Drilling Supervisor & Supplement W.O

¿Qué deberá hacer la cuadrilla cuando se desaloja un amago (surgencia, kick) de gas circulando por la vía larga (técnica de circulación directa)?. Mantener constante la presión al fondo del pozo y suficientemente alta para evitar otro influjo. Mantener la presión al fondo del pozo y la presión del casing constante durante toda la operación de ahogo. Evitar que el gas se expanda mientras viene pozo arriba. Mantener el nivel de fluido en los tanques (piletas) durante toda la operación del ahogo.

Cuando el gas alcanza la superficie luego de terminar el método volumétrico, ¿Cuál es el siguiente paso para remover el gas?. Bombear lodo y purgar el gas en pasos calculados. Purgar gas y bombear lodo en pasos calculados. Purgar el gas y fijarse si el pozo fluye. Forzamiento (bullhead).

Mientras se llevaba a cabo el método de Forzamiento (Bullhead) para matar (ahogar) un pozo, su cuadrilla observa un marcado aumento de la presión en el manómetro de la bomba. No se ha bombeado aún la totalidad del volumen de fluido necesario para matar el pozo ¿Qué complicación es más probablemente la causa del aumento de presión?. La bomba está perdiendo eficiencia y puede necesitar mantenimiento. Puede haber arena o incrustaciones bloqueando las perforaciones. El ensamble del sello en el packerha comenzado a perder. La densidad del fluido para matar es demasiado alta y está afectando la presión de la bomba.

La temperatura puede tener un gran efecto sobre las propiedades de las salmueras en un pozo. Seleccionar la oración correcta más abajo. Cuando la temperatura aumenta, aumenta el contenido de solidos. Cuanto más alta la temperatura, más baja la densidad efectiva. Cuanto más alta la temperatura, más alta la densidad efectiva. La estabilidad térmica aumenta con la profundidad.

Durante una operación de reparación (workover) la cuadrilla extrae el ensamble de sellado de tubería fuera del packer. Si el fluido en el espacio anular es más denso que el fluido en la sarta de tubos ¿Qué sucederá?. No sucederá nada porque el pozo esta estático. El fluido irá por efecto de tubo en U a la sarta de tubos, o si la sarta de tubos ya está llena, los tubos tendrán ahora una presión de superficie. El fluido irá por efecto de tubo en U al espacio anular, o si el espacio anular ya está lleno, el casingtendrá ahora una presión de superficie.

¿Qué equipo se usa para circular en el espacio anular entre tubería y el casing sin sacar el packer o extraer el aguijón (stinger) o niple de sellado del packer?. Nipleselectivo (No-Go). Mandril. Manga Deslizable o Camisa de Circulación (Sliding Sleeve). Packer flexible.

Debería usarse una válvula de retención de ambos sentidos (Válvula TWC) cuando: Se remueve un árbol de producción. Se desmontan preventoresde reventones. Probar un árbol de producción a presión.

Datos del pozo: Densidad de la salmuera = 10.0 ppg. Profundidad del pozo = 10000 ft. Caída de presión calculada dentro del tubo = 925 Psi. Pérdida de presión anular calculada = 50 Psi. Usted acaba de arrancar la bomba con 3 Bbls/min y tiene una presión de bomba de 975 Psi. Calcular la presión al fondo del pozo actual (PFP, BHP) con circulación “inversa”. 6125 Psi. 6175Psi. 5200Psi. 5250Psi.

Para ahogar un pozo con circulación inversa, la presión del casing se usa mientras se bombea, para mantener constante la PFP (BHP, presión el fondo del pozo). Pero la presión por fricción en el tubo puede generar una PFP (BHP) excesiva. Falso. Cierto.

Cuando se instala en un pozo en producción, ¿Cuál es el propósito de una Válvula de Seguridad Subsuperficial Controlada en Superficie (SCSSV)?. Se usa para controlar los caudales (gastos) de producción. Se usa para parar el flujo si hubiera una falla de equipos en superficie. Se usa para cerrar el pozo para remover el lubricador del cable. Se usa para cerrar el pozo si la sarta de producción desarrolla fugas.

¿Cuál es el tipo de fluidos más común usado para reparaciones y terminaciones?. Lodos a base de agua tratados. Salmueras. Gases Nitrógeno (N2) y Dióxido de Carbono (CO2, anhídrido carbónico). Aceites minerales.

¿Cómo ocurren los hidratos (cascotes de hielo en las tuberías)?. Ocurren cuando la temperatura baja a 200° F bajo cero (129° C bajo cero). Provienen de mezclarse con otros gases en el pozo, por ejemplo, con H2S o dióxido de carbono (CO2, anhídrido carbónico). Se forman cuando el metano u otros gases se combinan con el agua en condiciones específicas de presión y temperatura.

La migración del gas generalmente depende de: El tipo de fluido en el pozo, su reología y el ángulo del pozo. El tipo de terminación del pozo. El tipo y tamaño de los tubos y casing en el pozo. La integridad del packer de producción y de la SSSV (válvula de seguridad subsuperficial).

La cantidad de sal que puede disolverse en la base agua de un fluido tiene un límite y cuando ese límite se alcanza se lo llama: Punto de cristalización. Punto de saturación. Límite de miscibilidad en el fluido.

Cuando se remueve un árbol de Producción en un pozo con una válvula de seguridad subsuperficial recientemente probada, de acuerdo con las mejores prácticas de la industria, debería instalarse también una válvula de contrapresión en el colgador de tubos. Cierto. Falso.

Con el packer asentado en su lugar, una presión de cierre de casing mientras el pozo está en producción podría ser un indicador de lo siguiente: Un aumento en la presión de la formación. El fluido del packer es demasiado pesado. Una falla del packer o una fuga del tubo. Todo lo anterior.

¿Cuáles son las técnicas de matar más comunes utilizadas en operaciones de reparación?. Circulación directa y Esperar y Densificar. Método Concurrente y Ahogo dinámico. Método Volumétrico y Lubricar y Purgar (Lubricate & Bleed). Circulación Inversa y Bullhead.

Si usted no compensa por la fricción del tubo, ¿Qué método de circulación genera la presión más alta del espacio anular en superficie sobre el anular de un pozo?. Circulación inversa: hacia abajo por el espacio anular y hacia arriba por la sarta de trabajo. La presión en el espacio es la misma para circulación convencional e inversa. Circulación convencional: hacia abajo por la sarta de trabajo y hacia arriba por el espacio anular.

Calcular el límite de presión en superficie cuando el Lodo para Matar (LPM, KWM) alcanza el tope de las perforaciones para una operación de Forzamiento (Bullheading) dada la siguiente información del pozo (para los cálculos, ignorar cualquier presión por fricción en el tubo): Tope de perforaciones = 8000 ft PVV (TVD). Fondo de Perforaciones = 8150 ft PVV (TVD). Gradiente de Fractura = 0.63 Psi/ft. El packer está asentado a 7600 ft PVV (TVD). Fin del Tubo (FDT, EOT) a 7800 ft PVV (TVD). Densidad Inicial Promedio Calculada del Fluido = 7.57 ppg. Lodo para matar calculado requerido: 9.8 ppg. Lodo para matar calculado requerido: 9.8 ppg. 963 Psi. 886 Psi. 1203 Psi. 1166 Psi.

¿En cuál de las siguientes áreas del pozo pueden acumularse el gas y la presión atrapada?. En el espacio anular residual debajo del packer. Debajo del retén de cemento. Debajo de una válvula de seguridad subsuperficial controlada en superficie (SCSSV) cerrada. Todo lo anterior.

Profundidad de la formación= 10690 ft (PM, MD), 9510 ft (PVV, TVD). Presión de formación= 4850 Psi. Fluido en los tanques (piletas)= 8.6 ppg. ¿Cuál es el incremento en densidad del fluido para matar requerido para equilibrar la presión de la formación?. 1.3 ppg. 0.2 ppg. No es necesario ningún aumento de la densidad. 0.8 ppg.

En un procedimiento de forzamiento (Bullheading) realizado en un pozo productivo, ¿Cuál es el mínimo volumen de fluido limpio para matar (ahogar) que debería bombearse?. El volumen del espacio anular. La capacidad de los tubos más el volumen desde el packer hasta el Tope de perforaciones. La capacidad de los tubos. La capacidad de los tubos más el volumen debajo de los tubos hasta el fondo de las perforaciones abiertas.

¿Cuál es el propósito principal del lubricador?. Dispositivo para contención de presión, que permite que las herramientas se saquen por encima de la válvula swab (de succión) de modo que la válvula pueda cerrarse. Para que actúe como barrera de presión mientras se hace circulación inversa de casing a tubing. Para que actúe como barrera mientras se desmonta la cabeza de tubería.

Identificar el capuchón del árbol (Tree Cap): D. B. C. A.

¿Qué pasa con la salmuera cuando su temperatura aumenta?. La densidad cambia, pero el volumen permanece igual. La densidad aumenta y el volumen disminuye. Tanto densidad como volumen aumentaran. El volumen aumenta y la densidad disminuye.

Una cuadrilla planifica hacer un forzamiento (bullhead) en un pozo. ¿Cuáles son los cálculos principales que necesitan realizar antes de comenzar la operación?. Volumen total en tubos, fluido para matar (ahogar), y presiones máximas. Volumen anular, tipo de salmuera, y presiones máximas. Volumen total en superficie, presión máxima en el pozo, y sobre desplazamiento. Volumen desde las bombas hasta las perforaciones, fluido para ahogar (matar), y presiones máximas.

¿Cuál de las siguientes es un componente roscado pequeño instalado a través de una salida de la válvula de cabeza de pozo usado para aislar la presión del pozo?. Válvula de contrapresión (BPV). Válvula de ala (lateral, Wing valve). Tapón de Remoción de Valvula (VR Plug). Válvula de Seguridad Subsuperficial Controlada desde Superficie (SCSSV).

Dada la siguiente información, calcular la velocidad mínima de la bomba (EPM,SPM) requerida para hacer eficazmente un forzamiento (bullhead) un amago (surgencia, kick) de gas por el tubo en este pozo: Capacidad del casing: 7 pulg., 26 lbs/pie, P110, 0.0382 Bbls/ft. Capacidad del tubo: 2 3/8 pulg., 4.7 lbs/pie, N80, 0.00378 Bbls/ft. Velocidad de migración del gas: 4000 ft/hora. Caudal (gasto) de las bombas: 0.0530 Bbls/emb (Bbbl/Stk). 7 EPM. 9 EPM. 3 EPM. 5 EPM.

Cuando se instala en un pozo en producción, ¿Cuál es el propósito de una válvula de seguridad subsuperficial controlada en superficie (SCSSV)?. Se usa para cerrar el pozo si la sarta de producción desarrolla fugas. Se usa para cerrar el pozo para remover el lubricador del cable. Se usa para parar el flujo si hubiera una falla de equipos en superficie. Se usa para controlar los caudales (gastos) de producción.

Cuando se están forzando (bullheading) fluidos en un pozo, es necesario bombear a un caudal más rápido que la velocidad de migración del gas: Cierto. Falso.

¿Cuál de los siguientes describe mejor el comportamiento del gas que ha entrado por el fondo de un pozo lleno de salmuera?. Es probable que migre hacia arriba a 1000 ft/hora. Es probable que permanezca en el fondo del pozo hasta que comencemos a bombear fluidos. Es probable que se disuelva en la salmuera y se mueva cuando ésta se bombea. Es probable que migre mucho más rápido que en un fluido de perforación.

¿Por qué la circulación inversa genera con frecuencia mayores presiones de fondo de pozo que circular normalmente a la misma velocidad?. La circulación inversa requiere altas velocidades de bombeo que pueden romper los orificios cañoneados (punzados). La presión en superficie es mayor cuando se hace circulación inversa. Presión de fondo puede ser mayor cuando se circula al revés. Esto se debe a la mayor presión por fricción en la sarta de perforación. No hay diferencia en la presión del fondo del pozo cuando se circula en cualquiera de los dos sentidos.

¿Cuál de los siguientes puntos NO es una ventaja en hacer circulación inversa de un influjo (surgencia, kick) comparada con la circulación convencional?. Hay un mejor control de las altas presiones en superficie debido a la generalmente mas alta resistencia al estallido de la tuberiay las sartas de trabajo en comparación con la del casing. Si hubiera boquillas (toberas, chorros) de broca (trepano) o puertos de circulación en la sarta de trabajo, una circulación inversa generalmente incrementará la probabilidad de experimentar problemas de taponamiento. Hay una reducción significativa del tiempo que se requiere para desalojar con circulación un fluido del pozo. La circulación inversa lleva al fluido del amago (surgencia, kick) al tubo (barra) más fuerte en el pozo al comienzo del procedimiento de ahogo.

Para reemplazar un árbol de producción dañado, la cuadrilla de reparación asentará un tapón de tubos en la sarta de tubos cerca del fondo del pozo. También deberán asentar una Válvula de Contra Presión (VCP, BPV en inglés) en el colgador de tubos antes de remover el árbol de producción. ¿Cuál es una práctica común que la cuadrilla deberá realizar antes de bajar y asentar la Válvula de Contra Presión (VCP, BPV)?. Presurizar el tubo para probar el tapón del tubo. No se requiere prueba, usted puede bajar la VCP (BPV) inmediatamente. Presurizar el espacio anular para probar la VCP (BPV). Esperar que las presiones cambien después de que las presiones disminuyen, bajar la VCP (BPV).

¿Cuál es la Técnica de Lubricar y Purgar (Lubeand Bleed)?. Una operación realizada para desplazar el pozo de salmuera liviana a fluido de salmuera pesada antes de la remoción del árbol de producción. Un método estándar de control de pozo para matar el pozo mientras se mantiene la presión al fondo del pozo constante. Un método de remediación que puede realizarse como etapa final del control volumétrico, cuando el gas ha migrado totalmente hasta los preventores (BOP).

Usted planifica circulación inversa con un fluido de 12 ppg(lb/gal) durante una circulación completa. El espacio anular está lleno de un fluido de 12 ppg(lb/gal). El tubo está lleno de un fluido de 6 ppg(lb/gal). Luego de arrancar correctamente la operación, ¿Qué presiones de superficie mantiene usted constantes?. Mantener la presión del tubo constante durante la circulación completa. Mantener la presión del tubo constante por un volumen del tubo, luego mantener la presión del tubo constante. Mantener la presión del casing constante durante la circulación completa. Mantener la presión del tubo constante por un volumen del tubo, luego mantener la presión del casing constante.

Un pozo de 9500 ft PVV (TVD) se cerró por un amago (surgencia, kick) con una ganancia en tanques (piletas) de 18 Bbls. La PCIT (Presión de Cierre Interna de Tubo, SITP) es de 300 Psi, y la PCIC (SICP, presión de cierre interna de casing) es de 950 Psi. El fluido en la sarta de trabajo (tubos y ensamble de fondo) tiene una densidad de 11.5 ppg(lb/gal). ¿En cuántas libras por galón deberá aumentarse la densidad del lodo para ahogar (matar) el pozo?. 4.5 ppg. 2.1 ppg. 0.7 ppg. 0.3 ppg.

Cuando se remueve el árbol de producción ¿qué debería instalarse en el colgador de tubos?. Un tapón de cemento. Una válvula de contrapresión (Válvula BPV). Una válvula de doble vía (Válvula TWC). Una válvula maestra.

¿Cuál es el tipo de fluidos más común usado para reparaciones y terminaciones?. Lodos a base de agua tratados. Salmueras. Gases Nitrógeno (N2) y Dióxido de Carbono (CO2, anhídrido carbónico).

Para que un forzamiento (bullheading) sea exitoso ¿cuál de los siguientes se requiere?. El Método de Forzamiento o Bullheading no requiere ninguna consideración. Caudal de la bomba que exceda la velocidad de migración del gas. Tener en cuenta el estiramiento de la herramienta. Realizar inyección y purga.

Una manga deslizante (SlidingSleeve) es una herramienta del pozo instalada en los tubos que puede usarse: No cumple con ninguna función en particular. Para desvincular una sección de una herramienta. Para cortar producción, comunicar tubular y espacio anular, como puerta de circulación para matar pozo (ahogar).

La cantidad de sal que puede disolverse en la base agua de un fluido tiene un límite y cuando ese límite se alcanza se lo llama: Punto de Afluencia. Punto de Ebullición. Punto de Saturación. Punto de Cristalización.

¿Cuál es la técnica de Lubricar y Purgar?. Un método de remediación que puede realizarse como etapa final del control volumétrico, cuando el gas ha migrado totalmente hasta los preventores. Un método de remediación que consta de 2 circulaciones. En la 1er circulación se barre el influjo y en la 2da circulación, se bombea lodo de matar. Un método de remediación que no requiere densificar el fluido, debido a que al bombear por el espacio anular y recibir por tubing, la EDC es muy alta.

Usted tiene un pozo en producción con tubo y un packer en el pozo. Usted purga la presión del espacio anular un número de veces para mantener la presión baja, pero la presión continúa subiendo y lo hace más rápido que la vez anterior. La presión del tubo no está aumentando, ¿qué podría estar pasando?. Es normal que hayan este tipo de presiones en el espacio anular. El pozo tiene presión en el espacio anular por la presión que ejercen los pozos inyectores. Probablemente hay una fuga en el tubo y un influjo migrando y expandiéndose mientras se purga fluido del pozo. Probablemente si la surgenciaes mixta (petróleo, gas y agua salada), el gas cuando llega a superficie se separa del petróleo y genere esas presiones.

La densidad del fluido es de 8,9 ppg. A 10000 ft el Casing fue perforado en una zona con presión de 6560 Psi. ¿Cuál sería la Presión de Cierre de Tubo estabilizada (PCIT)?. 1535 Psi. 867 Psi. 1932 Psi. 2015 Psi.

La velocidad de migración del gas en una solución de salmuera es generalmente: Más lenta que en un lodo a base de aceite. Es igual que en un lodo a base de aceite. Es más rápida que en un lodo a base de agua. Es más lenta que en un lodo a base de agua.

¿En cuál de las siguientes áreas del pozo pueden acumularse el gas y la presión atrampada?. En el fondo del pozo. En el tope del pozo. Debajo del retén de cemento, en el espacio anular debajo del packer, debajo de una Válvula de Seguridad Subsuperficial Controlada en Superficie (SCSSV) cerrada. Debajo del Stack de BOP.

¿Cómo afecta la Cristalización la densidad de una salmuera de Terminación/Workover?. No reduce la densidad, permanece igual. Aumenta la densidad, facilitando su bombeabilidad. Reduce la densidad y puede provocar problemas de bombeo.

Se baja una herramienta de cable a un pozo presurizado, se usa un ensamble lubricador junto con un preventor con cable (WirelineBOP). ¿Cómo clasificaría usted el lubricador como barrera?. Barrera primaria. Barrera secundaria. Barrera operativa. Barrera terciaria.

El Forzamiento o Bullheading es un método de control de pozo usado para mantener la presión constante al fondo del pozo mientras se ahoga el mismo. Cierto. Falso.

Un pozo en producción se encuentra actualmente cerrado, la presión de la formación será igual a la presión hidrostática del fluido en los tubos más ¿cuál de los siguientes?. PCIC (Presión de Cierre Interna de Casing). PCIT (Presión de Cierre Interno de Tubería). PRB (Presión Reducido de Bombeo). PFC (Presión Final de Circulación).

¿Cuáles son las técnicas de matar más comunes utilizadas en las operaciones de reparación/workover?. Método del Perforador y Método de Espere y Densifique. Método Volumétrico y Método de Lubricar y Purgar. Circulación Convencional. Circulación Inversa y Forzamiento o Bulheading.

Para ahogar un pozo con Circulación Inversa, la presión del Casing se usa mientras se bombea para mantener constante la Presión del Fondo del Pozo (BHP), pero la presión por fricción en el tubo puede generar una Presión de Fondo de Pozo (BHP) excesiva. Cierto. Falso.

¿Qué equipo se usa para circular el espacio anular entre tubería y el Casing sin sacar el packer o extraer el “aguijón” (Stinger) a niple de sellado packer?. Tapón recuperable. Tapón “k”. Manga Deslizable o Camisa de Circulación (Sliding Sleeve). Mandril de Circulación.