com feixe estreito com 2 mm de abertura de colimação, compreendendo uma fonte de raios gama (137Cs) e detectores NaI(Tl) 2x2” posicionados adequadamente ao redor do sistema duto-incrustação-fluido para o cálculo da espessura de incrustação considerando o feixe transmitido e o espalhado. O espalhamento Compton foi considerado nos casos de incrustações com formação excêntrica para auxílio na determinação e localização das espessuras máximas de incrustação. Os modelos teóricos foram desenvolvidos usando o código matemático MCNPX e utilizados para o treinamento, teste e validação das redes neurais artificiais. A metodologia proposta foi capaz de predizer as espessuras de incrustações concêntricas e excêntricas com resultados satisfatórios para esses dois tipos de formações inorgânicas. / This work presents a methodology for predicting concentric and eccentric scales in pipelines used in the offshore oil industry. The approximation is based on the principles of gamma densitometry and artificial neural networks. A preliminary study model was developed to define the compositions of the duct and scale. In order to do so, the influence of pipeline transmission with four different types of steel used in oil platforms was evaluated, as well as the influence of the main inorganic deposit formations. The divergence of the radioactive source was also considered in this evaluation, with collimation openings of 2 mm to 7 mm, with steps of 2.5 mm. After defining the composition of the duct and scale, a measurement geometry was defined by means of the MCNP-X code to calculate the scale thickness by means of analytical equations, independent of the fluids present in the duct (salt water, gas and oil). The representative geometry uses a duct composed of iron, with inorganic scale formed by barium sulfate (BaSO4). Concentric scale models were simulated and the data obtained were used for training and validation of an artificial neural network, as well as eccentric scale models. The simulated detection system consisted of a narrow-beam geometry with a 2 mm collimation aperture, comprising a gamma ray source (137Cs) and 2x2 "NaI (Tl) sensors suitably positioned around the duct-scale-fluid system for calculation of the scale thickness considering the transmitted beam and the scattered beam. Compton scattering was considered in cases of eccentric scale to aid in the determination and location of maximum scale thicknesses. The theoretical models were developed using the mathematical code MCNP-X and used for training, testing and validation of artificial neural networks. The proposed methodology was able to predict the concentric and eccentric scale thicknesses with satisfactory results for these two types of inorganic formations.