1er Examen de Control de Pozos - Drilling Supervisor

1. ¿Cuándo consideraría usted tomar una nueva Presión Reducida de Bombeo (PRB)?. Luego de cada conexión que se perfora con un impulsor superior (top drive). Cuando cambia la Densidad del Lodo. Luego de recargar el amortiguador de pulsaciones de la bomba de lodo. Antes y después de una prueba de goteo (de admisión, leak-off).

2. Mientras se baja al pozo a 6000 ft, un chequeo del flujo da positivo. El procedimiento del taladro es cerrar el pozo usando el procedimiento de cierre suave. ¿Cuál es el procedimiento correcto para cerrar el pozo?. Abrir la válvula HCR y el estrangulador (choque), cerrar el preventor (BOP), insertar la válvula de seguridad de apertura plena, cerrar la válvula de seguridad, cerrar el estrangulador. Calzar una válvula de seguridad de apertura plena, cerrar la válvula de seguridad, abrir la válvula HCR, cerrar el preventor (BOP) cerrar el estrangulador (choque). Insertar la válvula de seguridad de apertura plena, abrir la válvula HCR y en estrangulador (choke), cerrar el preventor (BOP), cerrar el estrangulador, cerrar la válvula de seguridad, registrar la presión. Cerrar un preventor (BOP), calzar una válvula de seguridad de apertura plena, cerrar la válvula de seguridad, abrir el estrangulador (choke), cerrar el estrangulador, registrar la presión.

3. El torrero (chango, encuellador, derrickman) indica que ha habido un aumento de 10 Bbls en las piletas durante los últimos 15 minutos. ¿Cuál es la acción más segura por tomar?. Informar al ingeniero de lodos (inyeccionista). Llamar al Toolpusher (capataz del sondeo) para pedir consejos. Fijarse para ver si hay flujo. Pedir al torrero (chango, derrickman) que se fije si hubo alguna transferencia de lodo.

4. ¿Cuál es el propósito del procedimiento de “arranque” recomendado en un equipo de perforación con preventores de superficie?. Asegurar que se aplique la Presión al Fondo del Pozo (BHA) correcta. Mantener una presión constante sobre el zapato del casing. Permitir que se mantenga una presión constante sobre la tubería de perforación (barras de sondeo). Para compensar por la presión de fricción anular durante el arranque.

5. Su densidad de lodo actual es de 11.5 ppg (lb/gal). Se le indica que bombee una píldora de 35 Bbls con densidad de 13.5 ppg (lb/gal). La capacidad de su tubería (barra) de perforación es de 0.0178 Bbls/ft. ¿Cuál es el volumen total que retorna a superficie?. 70 Bbls. 30 Bbls. 41 Bbls. 62 Bbls.

6. Si un flotador de auto llenado en el casing se tapa y el casing no se está llenando, ¿cuáles son los riesgos para el control del pozo?. Pueden ocurrir perdidas debido a un nivel de lodo más alto en el espacio anular. No hay cambios en el riesgo. Si el tapón de repente se despeja el nivel en el espacio anular bajará. Usted no podrá bombear material obturante (LCM).

7. ¿Qué hará usted si el pozo no toma la cantidad apropiada de fluido mientras se está sacando tubería (barras) del pozo?. Ver si hay flujo, si no hay flujo continuar por otros cinco tiros (triples, stands). Calzar la válvula de seguridad de apertura plena y circular fondo a superficie. Calzar la válvula de seguridad de apertura plena y cerrar el pozo. Notificar al supervisor, prepararse para bajar de vuelta al fondo y circular fondo a superficie.

8. ¿Cuál es la definición de Presión de Cierre Interna de Tubería (barras de Sondeo) (SIDPP)?. La presión total en el espacio anular menos la presión al fondo del pozo. La diferencia entre presión hidrostática del fluido en la sarta de perforación y la presión de formación. La diferencia entre presión hidrostática del fluido en el espacio anular y la presión de formación.

9. Si el sensor de flujo mostró de repente una pérdida total de retornos y no puede verse nada de lodo en el anular, ¿qué es lo que más conviene hacer?. Para todo el bombeo y esperar órdenes. Cerrar el pozo y observar las presiones. Bombear más rápido agregando material obturante (LCM). Llenar el anular desde arriba con fluido base y monitorear.

10. ¿Qué puede provocar un tamaño más grande de amago (surgencia, kick) y una mayor Presión de Cierre de Interior de Casing (SICP)?. La permeabilidad de la formación. Resistencia de la formación. Balonamiento (Ballooning). La porosidad de la formación.

11. ¿Cuál es la función de los Arietes Ciegos de tubería (Blind Rams)?. Para sellar el pozo abierto. Como respaldo del preventor anular. Para cortar la sarta de perforación y sellar el pozo. Para colgar la sarta de perforación durante un ahogo.

12. ¿Cuál de las siguientes practicas podría provocar un influjo desde un punto riesgoso cerca de la superficie?. Bombear mientras se saca tubería (barras de sondeo) sale del pozo. Bombear una lechada de cemento con corto tiempo de transición. Mantener el pozo lleno con un tanque de viajes continuo. No llenar bien el pozo cuando se saca herramienta (la sarta).

13. Usted está bajando una herramienta lisa no cizallable al pozo en un equipo de perforación con preventores de superficie. El pozo fluye cuando la herramienta está atravesando el conjunto de preventores (BOP). ¿Cuál es la acción más rápida que puede emprender el Perforador para cerrar el pozo?. Montar y cerrar la válvula de seguridad en la sarta y cerrar el preventor anular. Levantar una junta o parada (tiro, stand) de tubo cizallable, colocar en posición e instalar la válvula de seguridad. Comenzar a circular para usar la DEC (ECD) para detener el amago (surgencia, kick). Tirar la sarta al pozo.

14. Cuando se usa el método de Esperar y Densificar para circular lodo para matar (ahogar) hasta la broca (trepano), la presión de tubería (barras) debería: Aumentar lentamente. Disminuir lentamente. Quedará igual.

15. Una herramienta de Presión Mientras se Perfora (PWD= “Pressure While Drilling”) en el Ensamble de Fondo Del Pozo puede proporcionar información que indica una reducción de la DEC (ECD) durante las operaciones de perforación. ¿Qué podría causar la reducción de la DEC mientras se perfora?. Un cambio en el azimut y elevación del pozo. Un aumento en el sobre balance (overbalance) debido a un aumento de la presión de la formación. Una reducción de presión hidrostática con fluidos de la formación contaminando el lodo en el espacio anular. Un cambio en la Velocidad de Penetración (VDP, ROP).

16. Cuando se ahoga un pozo con una sección horizontal usando el método de Esperar y Densificar, ¿qué pasará si usted usa una planilla para ahogar un pozo vertical para desalojar circulando el amago (surgencia, kick)?. La PFC (FCP, presión final de circulación) es más difícil de calcular. Usted estará aplicando demasiada presión al pozo. Las emboladas (strokes) hasta la broca (trépano) estarán mal. Usted estará aplicando demasiado poca presión al pozo.

17. Cuando se prepara para un cambio de turno durante una operación de ahogo de pozo, ¿cuál sería la mejor práctica al conducir el traspaso?. Hacerse cargo inmediatamente de la cuadrilla actual y trabajar con el supervisor para ayudar a ahogar (matar) el pozo. Una vez que la cuadrilla actual se ha ido del sitio, llamar a la cuadrilla nueva al piso de perforación para una reunión para analizar las obligaciones. Solicitar que el ingeniero de lodos (Inyeccionista) analice las tareas con cada uno de los miembros de la cuadrilla. Todas las partes involucradas deberían estar en actividad por un tiempo suficiente como para permitir una completa comunicación de las actividades en curso.

18. Un pozo se ha cerrado después de un amago (kick). La presión de cierre interno de tubería (barras de sondeo) (SIDPP)= 400 Psi. La presión de cierre de casing= 600 Psi. Ambas presiones comienzan a aumentar debido a la migración del gas. Si la presión interna de tubería (barras de sondeo) se mantiene constante a 400 Psi, ¿qué pasará con la presión al fondo del pozo?. Quedará igual. Disminuya. Aumente.

19. Acaba de comenzar una operación de ahogo cuando el peso al gancho de repente cae. Los cálculos muestran que la sarta se ha partido a aproximadamente 2000 ft por encima del EDF (Ensamblaje De Fondo, BHA, Bottom Hole Assembly). Durante este tiempo de inactividad, usted observa migración de gas. ¿Qué acción deberá tomar para restaurar el control primario?. Parar de bombear. Controlar el pozo usando el Método Volumétrico hasta que el influjo quede por encima de la fisura (whashout). Luego reanude la operación de bombear. Parar de bombear, ubicar la fisura (whashout) bombeando fluido fluorescente por la sarta. Continuar bombeando fluido para matar (ahogar) a la velocidad reducida de circulación inicial.

20. Usted ha bombeado Lodo para Matar (LPM, KWM) a la broca (trépano) al comienzo de un método de Esperar y Densificar para ahogar el pozo. Se decide apagar las bombas y revisar las presiones. Usted observa que aún hay presión en el manómetro de Tubería de Perforación (barras de sondeo). ¿Que podría hacer usted?. Continuar bombeando, el LPM no ha llegado a la superficie, por lo tanto, la PCIT (SIDPP) no indicará cero. El LPM (lodo para matar) ha provocado un sobre balance en el pozo, atrapando un exceso de presión. Nada, debido al LPM hay un efecto de tubo en U provocando un aumento de la presión de Tubería de Perforación. Fijarse si hay presión atrapada.

21. El perforador no ha tomado las presiones a velocidad reducida de bombeo. ¿Como debería determinarse la presión inicial de Circulación (PIC, ICP)?. Dividir la velocidad de la bomba al perforar por la velocidad planificada para matar el pozo y multiplicar por la presión de la bomba al perforar. Estimar la PIC (ICP) con base en la última presión de la bomba y EPM (SPM). Mantener constante la presión de casing hasta que el lodo para matar alcance la broca (trépano) y luego leer la presión de tubería (barras). Seguir el procedimiento de arranque correcto. Leer la presión en el manómetro de tubería de perforación (barras de sondeo), restando cualquier presión sobre balance o de margen de seguridad.

22. Usted está listo para sacar tubería (barras) “llena” (mojada) del pozo y monitorear el viaje. ¿Cuánto lodo deberá agregarse al pozo?. Un volumen de lodo que reemplace la capacidad de la tubería (barras) removidas. Un volumen de lodo que reemplace el volumen de metal extraído. Un volumen de lodo que reemplace el desplazamiento de la tubería removida con el fondo cerrado. Un barril por parada (terna, tiro, stand) de tubería de perforación (barra de sondeo) y dos barriles por parada de portamechas (drill collar).

23. ¿Qué es un “Sistema de Barreras” (Entorno) de control de pozos?. Una sarta de preventores (BOP) y la unidad de control. Un conjunto de procedimientos que evitan que el pozo tenga amagos (surgencias, kicks). Fluido de perforación y el sistema para mezclar baritina (barita). Un conjunto de más de una barrera que actúa coordinadamente para evitar flujos de formación.

24. ¿Cuál es el riesgo de agregar el margen de seguridad a la densidad del lodo?. Aumentar la MAASP en el zapato. Reduce la PIC (ICP, presión inicial de circulación) por debajo del valor calculado. La presión en tubería (barras) es más difícil de controlar con el estrangulador (choke). No se puede sacar fácilmente.

25. ¿Cuál de las siguientes acciones deberá tomarse cuando se perfora a través de una zona de transición?. Aumentar el peso sobre la broca (trépano). Reducir Revoluciones por Minuto (RPM). Aumentar el tiempo entre mediciones de la densidad del lodo. Identificar características y tendencias de retorno de flujo durante las conexiones.

26. ¿Cuál es una buena práctica para perforar la parte superior de un pozo?. Bombear píldoras de barrido (sweeps) para ayudar a limpiar el pozo. Salir del pozo despacio. Mantener el pozo lleno. Todo lo anterior.

27. ¿Qué información del pozo puede ayudar a determinar si el pozo está teniendo “balonamiento” (ballooning)?. Pérdidas graduales cuando las bombas están funcionando y ganancias cuando están apagadas. SICP más alta que la DEC (ECD) (presión de cierre del casing mayor que la densidad equivalente de circulación). Disminución del caudal (gasto) de contra flujo de lodo durante las conexiones. Ninguna pérdida durante la perforación, pero ganancias durante las conexiones.

28. ¿Como puede saber usted la diferencia entre un amago (surgencia, kick) y una formación que hace balonamiento (ballooning)?. Si usted purga algo de la presión de cierre y luego vuelve a cerrar el pozo, la presión volverá a levantarse con un amago, pero no con balonamiento. Habrá presiones de cierre para un amago, ninguna para balonamiento.

29. ¿Cuál es el número mínimo de Barreras para control de pozos?. Dos. Cuatro. Tres. Una.

30. Se baja casing al pozo con un ensamblaje de válvula de flotador sin retorno. El casing no se está llenando. Con el zapato a 3000 ft, el ensamblaje de válvula de flotador falla y el lodo se mete dentro del casing por efecto de tubo en U. ¿Qué pasará con la presión al fondo del pozo (BHP)?. La Presión al Fondo del Pozo (BHP) permanecerá igual porque el volumen de lodo en el pozo no ha cambiado. La Presión al Fondo del Pozo (BHP) disminuirá. La Presión al Fondo del Pozo (BHP) aumentará. La Presión al Fondo del Pozo (BHP) permanecerá igual debido al efecto de tubo en “U”.

31. Cuando se prueba un conjunto de preventores de superficie con un tapón de pruebas, ¿por qué las válvulas de salida lateral debajo del tapón deben mantenerse en posición abierta?. Para evitar un bloqueo de presión. Porque la prueba creará pesos extremos al gancho. De otro modo, se necesitará una circulación inversa para librar el tapón de prueba. Para fijarse si hay un tapón de prueba con fugas.

32. Para la mayoría de las operaciones se recomienda que haya dos barreras independientes establecidas. De la lista a continuación, ¿qué par de barreras NO son independientes entre sí?. La ubicación de un zapato cementado sobre una zona que no contiene hidrocarburos y un tapón de puenteo de casing. Un preventor Anular y uno tipo Ariete en una sarta de preventores (BOP). Un tapón de tubería asentado a profundidad en el pozo y una válvula de compresión en el colgador (hanger). Lodo para matar (ahogar) en el pozo y al preventor de reventones.

33. Usted está perforando con una broca (trepano) de 12 ¼ pulgadas con una velocidad de penetración promedio de 45 ft/hr. Durante los últimos 60 minutos no hubo cambios en el nivel de los tanques (piletas). ¿Qué puede estar pasando en el pozo?. Usted puede estar perdiendo algo de lodo hacia la formación. Todo va bien cuando el nivel de los tanques es constante. Usted puede estar ganando algo de fluido de la formación.

34. ¿Cuál es la razón principal por medir la densidad y la viscosidad del lodo en el tanque (pileta) de succión?. Asegura conformidad con la política de la compañía. Permite que se siga el programa de lodo del plan del pozo. Proporciona datos del lodo antes de que éste se bombee al pozo. Mantiene al hombre a cargo de los tanques (piletas) ocupado mezclando productos durante su turno.

35. Se colocan centralizadores sobre el casing antes de bajarlo. Son beneficiosos para un eficaz funcionamiento del casing. ¿Cuál de los siguientes puede ser un problema cuando se instalan centralizadores?. Aumenta las probabilidades de comprimir el pozo por pistoneo descendente mientras se baja el casing. Mantiene el casing fijo en el centro axial del pozo. Evita el flujo después de haber cementado entre sartas de casing. Crea huecos en el cemento entre el casing y el pozo.

36. Un pozo de 9850 ft (PVV, TVD) está lleno con una salmuera de 9.2 ppg (lb/gal). El plan es bajar tubería (sondeo) hasta 6200 ft PVV (TVD) (6600 ft de profundidad medida) y desplazar con agua de perforación de 8.4 ppg (lb/gal). Calcular la presión hidrostática a 9850 ft cuando el agua de perforación se ha hecho circular de vuelta hasta la superficie. 5164 Psi. 4815 Psi. 4454 Psi. 4303 Psi.

Hay cuatro (4) Tanques (piletas) de lodo, cada uno mide 9 ft x 12 ft x 8 ft de profundidad. La profundidad del fluido es de 6 ft. (Usar 5.615 para convertir pies cúbicos a Bbls) ¿Cuántos barriles más de lodo pueden agregarse a los tanques (piletas) de superficie?. 154 Bbls. 205 Bbls. 148 Bbls. 137 Bbls.

38. Un pozo abierto está lleno de fluido limpio y usted no está circulando. ¿Cuál es la Presión al Fondo del Pozo (BHP)?. La BHP es igual a la presión hidrostática menos la Perdida de Carga (Presión) Anular mientras se circula. La BHP es igual a la presión hidrostática más la Perdida de Carga (Presión) Anular mientras se circula. La BHP es igual a la presión hidrostática.

39. ¿Dónde ocurre la mayor parte de la expansión con un amago (surgencia, Kick) de gas?. Justo inmediatamente de haber pasado por el zapato del casing. Cerca del tope del pozo. En el fondo del pozo. En el pozo abierto.

40. ¿Cuál es la definición del término “flujo de agua somera”?. Aumento de los cloruros del lodo medidos en las Zarandas (Temblorinas). Densidad del agua de mar que actúa sobre el pozo. Una señal de advertencia de un flujo de gas somero que entra en el pozo. Agua o agua y arena entrando al pozo desde las formaciones de la parte superior del pozo.

41. La cuadrilla de Wireline (mediciones o perfilajes con cables) ha informado al perforador que están sacando las herramientas de Wireline del pozo. Poco tiempo después, el perforador observa una ganancia en el tanque de viajes. ¿Qué es lo que muy probablemente esté ocurriendo?. Las herramientas de Wireline pueden haberse sacado demasiado rápido, provocando succión (swabbing, por efecto de pistón ascendente). No pasó nada, es normal ver una ganancia debido al desplazamiento cuando sacan las herramientas de Wireline.

42. ¿Cuál es la causa más común de las presiones de formación anormalmente altas en todo el mundo?. Fluido atrapado bajo una lutita (esquisto) impermeable. Fracturas en Caliza. Arenas agotadas (depleted). Capas de carbonatos.

43. Usted está perforando una sección de un pozo con un rango de tolerancia al amago (surgencia, kick) que indica un volumen máximo de amago admisible de menos de lo que el equipo ha mostrado poder detectar exitosamente y cerrar el pozo. ¿Qué acción podría tomarse?. Levantar la broca (trépano) hasta el zapato del casing tan rápido como sea posible. Considerar asentar casing/liner. Asentar tapón de cemento y hacer un desvió lateral (sidetrack). Continuar perforando con cuidado, la tolerancia al amago mejorará con la profundidad.

44. En la planilla para ahogar (matar) el pozo, ¿por qué calculamos el volumen del pozo abierto desde la broca (trepano) hasta el zapato?. Se usa para estimar la máxima presión del casing. Es parte del ejercicio para calcular volúmenes de las etapas en el espacio anular. Es útil para calcular cuánta expansión de gas habrá. Para saber cuándo es que el influjo ha entrado en el casing.

45. Usted está realizando exitosamente la primera circulación del método del perforador. La presión interna de la tubería de perforación (barra de sondeo) se ha mantenido a la Presión Inicial de Circulación de 560 Psi. La presión del estrangulador (choke) se ha mantenido alrededor de los 460 Psi por los últimos 15 minutos. Usted observa un repentino salto en la presión de la tubería (barras) a 700 Psi. La presión del estrangulador permanece igual a 460 Psi. ¿Qué tipo de problema es más probable que haya ocurrido?. Se ha tapado una boquilla de la broca. El estrangulador se está tapando. Una boquilla de la broca (trépano) ha desaparecido por erosión. Una fisura (washout) en la sarta de perforación (barras de sondeo).

46. Usted ha bombeado una “píldora” para sacar la sarta de tubería (sondeo). Tamaño de píldora= 20 Bbls. Densidad de píldora= 13 ppg. PVV (TVD)= 9750 ft. El nivel de lodo en la tubería (sondeo) baja 180 ft. Densidad de lodo en pozo = 10.7 ppg. ¿Cómo afecta la “píldora” la Presión al fondo del pozo (BHP) cuando está en su posición?. La Presión al Fondo del Pozo (BHP) se queda igual. Aumenta la BHP. Disminuye la BHP.

47. Usted cierra el pozo después de un amago (surgencia, kick) cuando está perforando. Ambas presiones, la interna de tubería (barras de sondeo) y la interna del casing comienzan a subir, pero bajan rápidamente antes de estabilizarse. ¿Cuál es la posible causa?. El gas migra por el pozo hacia arriba. Ambos manómetros funcionaron mal. Una formación débil se fracturó. El ensamble de fondo del pozo se quedó empaquetado (packed-off, bloqueado por escombros).

48. El manómetro de presión interna del casing en el panel remoto del estrangulador (choke) indica 350 Psi. el manómetro de presión interna del casing en el multiple (manifold) del estrangulador (choke) indica 650 Psi. ¿Qué acción deberá emprenderse?. Comenzar el ahogo (kill) usando 650 Psi porque se necesita sobre balance (overbalance) para la operación de matar (ahogar) el pozo. Comenzar el ahogo (kill) usando 350 Psi porque es el estrangulador remoto el que se usará durante la operación de ahogo (kill). Investigar el motivo de la diferencia. Usar la presión promedio de 500 Psi para comenzar el ahogo (kill).

49. Durante una operación usted bombea una píldora de un lodo liviano por la sarta de perforación. ¿Cuándo comenzará a disminuir la presión al fondo del pozo (ignorar las perdidas dinámicas de presión en espacio anular)?. Una vez que la píldora está en el espacio anular. Una vez que toda la píldora se ha bombeado dentro de la sarta de tubería. (barras de sondeo). En cuanto la píldora comienza a bombearse por la sarta de tubería (sondeo). Una vez que la píldora comienza a penetrar el espacio anular.

50. Durante el Método de Esperar y Densificar, después de que las bombas se llevaron hasta la velocidad adecuada y antes de que el lodo para ahogar (kill mud) llegue hasta la broca (trepano) ¿Cómo controla usted la Presión del Fondo del Pozo mientras se bombea fluido para ahogar por la sarta de perforación?. Siguiendo un programa de presiones del casing. Manteniendo constante la presión de la tubería de perforación (barras de sondeo). Siguiendo un programa de presiones de la tubería de perforación. Manteniendo constante la presión del casing.