DIA 2

1. Cuando se perfora la sección horizontal de un pozo, se toma un amago (surgencia, kick) de 11 bbl. PVV (TVD) es de 8200 pies y PM (MD) es de 9700 pies. Si todo el influjo está en la sección horizontal del pozo, ¿cuáles serán las lecturas esperadas de las presiones de cierre interna de tubería (barras) (SIDPP) e interna de casing (SICP)?. a) SIDPP casi igual a la SICP. b) SIDPP más alta que la SICP. c) SICP igual a cero. d) SICP más alta que la SIDPP (presión del casing mayor a la de cierre de tubería original).

2. ¿Qué es la tolerancia a un amago (surgencia, kick)?. a) La clasificación requerida de presión de un preventor de reventones. b) El máximo volumen de influjo que puede tomarse a cierta profundidad sin exceder la presión de fractura. c) La máxima presión tolerable en superficie para una sarta particular de casing. d) El máximo volumen de influjo para una densidad de amago dada que puede tomarse a cierta profundidad y desalojarse circulando sin exceder la presión de fractura.

3. Un pozo tiene un amago (surgencia, kick) con la broca (trépano) alejada del fondo y usted cierra el pozo. Se toma una decisión de deslizar con preventor cerrado (strip) hacia el pozo. ¿Qué equipo tiene que estar al tope de la sarta de perforación antes de deslizar (stripping) en el pozo con preventor cerrado?. a) Una válvula de seguridad con apertura plena (abierta) con un preventor interno instalado en el tope. b) Una válvula de seguridad de apertura plena (cerrada). c) Un preventor interno (inside BOP) con una válvula de seguridad con apertura plena (cerrada) al tope. d) Un preventor (BOP) interno (inside BOP).

4. ¿Cuál es la razón principal para un simulacro de estrangulador (choke)?. a) Para ayudar a la cuadrilla a entender cómo reaccionan el estrangulador y las presiones del pozo durante una operación de ahogo (kill). b) Para verificar que el estrangulador esté funcionando correctamente antes de penetrar el zapato del casing. c) Para asegurarse de que la cuadrilla esté entrenada para alinear correctamente el equipo para un ahogo de pozo con circulación inversa. d) Para ver cuán rápido puede el Perforador cerrar el estrangulador (choke) en una emergencia.

5. Se cierra un pozo luego de tomar un amago (surgencia, kick) de 25 bbl con 300 psi de Presión de Cierre Interna de Tubería (Barras) (SIDPP) y 650 psi de Presión Interna de Casing (SICP). Si el pozo se hubiera cerrado con un amago de 10 bbls, ¿cómo hubiera afectado eso a las presiones de cierre?. a) La SIDPP sería más baja. b) La SICP sería más baja. c) La SICP sería más alta. d) La SIDPP sería más alta.

6. ¿Cuál es la razón principal para un simulacro en tanques (piletas)?. a) Para ver cuán rápido el Perforador puede alinear el sistema al tanque de viajes. b) Para asegurarse de que la cuadrilla sea capaz de reconocer eficazmente y reaccionar frente a un amago (surgencia, kick). c) Para asegurarse de que la cuadrilla esté capacitada para matar (ahogar) el pozo.

7. Se está haciendo circular un amago (surgencia, kick) de gas a lo largo de la sección horizontal del pozo. ¿Qué debería pasar con el volumen de lodo en los tanques (piletas) si se sigue el procedimiento de ahogo correcto. a) Aumenta mientras el gas se expande. b) Aumenta al principio cuando el gas comienza a moverse luego disminuye gradualmente. c) Disminuye cuando el lodo para matar (ahogar) ocupa toda la sección horizontal. d) Permanece aproximadamente constante.

8. Se está perforando un pozo vertical en un equipo de perforación con preventores de superficie. Se presenta un amago (surgencia, kick) en el pozo y usted lo cierra. Las lecturas de presión son: Presión de Cierre Interna de Tubería (SIDDP/Barras) 350 psi, Presión de Cierre Interna de Casing (SICP) 450 psi ¿Por qué hay una diferencia entre las dos lecturas?. a) Porque el influjo está dentro de la sarta de perforación y tiene una densidad menor que la del lodo. b) Porque el preventor se cerró demasiado rápido provocando una presión atrapada. c) Porque el influjo tiene una densidad más alta que la del lodo. d) Porque el influjo está en el espacio anular y tiene una densidad menor que la del lodo.

9. Al hacer una conexión, el Perforador cerró el pozo debido a un tiempo de flujo de retorno anormalmente largo. Las presiones estabilizadas en superficie eran iguales a 150 psi en Tubería (barras) y Espacio Anular. Usted sospecha que la situación es el resultado de una formación que hace balonamiento (ballooning). ¿Cómo haría para verificar que es balonamiento?. a) Abrir el preventor y observar si en el canal de salida (línea de flote, flowline) hay una disminución del flujo. b) Continuar perforando y observar si hay una tendencia decreciente en los tiempos de contra flujo. c) Abrir el preventor (BOP) y seguir perforando, pero observar atentamente el volumen en tanques (piletas). d) Circular de fondo a superficie a velocidad reducia de bombeo por el estrangulador (choke) remoto.

10. ¿Qué pasaría si una válvula de auto llenado (de tipo tubo de auto llenado) falla y no se convierte en una válvula de retención? (Suponer que el cemento es más pesado que el lodo que está desplazando). a) El cemento deberá hacerse circular con circulación inversa. b) Habrá que mantener la presión sobre el espacio anular para evitar efecto de tubo en U. c) El cemento no puede bombearse por el interior del casing. d) Habrá que mantener la presión sobre el cemento para evitar efecto de tubo en U.

11. ¿Cuál de las siguientes es verdad en cuanto a detección de un amago (surgencia, kick) durante operaciones de wireline (mediciones con cables)?. a) El pozo debería conectarse con los tanques (piletas) activos debido a los grandes volúmenes de desplazamiento de las herramientas de wireline (mediciones o perfilajes con cable). b) Los operarios de wireline (mediciones o perfilajes con cable) asumen la responsabilidad principal por detección de amagos (surgencias, kicks) durante la operación de wireline. c) El pozo debería conectarse al tanque de viaje para monitorear el desplazamiento mientras el cable (wireline) se mete o se saca del pozo. d) No hay necesidad de monitorear el pozo durante operaciones de wireline porque el pozo está estático.

12. Durante la perforación ocurrieron pérdidas severas. Se apagaron las bombas y no se podía ver el lodo en el pozo. Entonces el pozo se llenó hasta el tope con agua salada y permaneció estático. Densidad del lodo 12 ppg (lb/gal) Densidad de la agua salada 8.6 ppg (lb/gal) Altura de la columna de agua salada en el espacio anular 150 pies ¿Cuál es la reducción de la presión al fondo del pozo con 150 pies de agua comparada con la presión antes de las pérdidas?. a) 67 psi. b) 33 psi. c) 94 psi. d) 27 psi.

13. ¿Qué deberá hacerse si las pérdidas totales ocurrieron mientras se perforaba con un lodo a base de agua?. a) Bombear inmediatamente material obturante (LCM). b) Parar la perforación, cerrar el pozo, y ver qué pasa. c) Parar la perforación, llenar el pozo desde arriba con agua, y monitorear. d) Perforar a ciegas.

14. ¿Qué puede provocar un amago (surgencia, kick) cuando se baja casing al pozo?. a) Mantener el casing lleno de lodo. b) Condicionar el lodo antes de bajar casing. c) Pérdidas inducidas por compresión (surging) causan una caída en el nivel de lodo. d) Succión (swabbing) de la formación.

15. Se baja casing al pozo con un ensamble de válvula de flotador sin retorno. El casing no se está llenando. Con el zapato a 3000 pies, el ensamble 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)?. a) La presión al fondo del pozo permanecerá igual porque el volumen de lodo en el pozo no ha cambiado. b) La presión al fondo del pozo disminuirá. c) La presión al fondo del pozo aumentará. d) La presión al fondo del pozo permanecerá igual debido al efecto de tubo en U.

16. Medir los volúmenes y tiempos del flujo de retorno en las conexiones, los cambios en el nivel de los tanques (piletas) en las conexiones, y las tasas de pérdida mientras se perfora ayuda a “identificar las características y tendencias” (fingerprinting) de comportamiento del pozo. ¿En qué puede ayudar esta información al Perforador?. a) Puede ayudar a identificar si el pozo está teniendo un amago (surgencia, kicking) o un balonamiento (ballooning). b) Puede ayudar a identificar problemas de tubería (barras) pegada (aprisionada). c) Puede ayudar a determinar cuándo aumentar la velocidad de la bomba. d) Puede ayudar a identificar cuándo bajar casing (revestidor).

17. ¿Qué equipo es específico de una operación de cierre con casing (revestimiento)?. a) Un adaptador adecuado (Swage, forja). b) Válvula preventora interna (IBOP). c) Un conector tipo dardos (dart sub). d) Válvula de retención (check valve).

18. ¿Cuál de los siguientes puede ser un indicador con retraso (retrospectivo) de un aumento en la presión de formación?. a) Cambio en el torque de la mesa rotatoria. b) Cambio en las RPM. c) Cambio en el gas de fondo. d) Cambio en la velocidad de penetración (ROP).

19. ¿Cómo afecta una inesperada presión anormal al control primario del pozo?. a) Permite al perforador aumentar la velocidad de viaje por parada (terna, lingada, stand). b) Reduce el sobre balance (overbalance) de presión hidrostática. c) Aumenta la presión por efecto de pistoneo descendente cuando se hace un viaje. d) Aumenta el “margen de maniobra o de viaje” (trip margin).

20. ¿Cuál de los siguientes es una posible señal de advertencia de un aumento en la presión de formación?. a) Disminución gradual en la Velocidad de Penetración (VDP, ROP). b) Disminución del gas de fondo. c) Un aumento de la densidad de la lutita (esquisto). d) Aumento del gas de conexión.

21. ¿Cómo afecta la perforación en una formación con presión anormal al control primario de pozos?. a) Aumenta el aumento de presión por efecto de pistoneo descendente cuando se hace un viaje. b) Aumenta el sobre balance (overbalance) de presión hidrostática. c) Hará que la detección de un amago (surgencia, kick) sea más difícil. d) Reduce el sobre balance (overbalance) de presión hidrostática.

22. Si se mantiene constante la densidad del lodo en el pozo, ¿Cómo afecta el sobre balance (overbalance) un aumento en la presión del fluido de la formación?. a) El sobre balance aumenta. b) El sobre balance disminuye. c) El sobre balance permanece igual.

23. Cuando se perfora en una zona de transición a una formación con presión anormal, ¿qué cambios esperará ver usted en los datos de perforación?. a) Reducción en el torque de la sarta de perforación en más del 50%. b) Reducción del arrastre durante las conexiones. c) Aumento del peso sobre la broca (trépano) para mantener la misma VDP. d) Un aumento gradual de la VDP (ROP, velocidad de penetración).

24. Cuando se perfora en una zona de transición a una formación con presión anormal, ¿qué cambios esperará ver usted en el lodo?. a) Aumento del contenido de gas. b) Reducción del filtrado del lodo. c) Disminución del contenido de gas. d) Aumento de la densidad del lodo.

25. ¿Cuál es la única función de un desviador (diverter)?. a) Cerrar el pozo cuando hay un amago (surgencia, kick) cerca de superficie. b) Crear una contra-presión suficiente para que los fluidos de la formación no sigan entrando al pozo. c) Actuar como sistema de respaldo en caso de que falle el preventor anular. d) Dirigir los fluidos de la formación lejos del piso de perforación.

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

27. ¿Cuál de los siguientes no es un método de verificación de barrera del pozo?. a) Prueba de Leak-Off (de goteo o admisión). b) Prueba de presión positiva. c) Monitoreo del nivel de fluido de perforación. d) Prueba de influjo (Prueba Negativa).

28. El pozo está lleno de lodo de 12.2 ppg (lb/gal). Se coloca un tapón de cemento de 500 pies y se prueba. Si el lodo por encima del tapón se reemplaza con una salmuera de 10.2 ppg (lb/gal), ¿qué pasará con la presión diferencial entre el tope y el fondo del tapón de cemento?. a) La presión diferencial será igual a cero. b) La presión diferencial disminuirá. c) La presión diferencial aumentará.

29. El balonamiento (ballooning) ocurre cuando, mientras se circula, la presión del fondo del pozo se acerca a la presión de fractura de la formación. ¿Qué provoca este incremento en la presión al fondo del pozo?. a) Fricción anular mientras se circula. b) Incumplimiento en llenar el pozo cuando se saca tubería (barras de sondeo). c) Baja permeabilidad y porosidad de la formación. d) Presión anormal de la formación.

30. ¿Qué acción deberá emprender un Perforador si se registra un repentino aumento en el nivel de gas del lodo?. a) Fijarse si hay flujo y llamar al Supervisor. b) Parar la perforación, circular de fondo a superficie, registrar los niveles de gas e informar a su supervisor. c) Solicitar al Ingeniero de Lodos (inyeccionista) que aumente la densidad del lodo en 0.3 ppg (lb/gal). d) Aumentar la velocidad de penetración para minimizar las señales de advertencia.

31. ¿Por qué es importante revisar el lodo mientras este fluye por las zarandas (temblorinas)?. a) El tipo de recorte determina qué densidad de lodo se necesita. b) El tipo y cantidad de recortes (cuttings) puede indicar condiciones del pozo. c) El tipo de recortes determina si hay que encender el desgasificador o la centrífuga. d) Muchos recortes (cuttings) y escombros en la Zaranda (Temblorina) es una indicación de buenas prácticas de perforación.

32. Un pozo se ha cerrado después de un amago (surgencia, kick) y la operación de ahogo aún no ha comenzado. Presión de cierre interna de tubería (barras de sondeo) 400 psi Presión de cierre interna del casing 600 psi Después de la estabilización, ambas presiones comienzan a aumentar debido a la migración del gas. Si la presión interna del casing se mantiene constante a 600 psi, ¿qué pasará con la presión al fondo del pozo?. a) Disminuye. b) Aumenta. c) Quedará igual.

33. Mientras se perfora a una PVV (TVD) de 14877 pies, se toma un amago (surgencia, kick) de 25 bbl. SIDPP (presión de cierre interna en tubería o barras) = 500 psi SICP (presión de cierre interna del casing) = 660 psi Para matar (ahogar) el pozo se usa el Método del Perforador. Durante la primera circulación, el equipo de perforación experimenta una falla total de bombas. El pozo se cierra y las presiones son: SIDPP (presión de cierre interna en tubería o barras) = 500 psi SICP (presión de cierre interna del casing) = 750 psi Mientras el pozo está cerrado, las presiones de tubería (barras) y de casing comienzan a aumentar debido a la migración de gas. Si se usa el estrangulador (choke) para mantener la presión del casing a la presión de cierre (PCIC o SICP) original de 660 psi, ¿qué pasaría con la PFP (presión al fondo del pozo, BHP)?. a) Disminuye. b) Aumenta. c) Quedará igual.

34. Un pozo se ha cerrado después de un amago (kick). La presión de cierre interno de tubería (barras de sondeo) (SIDPP) es: 400 psi La presión de cierre de casing es: 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. a) Disminuya. b) Aumente. c) Quedará igual.

35. Presión con circulación de bombeo reducido = 300 psi a 30 EPM (SPM) El pozo se ha cerrado después de un amago: Presión de cierre interna de tubería (barras de sondeo) 600 psi Presión de cierre interna del casing 750 psi Antes de comenzar a ahogar el pozo, hay una falla total completa en las bombas. ¿Qué presión debería mantenerse constante para mantener la correcta presión al fondo del pozo el influjo migra?. a) 750 psi de presión interna de casing. b) 900 psi de presión interna de tubería (barras). c) 600 psi de presión interna de tubería (barras). d) 1050 psi de presión interna de casing.

36. ¿Cuándo debería utilizarse el Método Volumétrico?. a) Cuando puede establecerse la circulación por debajo del influjo. b) Cuando un gas está migrando, y no puede establecerse la circulación por debajo del influjo. c) Cuando el gas está en la superficie, la PCIC (SICP) se estabilizó, y la circulación no puede establecerse por debajo del influjo. d) Cuando la presión del casing está cerca de la MAASP (presión anular máxima admisible en superficie) y hay riesgo de perder circulación.

37. ¿Qué podría provocar una migración de gas en un pozo cerrado si no se tomara ninguna acción?. a) La presión al fondo del pozo permanece igual. b) Reducción de las presiones de cierre del pozo. c) Posible fractura de la formación. d) Una disminución de la presión al fondo del pozo.

38. Usted está haciendo stripping hacia el pozo (deslizamiento de tubos con preventor cerrado) ¿Cómo puede mantener una presión de fondo de pozo constante? (Suponer que no hay migración del influjo). a) Bombear un volumen del lodo en el pozo igual al desplazamiento de tubería de perforación (barras de sondeo) a fondo cerrado mientras se desliza (stripping) con preventor cerrado cada parada (tiro, terna, stand). b) Bombear un volumen del lodo en el pozo igual al desplazamiento de tubería de perforación (barras de sondeo) mientras se desliza (stripping) con preventor cerrado cada parada (tiro, terna, stand). c) Purgar el desplazamiento total de la tubería de perforación (desplazamiento del acero) mientras desliza (stripping) cada parada (tiro, terna, stand). d) Purgar el desplazamiento total a fondo cerrado de la tubería de perforación (desplazamiento más capacidad) mientras desliza (stripping) cada parada (tiro, terna, stand).

39. ¿Cuál es el objetivo del Método de Lubricar y Purgar (lube and bleed)?. a) Reducir la presión en superficie aumentando la presión hidrostática. b) Reducir la presión en superficie aumentando la presión hidrostática y removiendo gas. c) Reducir la presión en superficie removiendo gas.

40. El pozo produjo un amago (surgencia, kick) a 30 paradas (tiros, stands) del fondo. Ambas presiones de cierre indican 150 psi. ¿Cuál de las siguientes es la mejor acción por tomar para restaurar el control primario?. a) Aumentar la densidad del lodo en 150 psi equivalentes y desalojar circulando usando el Método de Esperar y Densificar. b) Crear un plan para llegar al fondo y luego circular por el pozo usando la primera circulación del Método del Perforador. c) Desalojar el amago circulando a 30 paradas de distancia del fondo usando el Método del perforador.

41. ¿Cuál de las siguientes es la mejor práctica cuando se obtienen las Presiones Reducidas de Bombeo (PRB)?. a) Circular con la broca (trépano) dentro del Zapato del Casing. b) Obtener la PRB de dos bombas como mínimo. c) Registrar la presión en el manómetro de la bomba de lodo. d) Circular a la velocidad normal de bomba durante la perforación a través del Múltiple (Manifold) del Estrangulador (Choke) con el estrangulador totalmente abierto.

42. ¿Cuál es la razón principal de tener que deslizar tubería (barras) hacia el pozo con preventores cerrados (stripping)?. a) Para reducir la DEC (ECD) cuando usted comienza a bombear. b) Para ubicarse debajo del influjo para evacuarlo circulando. c) Para conceder más tiempo para mezclar lodo antes de llevar a cabo el Método de Esperar y Densificar. d) Para mejorar el desempeño del elemento de empaque del preventor anular.

43. ¿Cuál de los siguientes puede ser un indicador con retraso (retrospectivo) de un aumento en la presión de formación?. a) Cambio en el torque de la mesa rotatoria. b) Cambio en las RPM. c) Cambio en el gas de fondo. d) Cambio en la velocidad de penetración (ROP).

44. Un pozo se ha cerrado después de un amago (surgencia, kick) y la operación de ahogo aún no ha comenzado. Presión de cierre interna de tubería (barras de sondeo) 400 psi Presión de cierre interna del casing 600 psi Después de la estabilización, ambas presiones comienzan a aumentar debido a la migración del gas. Si la presión interna del casing se mantiene constante a 600 psi, ¿qué pasará con la presión al fondo del pozo?. a) Disminuye. b) Aumenta. c) Quedará igual.

45. 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?. a) La ganancia viene de la expansión del lodo debido a que el pozo ha permanecido estático por un período largo mientras se hacían las mediciones o perfilajes con cables. b) Las herramientas de wireline pueden haberse sacado demasiado rápido, provocando succión (swabbing, por efecto de pistón ascendente). c) No pasó nada, es normal ver una ganancia debido al desplazamiento cando se sacan las herramientas de wireline. d) El operario de wireline (perfilaje con cables) ha bombeado una píldora para que el cable salga seco y ahorre algo del tiempo de limpieza.

46. ¿Cómo afecta una inesperada presión anormal al control primario del pozo?. a) Permite al perforador aumentar la velocidad de viaje por parada (terna, lingada, stand). b) Reduce el sobre balance (overbalance) de presión hidrostática. c) Aumenta la presión por efecto de pistoneo descendente cuando se hace un viaje. d) Aumenta el “margen de maniobra o de viaje” (trip margin).

47. ¿Cuál de los siguientes aumentará el riesgo de comprimir el pozo (por efecto de pistoneo descendente) mientras se baja el casing?. a) Velocidad más lenta de descenso de tubería. b) Menos holgura (espacio libre) entre casing y pozo. c) Casing (revestimiento) con acero de menor grado. d) Bajo esfuerzo de gel (gel strength) del lodo.

48. ¿Cuál de los siguientes es una posible señal de advertencia de un aumento en la presión de formación?. a) Disminución gradual en la Velocidad de Penetración (VDP, ROP). b) Disminución del gas de fondo. c) Un aumento de la densidad de la lutita (esquisto). d) Aumento del gas de conexión.

49. Cuando se perfora en una zona de transición a una formación con presión anormal, ¿qué cambios esperará ver usted en el lodo cuando éste llega a la superficie?. a) Disminución del contenido de gas. b) Aumento de la densidad del lodo. c) Reducción del vlumen de recortes de perforación. d) Disminución de la densidad del lodo.

50. Al hacer una conexión, el Perforador cerró el pozo debido a un tiempo de contra flujo anormalmente prolongado. Las presiones estabilizadas en superficie eran iguales a 150 psi en Tubería (SIDDP/barras) y Espacio Anular (SICP). Usted sospecha que el pozo se ha presentado un efecto de balonamiento (ballooning). Después de purgar las presiones a cero (0) en reducciones de 50 psi cada una, las presiones permanecieron en cero. En el pozo hay lodo base aceite. ¿Qué instrucciones le daría al Perforador?. a) Chequear si hay flujo por la línea del estrangulador (choke). Si no hay flujo, abrir el preventor (BOP) y circular mientras se aumenta la densidad del lodo en 0.5 ppg (lb/gal) y seguir perforando d) Abrir el preventor y seguir perforando. b) Abrir el preventor, levantar la densidad del pozo en 1 ppg (lb/gal) y seguir perforando. c) Chequear si hay flujo por la línea del estrangulador (choke). Si no hay flujo, circular el volumen de fondo a superficie por el estrangulador (choke). d) Abrir el preventor y seguir perforando.

51. ¿Qué es una prueba negativa?. a) Una prueba sobre una barrera donde la presión sobre el lado de la formación de la barrera es más baja que la presión del lado de la superficie de la barrera. b) Una prueba sobre una barrera en la que la presión sobre el lado de la formación de la barrera es igual que la presión del lado de la superficie de la barrera. c) Una prueba sobre una barrera donde la presión sobre el lado de la formación de la barrera es más alta que la presión del lado de la superficie de la barrera.

52. Mientras se perfora, el pozo está perdiendo lodo a razón de 15 bbls por hora. En la conexión, el pozo está fluyendo. Cuando se vuelven a encender las bombas, las pérdidas de lodo ocurren otra vez ¿Qué podría estar pasando en el pozo?. a) El lodo está haciendo efecto de tubo en U debido a densidades diferentes en la tubería (barras de sondeo) y el espacio anular. b) El pozo está sobre balance mientras se perfora y bajo balance durante la conexión. c) La formación definitivamente no está haciendo balonamiento (ballooning). d) Está ocurriendo swabbing (succión por sarta ascendente) cuando se hace la conexión.

53. ¿Cómo sabe usted que un flotador de auto llenado está tapado?. a) Los retornos de monitoreo del viaje disminuirán. b) Aumenta el tiempo de bajar al pozo. c) Los retornos de monitoreo del viaje aumentarán. d) No vuelven retornos al tanque de viajes.

54. Se asienta un tapón de cemento de 500 pies de largo dentro del zapato del casing. El lodo en el pozo será desplazado con uno de densidad diferente. Densidad del lodo por debajo del tapón de cemento = 11.8 ppg (lb/gal). Densidad de lodo nuevo = 12.8 ppg (lb/gal) Tope del tapón de cemento = 8200 pies Si se abriera una comunicación que permitiera que pase presión entre el tope y el fondo del tapón, ¿qué pasaría con la presión al fondo del pozo?. a) La BHP permanecería igual. b) La BHP aumentaría. c) La BHP disminuiría.

55. ¿Cuándo debería monitorearse el pozo con instrumentación de nivel de tanques (piletas) y de caudal de salida?. a) Cuando se baja la sarta al pozo. b) Toda vez que haya un potencial para que falle una barrera. c) Sólo cuando se perfora en pozo abierto. d) Durante las conexiones.

56. ¿Cuál de las siguientes acciones deberá tomarse cuando se perfora a través de una zona de transición?. a) Aumentar el tiempo entre mediciones de la densidad del lodo. b) Monitorear recortes y escombros en las Zarandas (Temblorinas). c) Aumentar el peso sobre la broca (trépano). d) Reducir Revoluciones por Minuto (RPM).

57. ¿Cómo afecta la perforación en una formación con presión anormal al control primario de pozos?. a) Aumenta el aumento de presión por efecto de pistoneo descendente cuando se hace un viaje. b) Aumenta el sobre balance (overbalance) de presión hidrostáticaHará que la detección de un amago (surgencia, kick) sea más difícil. c) Reduce el sobre balance (overbalance) de presión hidrostática.

58. El pozo está lleno de lodo de 12.2 ppg (lb/gal) Se coloca un tapón de cemento de 500 pies y se prueba. El lodo por encima del tapón es reemplazado por salmuera de 10.2 ppg (lb/gal). Si fallara el tapón de cemento, ¿en qué dirección se movería el fluido a través del tapón de cemento?. a) El fluido no se movería a través del tapón porque la presión diferencial es cero. b) La presión desde arriba haría que el fluido se mueva hacia abajo. c) La presión desde abajo haría que el fluido se mueva hacia arriba.

59. Si se succiona (por pistoneo ascendente, swabbed) un amago (surgencia, kick) cuando se está haciendo un viaje, ¿qué tipo de barrera fue la que falló?. a) Barrera mecánica permanente. b) Barrera primaria (hidrostática). c) Barrera mecánica temporaria. d) Barrera de cemento.

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

61. Un pozo se ha cerrado después de un amago (kick). La presión de cierre interno de tubería (barras de sondeo) (SIDPP) es: 400 psi La presión de cierre de casing es: 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. a) Disminuya. b) Aumente. c) Quedará igual.

62. Mientras se perfora a una PVV (TVD) de 14877 pies, se toma un amago (surgencia, kick) de 25 bbl. SIDPP (presión de cierre interna en tubería o barras) = 500 psi SICP (presión de cierre interna del casing) = 660 psi Para matar (ahogar) el pozo se usa el Método del Perforador. Durante la primera circulación, el equipo de perforación experimenta una falla total de bombas. El pozo se cierra y las presiones son: SIDPP (presión de cierre interna en tubería o barras) = 500 psi SICP (presión de cierre interna del casing) = 750 psi Mientras el pozo está cerrado, las presiones de tubería (barras) y de casing comienzan a aumentar debido a la migración de gas. Si se usa el estrangulador (choke) para mantener la presión del casing a la presión de cierre (PCIC o SICP) original de 660 psi, ¿qué pasaría con la PFP (presión al fondo del pozo, BHP)?. a) Disminuye. b) Aumenta. c) Quedará igual.

63. Medir los volúmenes y tiempos del flujo de retorno en las conexiones, los cambios en el nivel de los tanques (piletas) en las conexiones, y las tasas de pérdida mientras se perfora ayuda a “identificar las características y tendencias” (fingerprinting) de comportamiento del pozo. ¿En qué puede ayudar esta información al Perforador?. a) Puede ayudar a identificar si el pozo está teniendo un amago (surgencia, kicking) o un balonamiento (ballooning). b) Puede ayudar a identificar problemas de tubería (barras) pegada (aprisionada). c) Puede ayudar a determinar cuándo aumentar la velocidad de la bomba. d) Puede ayudar a identificar cuándo bajar casing (revestidor).

64. Usted ha bombeado cemento dentro del casing y está desplazando y colocando el cemento en su posición con lodo. ¿Qué debería pasar con el nivel de tanques (piletas) activas durante esta etapa de la operación?. a) El nivel en tanques (piletas) aumentará. b) El nivel de los tanques (piletas) permanecerá constante. c) El nivel en tanques (piletas) disminuirá.

65. Cuando se baja casing con un ensamble de válvula de flotador con auto llenado, ¿qué podría indicar que el ensamble de auto llenado está funcionando correctamente. a) Los retornos del pozo son iguales al volumen del casing con fondo cerrado que se baja al pozo. b) Los retornos del pozo son iguales al volumen de acero que se bajó. c) Cuando se hace circulación inversa, el número de emboladas (strokes) bombeadas antes de que el lodo fluya fuera del casing no coincide con los valores calculados. d) El peso al gancho disminuiría en el factor de flotación del acero que baja al pozo.

66. ¿Qué efecto tiene sobre la densidad de un fluido un aumento de la presión?. a) No afecta la densidad del fluido. b) Aumenta la densidad del fluido. c) Disminuye la densidad del fluido.

67. ¿Cuál de las siguientes oraciones es una buena práctica operativa en una sección superior del pozo que tiene riesgo de formaciones que contienen gas?. a) Mantener una alta velocidad de penetración (VDP, ROP). b) Bombear regularmente píldoras ligeras de barrido. c) No usar nunca una válvula de flotador en la tubería de perforación (barras de sondeo). d) Controlar la velocidad de penetración.

68. Ha habido síntomas de balonamiento (ballooning) y se toma la decisión de purgar 10 bbls de lodo y enviarlos al tanque de viajes. ¿Qué consecuencias potencialmente negativas podría provocar esta decisión?. a) El gradiente de fractura de la formación se reduciría. b) Si el problema fue un amago (surgencia, kick) y no balonamiento, el amago se agrandará. c) La intensidad del balonamiento (ballooning) ha aumentado. d) No habrá consecuencias negativas por esta acción porque el volumen purgado es pequeño.

69. 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)?. a) Las emboladas (strokes) hasta la broca (trépano) estarán mal. b) La PFC (FCP, presión final de circulación) es más difícil de calcular. c) Usted estará aplicando demasiada presión al pozo. d) Usted estará aplicando demasiado poca presión al pozo.

70. ¿Cuál es una buena práctica cuando se observa un aumento de gas de conexión?. a) Aumentar la viscosidad del lodo. b) Aumentar peso sobre la broca (trépano) y RPM para reducir el nivel de gas en el lodo. c) Controlar la velocidad de penetración (ROP) para mantener un número mínimo de eventos de gas de conexión en el pozo a la vez. d) Reducir la viscosidad del lodo para minimizar la succión por ascenso de la sarta (swabbing).

71. Cuando se perfora en una zona de transición a una formación con presión anormal, ¿qué cambios esperará ver usted en los datos de perforación?. a) Reducción en el torque de la sarta de perforación en más del 50%. b) Reducción del arrastre durante las conexiones. c) Aumento del peso sobre la broca (trépano) para mantener la misma VDP. d) Un aumento gradual de la VDP (ROP, velocidad de penetración).

72. Cuando se perfora en una zona de transición a una formación con presión anormal, ¿qué cambios esperará ver usted en el lodo?. a) Aumento del contenido de gas. b) Reducción del filtrado del lodo. c) Disminución del contenido de gas. d) Aumento de la densidad del lodo.

73. ¿Cuál es la mejor descripción del término “identificación de características y tendencias del pozo” (fingerprinting the well)?. a) Registrar el azimut y la elevación del pozo a partir de registros eléctricos (perfilajes). b) Registrar datos de perforación de línea de referencia que pueden analizarse y compararse con datos actuales para ayudar a reconocer problemas en el pozo. c) Tomando muestras del fluido de formación para saber grado, calidad, y contaminantes. d) Registrar el nombre del bloque y número del yacimiento para la ubicación del pozo.

74. 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?. a) La ubicación de un zapato cementado sobre una zona que no contiene hidrocarburos y un tapón de puenteo de casing. b) Un tapón de tubería asentado a profundidad en el pozo y una válvula de contrapresión en el colgador (hanger). c) Un preventor Anular y uno tipo Ariete en una sarta de preventores (BOP). d) Lodo para matar (ahogar) en el pozo y al preventor de reventones.

75. ¿Qué pasará con la presión interna del Casing cuando un influjo de gas se hace circular desde la sección horizontal y entra en la sección vertical?. a) La presión sobre el Casing permanecerá igual. b) La presión sobre el Casing disminuirá. c) La presión sobre el Casing aumentará.

76. Durante la primera circulación del Método del Perforador, se hace circular una burbuja de gas hacia arriba por el espacio anular encima del zapato del casing. La presión de tubería de perforación (barras de sondeo) se mantiene constante a la presión correcta. ¿Qué ocurre con la presión en el zapato del casing?. a) La presión en el zapato del casing aumenta. b) La presión en el zapato del casing permanece constante. c) La presión en el zapato del casing disminuye.

77. Un influjo (kick) de gas entra en solución en un lodo a base de aceite. ¿En ese momento, que vería usted probablemente en la superficie?. a) Una disminución del caudal y una disminución del nivel de tanques (piletas). b) Un aumento del caudal y una disminución del nivel de tanques (piletas). c) Una ganancia en tanques (piletas) igual o más pequeña que el volumen del influjo (kick). d) Una ganancia en tanques (piletas) más grande que el volumen del influjo (kick).

78. ¿Cuál de las siguientes está considerada como una “barrera física”?. a) Monitoreo del tanque de viajes. b) Procedimiento apropiado para cerrar preventores (BOP). c) Simulacros periódicos de control de pozos. d) Un tapón de cemento.

79. ¿En qué punto durante una operación de control de un amago (arremetida) de gas esperaría usted la más alta presión justo debajo el zapato del revestidor?. a) Cuando el tope del gas alcanza la superficie. b) Cuando el tope del influjo alcanza el zapato. c) Sólo durante el cierre inicial.

80. Presión con circulación de bombeo reducido = 300 psi a 30 EPM (SPM) El pozo se ha cerrado después de un amago: Presión de cierre interna de tubería (barras de sondeo) 600 psi Presión de cierre interna del casing 750 psi Antes de comenzar a ahogar el pozo, hay una falla total completa en las bombas. ¿Qué presión debería mantenerse constante para mantener la correcta presión al fondo del pozo el influjo migra?. a) 750 psi de presión interna de casing. b) 900 psi de presión interna de tubería (barras). c) 600 psi de presión interna de tubería (barras). d) 1050 psi de presión interna de casing.

81. Usted se encuentra corriendo (sacando) una tubería no cizallable en el pozo, cuando la tubería está a punto de salir por el BOP, usted toma un influjo y debe cerrar el pozo, ¿cuál de las siguientes es la acción más segura a realizar?. a) Armar un tubo y bajar el tubo al pozo hasta posicionarse en altura de espaciamiento (cuña), instalar la válvula de seguridad en el tubo, seguir el procedimiento establecido de cierre de pozo y registrar parámetros de cierre. b) Armar la válvula de seguridad en posición abierta, terquear y cerrar la válvula, establecer el método de cierre de pozo establecido por la compañía operadora y registrar parámetro de cierre. c) Sacar la tubería cizallable del pozo, establecer el método de cierre establecido por la compañía operadora (cerrar los arietes ciegos) y registrar parámetros de cierre.

82. Se toma un amago (surgencia, kick) en un pozo horizontal. SIDPP (presión de cierre interna de tubería) = SICP (presión de cierre interna del casing). Se circula un amago (surgencia, kick) fuera del pozo usando el Método del Perforador. ¿Por qué la presión del casing aumenta rápidamente cuando el influjo circula y sale de la sección horizontal para entrar en la sección vertical?. a) Eso es normal para todos los pozos que usan el Método del Perforador. b) Porque el lodo para matar (ahogar) no fue bombeado desde el comienzo del ahogo. c) La DEC (densidad equivalente de circulación, ECD) es mayor en la sección horizontal. d) No hay cambio en la presión hidrostática hasta que el gas haya circulado hasta la sección inclinada o vertical.

83. Después de sacar 33 paradas (tiros, stands) el pozo comienza a fluir y se cierra. Suponer que el influjo está en el fondo del pozo y que no hay migración de gas. ¿Qué pasará con la presión del casing mientras la sarta de perforación se desliza (stripped) por el influjo a preventor cerrado?. a) Quedará igual. b) Aumenta. c) Disminuya.

84. ¿Cuál de los siguientes es la definición de tolerancia al amago (surgencia, kick)?. a) El volumen máximo de un amago (surgencia, kick) de gas, a una profundidad en particular, con el que puede cerrarse el pozo y desalojar el amago exitosamente sin exceder la presión de fractura del punto más débil del pozo. b) El volumen máximo de un amago (surgencia, kick) de gas, para una intensidad de amago dada a una profundidad en particular, con el que puede cerrarse el pozo y desalojar el amago exitosamente sin exceder la presión de fractura del punto más débil del pozo. c) La intensidad mínima de un amago (surgencia, kick), para un volumen dado de amago de gas, con el que puede cerrarse el pozo y desalojar el amago exitosamente circulando sin exceder la presión de fractura del punto más débil del pozo.

85. ¿En qué sitio deberían leerse las presiones de superficie después de haber cerrado el pozo durante un amago (surgencia, kick)?. a) El panel de control del estrangulador remoto. b) La consola del perforador. c) El múltiple (manifold) del estrangulador (choke). d) En el múltiple (manifold) del tubo vertical (standpipe).

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

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

88. ¿Por qué hay que tomar y registrar la Presión Reducida de Bombeo (PRB)?. a) Para calcular la Presión Anular Máxima Admisible en Superficie (MAASP). b) Para parar la rotación del motor de fondo durante la operación de ahogo de un pozo. c) Para calcular la Presión Inicial y final de Circulación (PIC o ICP / PFC o FCP). d) Para determinar la velocidad de la bomba para desplazar un tapón de cemento.

89. Qué puede afectar la selección de la velocidad reducida de bombeo (kill pump rate)?. a) El tipo de fluido de perforación (a base de aceite o agua). b) El tamaño de las mallas de las Zarandas (Temblorinas). c) El índice de expansión del agua salada. d) El efecto de la densidad equivalente de circulación (DEC, ECD).

90. ¿Qué precauciones tomaría usted con el fluido de perforación antes de comenzar las operaciones de wireline (mediciones, perfilajes con cables)?. a) Debido al pequeño diámetro de las herramientas, no hay que tomar precauciones especiales. b) Aumentar la densidad del lodo antes de comenzar la operación de wireline (medición o perfilaje con cables) para compensar por la pérdida de DEC (ECD). c) Se deberá emplazar una píldora obturante (con LCM) a la profundidad de interés antes de comenzar las operaciones de wireline. d) El fluido de perforación deberá hacerse circular y acondicionarse porque el pozo quedará estático por un período extenso.

91. 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?. a) Aumenta las probabilidades de comprimir el pozo por pistoneo descendente mientras se baja el casing. b) Mantiene el casing fijo en el centro axial del pozo. c) Crea huecos en el cemento entre el casing y el pozo. d) Evita el flujo después de haber cementado entre sartas de casing.

92. Si se nota un indicador positivo de amago (surgencia, kick) al revisar el caudal de salida, ¿cuál debería ser la primera acción del Perforador?. a) Llamar al Toolpusher (capataz del sondeo) para pedir instrucciones. b) Cerrar el pozo inmediatamente y proteger el pozo. c) Continuar perforando otros cinco (5) pies y luego cerrar el pozo. d) Continuar monitoreando el pozo para ver si fluye. Si el flujo continúa, cerrar el pozo después de una ganancia de 5 bbl.

93. ¿Cuál de los siguientes es un elemento clave del Forzamiento (Bulheading)?. a) Forzar tubería (barras) a un pozo bajo presión usando gatos hidráulicos. b) Hacer circular fluidos de la formación fuera del pozo usando un estrangulador (choke) y un sistema de circulación. c) Bombear a un pozo cerrado para forzar los fluidos de formación a que vuelvan a la formación. d) Bombear fluido al tope de un pozo y purgar gas en un estilo paso a paso.

94. ¿Cuál es uno de los peligros cuando un amago (surgencia, kick) de gas se hace circular por el múltiple del estrangulador (choke manifold). a) El mayor volumen de gas en el separador de lodo y gas aumentará la presión al fondo del pozo. b) El gas se transformará en líquido y aumentará el nivel de los tanques (piletas). c) El gas provocará un aumento de temperatura en el estrangulador (choke) remoto y dañará los sellos de goma (hule, caucho). d) El mayor volumen de gas puede sobrecargar el separador de lodo y gas.

95. Se cierra un pozo con la broca (trépano) a 300 pies del fondo y se supone que todo el influjo está debajo de la broca. SIDPP (PCIT, presión de cierre interna en tubería o barras) es de 250 psi ¿Cómo sería la presión de cierre interna del casing (PCIC, SICP) esperada?. a) Igual que la SIDPP. b) Más baja que la SIDPP. c) Más alta que la SIDPP.

96. ¿Por qué es importante monitorear el volumen en tanques (piletas) durante una operación de construcción de un pozo?. a) Para fijarse si hay pérdidas de lodo. b) Para indicar a usted cuándo ajustar la presión interna de tubería de perforación (barras de sondeo). c) Para indicar a usted cuándo ajustar la velocidad de la bomba. d) Para mantener constante la presión al fondo del pozo.

97. Usted está perforando en una zona que ha experimentado balonamiento (ballooning) en otros pozos del área. Usted experimentó pérdidas de 8 barriles durante la última parada (tiro, stand). Cuando usted apaga las bombas para hacer una conexión, el pozo continúa fluyendo más de los 8 barriles perdidos. ¿Qué debería hacer el Perforador?. a) Nada porque usted está seguro de que es balonamiento (ballooning). b) Llamar al Representante de la Compañía y analizar opciones. c) Armar el Impulsor Superior (Top Drive) y comenzar la circulación. d) Cerrar el pozo y llamar al Supervisor.

98. ¿Por qué hay que matar (ahogar) el pozo a una velocidad reducida de bombeo?. a) Para minimizar el potencial de una sobrecarga del separador de lodo/gas. b) Para matar (ahogar) el pozo en poco tiempo. c) Para parar la rotación del motor de fondo durante la operación de ahogo de un pozo. d) Para evitar el estallido del casing.

99. El operador calcula una tolerancia al amago (surgencia, kick) de 50 bbls a una profundidad dada, con base en una intensidad de amago de 0.5 ppg (lb/gal). Si usted vuelve a calcular, pero con una intensidad de 1 ppg (lb/gal), ¿qué sucederá con el tamaño máximo del amago?. a) El tamaño máximo del amago aumentará. b) El tamaño máximo del amago disminuirá. c) El tamaño máximo del amago seguirá siendo de 50 bbls.

100. Si se mantiene constante la densidad del lodo en el pozo, ¿Cómo afecta el sobre balance (overbalance) un aumento en la presión del fluido de la formación?. a) El sobre balance aumenta. b) El sobre balance disminuye. c) El sobre balance permanece igual.

101. Mientras se perfora una sección horizontal de un pozo, se toma un amago (surgencia, kick) de gas y se cierra el pozo. Si el influjo está en la sección horizontal, ¿qué indicarán las presiones de cierre interna de tubería (barras) (SIDPP) e interna de casing (SICP)?. a) La SIDPP es mucho más alta que la SICP. b) Ambas son aproximadamente iguales. c) La SIDPP será igual a cero. d) La SICP es mucho más alta que la SIDPP.