Sample records for PRESION DEL YACIMIENTO (reservoir pressure)
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Resección transuretral en cáncer de próstata, un procedimiento radical: Experiencia con 1017 casos/ Transurethral resection in prostate cancer, a radical procedure: Experience with 1017 cases

Reuter, M. A.; Corredera, M.; Epple, W.; Ungemach, G.; Verger, M. L.; Dietz, K.
2008-02-01

Resumen en español Objetivo: Desde el comienzo de la resección transuretral RTU en 1931 el reseccionista siempre tuvo en mente resecar el cáncer de próstata. Sin embargo, su práctica no tuvo éxito por deficiencias instrumentales y técnicas. La primera resección transuretral por cáncer de próstata RTUPC se llevó a cabo en nuestra Institución en 1957 por Hans J. Reuter. La irrigación a baja presión permitió una resección segura de la próstata incluyendo la cápsula. De esta fo (mas) rma iniciamos en 1985 un estudio prospectivo para verificar si la RTUPC era un procedimiento radical. Métodos: La RTUPC requiere una irrigación continua a baja presión con el reservorio de líquido anclado a la mesa de operaciones. El nivel de líquido debe mantenerse por debajo de 20 centímetros respecto a la región púbica en posición de litotomía. El flujo continuo con un trocar suprapúbico y un resectoscopio con vaina de calibre 28 Ch. Es indispensable una unidad de electro-bisturí autorregulada para adecuar la corriente de alta frecuencia a la resistencia al corte de los tejidos a resecar para que este sea preciso. El video monitoreo es obligado. La próstata se reseca completamente con su cápsula y algo de la grasa periprostática así como las vesículas seminales. Las muestras de tejido son etiquetadas por grupos para garantizar un correcto estadiaje histopatológico. Si la linfadenectomía laparoscópica está indicada, esta se llevará a cabo. A las 12 semanas se practica una segunda sesión de control de márgenes positivos. Resultados: Desde 1985 al 2004, 1017 pacientes con una media de edad de 68,9 años y cáncer de próstata localizado fueron resecados por 5 cirujanos diferentes con intención curativa. El porcentaje de estadios cancerosos fue de T1: 12, T2: 43, T3: 41, T4: 4. El grado de G1: 8, G2: 72, G3:20. La mortalidad fue de 1 sobre 1017. Precisaron de incisión de cuello vesical el 8,9%. Incontinencia grado 3: Ninguno. La supervivencia postoperatoria a los 10 años fue del 82% en los T1, 87% en los T2, 81% en los T3 y del 34% en los T4. La recidiva bioquímica definida como el aumento de tres valores consecutivos del PSA sin limite inferior, fue en 5 años del 15% en los T1, 19% en los T2 y 27% en los T3. Conclusiones: Considerando nuestros resultados, concluimos que la Resección Transuretral del Cáncer de Próstata (RTUPC) es tan radical como la cirugía abierta. Los resultados de supervivencia y la recidiva del PSA son comparables, la tasa de incontinencia es mas baja que con la cirugía abierta. Es obligatoria la irrigación a baja presión utilizando el trocar suprapúbico, vaina del 28 Ch. y un electrobisturí autorregulado, la videomonitorización y un reseccionista con experiencia. Resumen en inglés Objectives: From the beginning of TUR in 1931 the reseccionists thought of resecting prostate cancer. Execution however failed for deficient instruments and techniques. The first transurethral resection for prostate cancer: TURPC - was performed at our institution in 1957 by Hans J. Reuter. Low pressure irrigation enabled safe transurethral resection of the prostate including the capsule. Thus we started in 1985 a prospective study to verify TURPC as a radical procedure. (mas) Method: TURPC requires continuous low pressure irrigation with irrigating reservoir fixed at the operating table. The liquid level within is to maintain less than 20cm. water above the pubic region in lithotomy position. Continuous flow is maintained by suprapubic trocar and a resectoscope with 28Fr. sheath. An autoregulated electro-surgical unit is indispensable. It automatically adjusts the high-frequency current to suit the cut tissue’s electrical resistance for precise cutting. Videomonitoring is mandatory. The prostate is resected completely with its capsule into periprostatic fat together with the seminal vesicles. The specimen is retrieved in fractions to guarantee correct histopathological staging. If indicated laparoscopic staging lymphadenectomy is performed. A secondary session for control of positive margins follows after 12 weeks. Results: From 1985 - 2004 1017 patients with a mean age of 68.9 years and with clinically localized prostate cancer were resected by 5 surgeons with curative intention. The cancer stage distribution was in %: T1: 12, T2: 43, T3: 41, T4: 4. - G1: 8, G2: 72, G3: 20. Mortality 1 out of 1017. Bladder neck incision 8.9%. Incontinence grade 3: none. Postoperative survival over 10 years was 82% in T1, 87% in T2, 81% in T3 and 34% in T4 patients. Biochemical recurrence as of the rise of three consecutive PSA-values was within 5 years 15 % in T1, 19 % in T2, 27 % in T3. Conclusions: Considering our results we conclude that prostate cancer can be resected transurethrally as radical as with open surgery. The outcome as to survival and PSA-recurrence is comparable, the incontinence rate is less then with open surgery. It is mandatory to have low pressure irrigation with suprapubic trocar, 28Fr. sheath and an autoregulated electrosurgical unit, video monito-ring and a well experienced reseccionist.

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NEW FINDING ON PRESSURE RESPONSE IN LONG, NARROW RESERVOIRS/ NUEVOS HALLAZGOS EN LA RESPUESTA DE PRESIÓN EN YACIMIENTOS ESTRECHOS Y LARGOS

Escobar, Freddy-Humberto; Muñoz, Oscar; Sepúlveda, Jairo; Montealegre, Matilde
2005-12-01

Resumen en español durante el proceso de caracterización de reservorio utilizando análisis de prueba de pozo, antes de definir el modelo de reservorio, es conveniente identificar correctamente los regímenes de flujo, los cuales aparecen como patrones característicos o “huellas digitales” que muestra la curva derivada de presión, porque proporcionan la geometría de las corriente de flujo (streamlines) de la formación probada. Se puede calcular un conjunto de propiedades de (mas) yacimiento utilizando apenas una porción de los datos transitorios de presión del régimen de flujo. Sin embargo, hay unos pocos casos con comportamientos no identificados que merecen nuestra atención. Los diez patrones de régimen de flujo comúnmente reconocidos en la presión o curvas derivadas de presión de pozos verticales u horizontales son: radial, esférica, hemisférica, lineal, bilineal, elíptica, pseudoestable, estable, doble porosidad o doble permeabilidad y de doble pendiente. Una pendiente de ½ de la tendencia de la derivada indica flujo lineal. Si ésto aparece a tiempos tempranos, se trata de un pozo hidráulicamente fracturado, pero si éste aparece inmediatamente después del régimen de flujo radial, pensamos en una indicación de canal. Una línea de pendiente -½ en los primeros tiempos del gráfico de la derivada es una indicación de flujo esférico o hemisférico. Sin embargo, si se observa esta línea una vez desaparece el flujo lineal, tenemos un régimen de flujo no identificado. Presentamos el caso de un yacimiento alargado con un pozo descentrado con respecto a los límites extremos y cerca a una barrera de presión constante. En los primeros tiempos, se observa el régimen de flujo radial y lo sigue un régimen de flujo lineal. Una vez la perturbación de presión alcanza la frontera abierta, se observa una pendiente de -½ en el gráfico de la derivada de presión que continúa hasta que se siente el extremo más lejano. Simulamos este comportamiento y graficamos las líneas isobáricas y descubrimos que el comportamiento parabólico aparece durante este periodo de tiempo. Se encontró un comportamiento típico en Colombia en un yacimiento de la cuenca de los Llanos Orientales. Resumen en inglés during the process of reservoir characterization using well test analysis, before defining the reservoir model, it is convenient to properly identify flow regimes, which appear as characteristic patterns or “fingerprints” exhibited by the pressure derivative curve, because they provide the geometry of the streamlines of the tested formation. A set of reservoir properties can be estimated using only a portion of the pressure transient data of the flow regime. H (mas) owever, there are few cases with unidentified behaviors that deserve our attention. The ten flow regime patterns commonly recognized in the pressure or pressure derivative curves of vertical or horizontal wells are: radial, spherical, hemispherical, linear, bilinear, elliptical, pseudosteady, steady, double porosity or permeability and doubled slope. A ½ slope of the derivative trend is an indication of linear flow. If this shows up early, a hydraulic fractured well is dealt with, but if this shows up immediately after the radial flow regime an indication of a channel comes to our mind. A -½-slope line at early times of the derivative plot indicates either spherical or hemispherical flow. However, if this line is observed once linear flow vanishes we are facing an unidentified flow regime. We present the case of a channel reservoir with a well off-centered with respect to the extreme boundaries and close to a constant pressure boundary. At early times, the radial flow regime is observed and is followed by the linear flow regime. Once the open boundary is reached by the pressure disturbance, a -½ slope is observed on the pressure derivative plot and it lasts until the far extreme is felt. We simulated this behavior and plotted the isobaric lines and found out that a parabolic behavior shows up during this period of time. A typical behavior was found in Colombia in a reservoir of the Eastern Planes basin.

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INTERPRETACION DE PRUEBAS DE INYECCION EN YACIMIENTOS NATURALMENTE FRACTURADOS/ INTERPRETATION OF AFTER CLOSURE TESTS IN NATURALLY FRACTURED RESERVOIRS

URIBE, OSCAR; TIAB, DJEBBAR; RESTREPO, DORA PATRICIA
2008-07-01

Resumen en español Este estudio presenta un nuevo método para determinar la transmisibilidad en yacimientos naturalmente fracturados usando el análisis del flujo radial en pruebas de calibración. El método se basa en el análisis del comportamiento de la derivada de la presión con el tiempo. El objetivo es simplificar y facilitar la identificación del flujo radial y la “garganta” característica que se observa en la derivada cuando se tienen yacimientos naturalmente fracturados. El (mas) método propuesto no requiere el conocimiento previo de la presión de yacimiento. Un grafico logarítmico es usado para determinar la permeabilidad, la presión promedio, el almacenamiento y el coeficiente que relaciona las permeabilidades s de la matriz y de las fracturas en el yacimiento. Resumen en inglés A new method for the determination of reservoir transmissibility using the after closure radial flow analysis of calibration tests was developed based on the pressure derivative. The primary objective of computing the pressure derivative with respect to the radial flow time function is to simplify and facilitate the identification of radial flow and the characteristic trough of a naturally fractured reservoir. The proposed method does not require a-priori the value of res (mas) ervoir pressure. Only one log-log plot is used to determine the reservoir permeability, average pressure, storativity ratio, and interporosity flow coefficient. The main conclusion of this study is that small mini-fracture treatments can be used as an effective tool to identify the presence of natural fractures and determine reservoir properties.

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FLUIDOS DIVERGENTES COMO ALTERNATIVA DE RECOBRO MEJORADO EN YACIMIENTOS NATURALMENTE FRACTURADOS: UN ESTUDIO EXPERIMENTAL/ DIVERGENCES FLUIDS AS ALTERNATIVE TO IMPROVED RECOVERY OF NATURALLY FRACTURES RESERVOIRS: AN EXPERIMENTAL STUDY

LOPERA CASTRO, SERGIO H.; RESTREPO, ALEJANDRO; OCAMPO FLÓREZ, ALONSO
2009-06-01

Resumen en español La Inyección de gas es usada ampliamente en campos de explotación de petróleo como un método de recobro mejorado. Sin embargo, este método puede resultar ineficiente si la formación productora favorece la canalización del gas debido a heterogeneidades. Fluidos divergentes, como las espumas, han sido inyectados a este tipo de yacimientos para aumentar la eficiencia de barrido, ya sea por reducción de la movilidad del gas o por bloqueo de su flujo a través de canal (mas) es preferenciales, que bien pueden ser fracturas o sistemas de fracturas naturales. Este estudio tiene como fin evaluar la eficiencia de una espuma para reducir la canalización del gas y aumentar el recobro de aceite al interior de medios porosos naturalmente fracturados. Se diseña una metodología en laboratorio que involucra la evaluación de la estabilidad de la espuma a alta temperatura, la compatibilidad de la solución espumante con los fluidos de formación, restringir la canalización del gas a través de la(s) fractura(s) y la obtención de parámetros para el óptimo desarrollo de las pruebas de desplazamiento a condiciones cercanas a las de yacimiento. Tomando el recobro de aceite como el parámetro con el cual se mide la eficiencia de los métodos, se encontró que el recobro adicional de aceite se incrementa en promedio en un 10%, cuando se cierran las fracturas con la solución espumante, en comparación con el cierre de fractura por aumento de la presión de sobrecarga. Se pudo verificar que la espuma actúa de manera eficiente como fluido divergente para bloquear fracturas y barrer fluidos que en general se encuentran en la matriz. Resumen en inglés Gas injection is widely used in fields of oil exploration as a method for enhanced recovery. However, this method may be inefficient when producer rock forming favors gas channeling due to heterogeneities. Divergent fluids such as foams have been injected into this type of reservoirs to increase efficiency of scanning, either by reducing gas mobility or by blocking its flow through preferential channels, which can be individual fractures or natural fractures systems. This (mas) study aims to evaluate the efficiency of foams in gas channeling reduction and increase of oil recovery in natural fractured porous medium. A methodology is designed for lab evaluation of foam stability at high temperature, as well as coupling of foam solution and formation fluids, restricting channeling of gas through the fracture(s) and obtaining parameters for optimal performance of tests adjusting to similar reservoir conditions. Using oil recovery as a parameter to measure efficiency of methods, we found that additional recovery is increased an average of 10% once fractures are closed with foam solution, in contrast to fracture closure by increasing of overload pressure. We could verify that foams act as an efficient fluid to block fractures which are common in the rock matrix. Use of divergent fluids allows the increase of crude oil in fractured reservoirs.

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Esfínter Urinario Artificial "FlowSecureTM": Un nuevo concepto de esfínter artificial regulable y con oclusión condicional para la incontinencia urinaria de esfuerzo/ FlowsecureTM" artificial urinary sphincter: a new adjustable artificial urinary sphincter concept with conditional occlusion for stress urinary incontinence

García Montes, F.; Knight, S.L.; Greenwell, T.; Mundy, A.R.; Craggs, M.D.
2007-08-01

Resumen en español Introducción: Difundir el concepto de un nuevo esfínter urinario artificial con oclusión condicional para el tratamiento de la incontinencia urinaria de esfuerzo. El prototipo fue concebido y diseñado por los profesores Craggs M. y Mundy A.R. en el Instituto de Urología y Nefrología de Londres. Materiales y Métodos: El esfínter FlowSecure es un prototipo de una sola pieza de silicona llena de suero salino que consta de: 1) Un reservorio regulador de presión, 2) u (mas) n reservorio de asistencia al estrés, 3) una bomba de control con un puerto autosellable y 4) un manguito. El reservorio regulador determina la presión de la prótesis y se puede ajustar desde 0 a 80 cm H2O mediante la inyección o extracción de líquido a través del puerto autosellable (oclusión basal). El reservorio de asistencia al estrés transmite de forma reversible los aumentos de la presión intra-abdominal durante los periodos de esfuerzo (oclusión condicional). Resultados: La técnica quirúrgica de implantación es simple, reduciendo la posibilidad de infección y errores de ensamblaje. La asociación en serie de un reservorio regulador de presión con un reservorio de asistencia al estrés permite establecer presiones de oclusión basal bajas y el aumento condicional de la misma durante los periodos de estrés, reduciendo el riesgo de atrofia y erosión. Tras la implantación, la presión es ajustable dependiendo de las necesidades clínicas del paciente. Discusión: El esfínter FlowSecure está diseñado para corregir la incontinencia ajustando la presión de oclusión según las necesidades individuales de cada paciente, así como para reducir las complicaciones asociadas al exceso de presión de oclusión y los fallos mecánicos. Resumen en inglés Introduction: To spread de concept of a new artificial urinary sphincter with conditional occlusion for stress incontinence. The new prototype was conceived and designed in The Institute of Urology and Nephrology of London by Professor Craggs M. and Professor Mundy A.R. Methods: The FlowSecure sphincter consists of an adjustable pressure-regulating balloon, a stress relief reservoir, a control pump and valve assembly unit with self-sealing port and a urethral cuff. The pr (mas) essure regulating balloon determinates de operating pressure of the device; the pressure is adjustable in the range 0-80 cm H2O and can be altered by injection or removal of normal saline through the self sealing port. The stress relief balloon transmits transient intrabdominal pressure to the cuff during periods of stress. An adjustable circular urethral cuff minimises creasing and possible stress fractures. Results: The device is implanted as a one-piece assembly which is pre-filled with sterile saline. The surgical technique is simple and associated with little handling, reducing risk of infection and potential assembly errors. The adjustable pressure regulating balloon in association with the stress relief reservoir enables the cuff occluding pressure to be set at a low range, therefore reducing the risk for atrophy and erosion. Discussion: The new FlowSecure urinary artificial sphincter with conditional occlusion is designed to provide good continence rates adjusting regulating pressures when needed and conceived to reduce the risk of potential complications associated with excessive occluding pressures and mechanical failures.

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El esfínter urinario FlowSecureTM en el tratamiento de la incontinencia urinaria de esfuerzo post prostatectomía radical/ FlowSecureTM artificial urinary sphincter for the treatment of stress urinary incontinence after radical prostatectomy

García-Montes, Fernando
2009-12-01

Resumen en español Objetivo: Difundir el concepto y técnica quirúrgica de implantación de una nueva prótesis para el tratamiento de la incontinencia urinaria de esfuerzo, el esfínter urinario artificial FlowSecureTM. Métodos: La prótesis consiste en una sola pieza de silicona llena de suero salino que consta de: (1) Un reservorio regulador de presión, (2) un reservorio de asistencia al estrés, (3) una bomba de control con un puerto autosellable y (4) un manguito. Una de su principa (mas) les características es que el puerto autosellable permite ajustar la presión del sistema dependiendo de las necesidades clínicas del paciente cuantas veces sea necesario. Resultados: La técnica quirúrgica es simple y el nivel de continencia obtenido excelente. La única complicación inherente al diseño del FlowSecureTM es la perforación del manguito durante el acto de presurización, pero ya se ha corregido diseñando una nueva bomba de control que no se puede pinchar. Es frecuente el edema/hematoma escrotal autolimitado que se evita minimizando el tiempo de utilización del trocar. El resto de complicaciones son comunes al AMS-800TM y a cualquier prótesis implantable. Conclusiones: A pesar de los buenos resultados a medio plazo, es necesario esperar a que exista un mayor número de pacientes con el esfínter FlowSecureTM y un mayor seguimiento para determinar el papel definitivo que esta prótesis desempeña en el tratamiento de la incontinencia de esfuerzo. Resumen en inglés Objectives: To diffuse the concept and implantation surgical technique of a new prosthesis for the treatment of stress urinary incontinence, the Flow Secure artificial urinary sphincter. Methods: The prosthesis is a single silicone piece filled with saline solution which has the following parts: (1) Pressure regulation reservoir, (2) assistance reservoir for stress situations, (3) control pump with self-sealant port and (4) a cuff. One of the main characteristics is the s (mas) elf-sealant port enables pressure adjustment depending of the clinical needs of the patient as many times as necessary. Results: The surgical technique is simple and the level of continence achieved excellent. The only complication inherent to the Flow Secure design is perforation of the cuff during the act of pressurization, but it has been corrected by designing a new control pump which can not be punctured. Self limited scrotal edema/hematoma are frequent; they can be avoided minimizing the time of trocar use. The remainder complications are common with the AMS 800 and other implantable prosthesis. Conclusions: Despite midterm good results, we need to wait for a greater number of patients with the Flow Secure sphincter and longer follow up to determine the definitive role of this prosthesis for the treatment of urinary incontinence.

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El declive del alcornocal en la Vera del Parque Nacional de Doñana: el papel de las colonias de aves nidificantes.

Ramo, Cristina; García, Luis V.; Díaz Delgado, R.; Marañón, Teodoro; Siljeström, Patricia; Rodríguez Olivares, R.; Garrido Guil, H.; Urdiales, Alonso C.; Laffite, R.; Ibáñez, F.; Calderón, J.
2009-01-01

Digital.CSIC (Spain)

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Catalytic test device and method for the use thereof in material test

Corma Canós, Avelino; Hernández, J.; Serra Alfaro, José Manuel
2001-08-16

Digital.CSIC (Spain)

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ANÁLISIS DE PRUEBAS DE PRESIÓN EN YACIMIENTOS NATURALMENTE FRACTURADOS Y SENSIBLES A ESFUERZOS/ WELL TEST ANALYSIS IN NATURALLY FRACTURED AND STRESS SENSITIVE RESERVOIR

ARANGO ACEVEDO, MARIA ADELAIDA; NARANJO AGUDELO, ABEL DE JESÚS
2009-12-01

Resumen en español La caracterización de los yacimientos se realiza mediante diferentes técnicas como interpretación de registros, análisis de núcleos, sismicidad, interpretación de pruebas de pozo, entre otras. Las pruebas de presión constituyen una herramienta clave para la obtención de los parámetros característicos de los yacimientos de hidrocarburos. En las últimas décadas se han realizado estudios que consideran el cambio en las propiedades de la roca como respuesta a los (mas) cambios de presión que siente el yacimiento por las diversas actividades de producción. Teniendo esto en mente se desarrolla un software que permite la interpretación de transientes y que puede ser usado para diferentes escenarios. El planteamiento del problema presenta la ecuación de flujo monofásico de gas o petróleo para yacimientos naturalmente fracturados y considera la sensibilidad con el módulo de permeabilidad. La solución se realiza con el algoritmo de Stehfest, utilizado ampliamente en la industria petrolera. Resumen en inglés Reservoir characterization is carried out by means of different techniques like well logging, core analysis, seismicity, well test interpretation, among others. Well test interpretation constitutes a key tool to obtain specific parameters in hydrocarbon reservoirs and it is the subject of this work. In the last decades it has been carried out studies that consider the change in rock properties due to the changes of pressure for the different activities. Having this in min (mas) d a software is developed that allows well tests interpretation and it can be used for different scenarios. The problem presents the diffusivity equation of monophasic flow of gas or petroleum in naturally fractured reservoir and it considers the pressure sensitivity with the permeability module. The solution is carried out with Stehfest algorithm, used thoroughly in the oil industry.

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