LIBRO DE TRABAJO CURSO WELL CONTROL PERFORACIÓN SUPERVISOR - Con RESPUESTAS

1. Mientras se realizaba una verificación de flujo después de un cambio en la velocidad de penetración, el tanque de viajes aumenta 2 barriles en 4 minutos. ¿Qué acción deberá emprenderse. a) Comenzar a circular de fondo a superficie. b) Cerrar el pozo. c) Monitorear el pozo por otros 4 minutos para ver si el pozo aún está fluyendo. d) Volver a perforar porque la ganancia se debe a cambios de temperatura en el pozo.

2. El Perforador está bajando al pozo y monitoreando el pozo con el tanque de viajes. Durante las últimas 5 paradas (tiros, stands) el tanque de viajes ha ganado 3 barriles más que el volumen calculado. ¿Qué debería hacer el Perforador?. a) Seguir sacando sarta, pero fijarse si hay fugas en las válvulas del tanque de viajes. b) Continuar bajando al fondo de modo que pueda ahogarse (matarse) el pozo. c) Sacar 5 paradas más y si los números se emparejan. d) Alertar a la cuadrilla de perforación y fijarse si el pozo fluye.

3. El torrero (chango, encuellador, derrickman) indica que ha habido un aumento de 10 bbl en los tanques (piletas) durante los últimos 15 minutos. ¿Cuál es la acción más segura que puede tomar el Perforador?. a) Llamar al Toolpusher (capataz del sondeo) para pedir consejos. b) Pedir al torrero (chango, derrickman) que se fije si hubo alguna transferencia de lodo. c) Informar al Ingeniero de Lodos (inyeccionista). d) Fijarse para ver si hay flujo.

4. 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.

5. ¿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.

6. Luego de accionar el control del preventor anular a la posición de cerrado, la luz de abierto se apaga, pero la luz de cerrado no se enciende. El manómetro de la presión del preventor anular baja y luego retorna a la presión correcta. ¿Qué ha ocurrido?. a) La línea hidráulica de cierre al preventor (BOP) está tapada. b) La válvula de 4 sentidos en la unidad hidráulica de cierre falló en desplazarse. c) Hay una fuga en la línea hidráulica al preventor (BOP). d) El circuito o el foco (lamparita) de luz de cerrado han fallado.

7. Se ha operado una función desde el panel remoto. La luz de abierto se apaga y la luz de cerrado se enciende, pero la presión en el manómetro no bajó. ¿Cuál es la causa probable del problema?. a) Una fuga en el sistema. b) La línea de cierre está bloqueada. c) La presión de aire es demasiado baja. d) El interruptor de presión está fallando.

8. Usted cierra un preventor tipo arietes usando el panel remoto de preventores (BOP) La luz de arietes abiertos se apaga y se ilumina la luz de cerrado, pero usted advierte que las presiones del acumulador y del múltiple (manifold) han permanecido estáticas. ¿Qué ha ocurrido?. a) La válvula de arietes de 3 posiciones y 4 sentidos en el acumulador no se ha movido. b) Posible bloqueo en la línea entre la unidad del acumulador y la sarta de preventores (BOP). c) La válvula maestra no se mantuvo apretada hacia abajo por 5 segundos. d) No hay aire en el panel.

9. En el sistema de control hidráulico de pre ventor, el pre ventor anular se cierra en el panel remoto de pre ventor del perforador. La luz de abierto se apaga y la luz de cerrado se ilumina, ¿Que indica esto?. a) Se ha activado un micro interruptor en la parte posterior del panel de preventores montado en el piso de perforación, indicando que el preventor anular está en posición cerrada. b) El preventor anular se ha cerrado. c) Se ha enviado una señal a la unidad reguladora del preventor anular. d) Ha funcionado la válvula del preventor anular de 4 sentidos y 3 posiciones en el acumulador.

10. Mientras realiza sus recorridos cotidianos durante las operaciones de perforación, usted nota que los manómetros en el sistema del acumulador para preventores (BOP) exhiben las siguientes lecturas. ¿Qué piensa usted?. a) Todo está muy bien. b) El regulador de presión del preventor anular se ha fijado demasiado alto. c) Un desperfecto en el regulador del preventor anular. d) El interruptor de presión que controla la bomba no ha apagado la bomba.

11. ¿Cuál de las siguientes oraciones sobre empaques tipo O-ring (anillo de goma) es la correcta?. a) Los empaques de O-ring están diseñados para usarse muchas veces. b) Los empaques de O-ring RX y BX proporcionan un sello activado por la presión. c) Los empaques de O-ring R y RX tienen la misma forma. d) Debe aplicarse mucha grasa cuando se colocan las juntas tipo O-ring.

12. ¿Por qué es importante para miembros del equipo de trabajo informar inmediatamente al Perforador si ven cualquier potencial de problemas de control del pozo?. a) Para permitir al Perforador inhabilitar las alarmas de los tanques (piletas) y de caudal (gasto) de flujo. b) Para ayudar al Perforador a reconocer señales de advertencia de amagos (surgencias, kicks). c) Para permitir al Perforador que aumente la velocidad de penetración. d) Para permitir al Perforador que aumente la velocidad de viaje.

13. Usted tiene una válvula preventora interna (inside BOP) con una conexión NC38 macho/hembra. La sarta de perforación consiste en: Tubería (barras) de 3 1/2 pulgadas (NC38) Drill Collars (portamechas) de 4 3/4 pulgadas (NC35). ¿Cuál de los siguientes adaptadores (crossovers) tiene que haber en el piso del taladro mientras se hace un viaje?. a) NC38 hembra x NC35 macho. b) NC38 hembra x NC50 macho. c) NC46 hembra x NC35 macho. d) NC46 hembra x NC38 macho.

14. Cuando se prueba un conjunto de preventores de superficie con un tapón de pruebas (test plug), ¿por qué las válvulas de salida lateral debajo del tapón deben mantenerse en posición abierta?. a) Porque la prueba creará pesos extremos al gancho. b) Por el potencial de daño a la cabeza del pozo / casing / pozo abierto. c) Porque se necesitará una circulación inversa para librar el tapón de prueba. d) Para evitar un bloqueo de presión.

15. ¿Qué dato es importante conocer si hay arietes de cizallamiento en el conjunto de preventores (BOP)?. a) La presión de apertura. b) El peso de colgar. c) El tamaño y la resistencia de los tubulares que los arietes pueden cizallar.

16. ¿Por qué es importante reducir la presión de cierre hidráulico regulado para el preventor (BOP) anular antes de bajar un casing de gran diámetro?. a) Para evitar el colapso del casing durante el cierre. b) Para reducir el tiempo de cierre. c) Para preparar un cierre suave.

17. Un amago (kick) es: a) Un flujo descontrolado de fluidos de formación a la superficie. b) El aumento de la presión en el fondo cuando arrancan las bombas. c) Un influjo de fluidos de formación hacia el pozo. d) El aumento de la presión de cierre debido a la migración de gas.

18. ¿Cuál es la función del botón o manivela maestro (“empujar para operar”) en el panel remoto de los preventores (BOP)?. a) Para permitir que las funciones en el panel remoto del Perforador se tornen activas. b) Ajustar la presión operativa de los arietes de tubería. c) Activar la energía (electricidad) para controlar las bombas de carga de la unidad. d) Activar las luces.

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

20. Cuando se mata un pozo ¿por qué no se usa un Desgasificador de Vacío en vez de un Separador de Lodo y Gas?. a) Porque sólo puede remover gas en solución. b) Porque no está ubicado en un área a prueba de explosiones. c) Porque los recortes (cuttings) deben removerse primero. d) Porque tiene limitaciones de volumen.

21. ¿Por qué la presión que se acumula en el Separador de Lodo y Gas puede ser peligrosa?. a) Aumentará el riesgo de pérdida de circulación. b) Afectará la presión interna de la tubería de perforación (barras de sondeo). c) Permitirá que el gas sople por la Línea de Venteo. d) Puede forzar al gas a entrar en el área de zarandas (temblorinas).

22. Mientras se baja al pozo a 6,000 pies, un chequeo de flujo da positivo. El procedimiento del taladro es cerrar el pozo usando el procedimiento de cierre duro. ¿Cuál es el procedimiento correcto para cerrar el pozo?. a) Abrir la válvula HCR y el estrangulador (choke), cerrar el preventor (BOP), insertar la válvula de seguridad de apertura plena, cerrar el estrangulador, registrar la presión. b) Insertar la válvula de seguridad de apertura plena, abrir la válvula HCR y el estrangulador (choke), cerrar el preventor (BOP), cerrar la válvula de seguridad, registrar la presión. c) Cerrar un preventor (BOP), calzar una válvula de seguridad de apertura plena, cerrar la válvula de seguridad, abrir el estrangulador (choke), registrar la presión. d) Insertar una válvula de seguridad de apertura plena, cerrar la válvula de seguridad, cerrar el preventor (BOP), abrir la válvula HCR, registrar la presión.

23. ¿Cuál es el método más seguro y fiable para monitorear fugas por los preventores (BOP)?. a) Fijarse si hay cambios en el indicador de caudal de salida. b) Cerrar el desviador (diverter) y monitorear la línea de venteo. c) Alinear el tanque de viajes para monitorear el flujo por encima de los preventores cerrados. d) Observar visualmente mirando a través de la mesa rotatoria.

24. Mientras se baja al pozo a 6,000 pies, un chequeo de flujo da positivo. El procedimiento del taladro es cerrar el pozo usando el procedimiento de cierre duro. ¿Cuál es el procedimiento correcto para cerrar el pozo?. a) Abrir la válvula HCR y el estrangulador (choke), cerrar el preventor (BOP), insertar la válvula de seguridad de apertura plena, cerrar el estrangulador, registrar la presión. b) Insertar la válvula de seguridad de apertura plena, abrir la válvula HCR y el estrangulador (choke), cerrar el preventor (BOP), cerrar la válvula de seguridad, registrar la presión. c) Cerrar un preventor (BOP), calzar una válvula de seguridad de apertura plena, cerrar la válvula de seguridad, abrir el estrangulador (choke), registrar la presión. d) Insertar una válvula de seguridad de apertura plena, cerrar la válvula de seguridad, cerrar el preventor (BOP), abrir la válvula HCR, registrar la presión.

25. Mientras se bombea a 50 Emboladas (Strokes) por Minuto (EPM, SPM) la presión en el manómetro del tubo vertical (standpipe) indica 1250 psi. ¿Cuál es aproximadamente la presión en el tubo vertical (standpipe) si usted aumenta la velocidad de la bomba a 60 EPM (SPM)?. a) 868 psi. b) 1800 psi. c) 575 psi. d) 1500 psi.

26. Se cierra un pozo. ¿Cuál es la presión de cierre del casing (revestidor) en este tubo en U (vaso comunicante) estático? Información del pozo: La presión interna de tubería (barras de sondeo) indica 0 psi (no hay válvula de flotador en la sarta) Profundidad del Pozo = 7,000 PVV (TVD) / 7,225 PM (MD) La sarta de perforación está llena de lodo de 9.7 ppg (lb/gal) El espacio anular está lleno de una mezcla de gas y lodo de 6.0 ppg (lb/gal). a) 4920 psi. b) 1390 psi. c) 1347 psi. d) 3530 psi.

27. ¿Cuál de las siguientes es la razón más importante para que haya buenos procedimientos de cambio de turno entre cuadrillas durante operaciones de control de pozos. a) Es un formulario reglamentario que debe llenarse y presentarse a la agencia reguladora local. b) Los procedimientos de cambio de turno no se consideran importantes durante las operaciones de control de pozos. c) Asegurar la continuidad de las operaciones y transmitir información sobre tendencias para identificar problemas potenciales. d) Para permitir que se asignen culpas en caso de un incidente durante las operaciones de ahogo.

28. ¿Qué puede pasar si usted excede la Presión Anular Máxima Admisible en Superficie (MAASP)?. a) La formación puede fracturarse. b) Se dañará la camisa de la bomba de lodo. c) El preventor anular quedará dañado. d) Colapso del casing.

29. ¿Cuál es la definición de presión anormal de formación?. a) Una presión que es más alta que la presión hidrostática que tiene una columna llena de agua de la formación. b) Una presión que difiere de la presión hidrostática que tiene una columna llena de petróleo (aceite) de la formación. c) Una presión que es igual a la presión hidrostática que tiene una columna de agua dulce. d) Una presión que difiere de la presión hidrostática que tiene una columna llena de gas de la formación.

30. ¿Cuál es la Presión Anular Máxima Admisible en Superficie (MAASP)?. a) La máxima presión admisible en el manómetro de tubería (sondeo) durante una operación de ahogo. b) La presión total que provocará pérdidas hacia la formación menos la presión hidrostática del lodo. c) La máxima presión admisible en el fondo del pozo durante una operación de ahogo. d) La presión total aplicada en el zapato que provocará pérdidas.

31. La bomba se apaga, el pozo está fluyendo, y hay ganancias en las piletas (los tanques) de lodo. Se enciende la bomba de nuevo y la ganancia en las piletas (tanques) de lodo se detiene. ¿Por qué se detiene la ganancia de volumen en los tanques (piletas) de lodo cuando la bomba está funcionando?. a) La presión hidrostática del lodo es mayor que la presión de la formación. b) La densidad del lodo dentro de la tubería de perforación (barras de sondeo) está creando un sobre balance contra la presión de la formación. c) La presión de la bomba es mayor que la presión hidrostática del lodo. d) La pérdida de presión en el anular está creando un sobre balance contra la presión de la formación.

32. Una Herramienta de Presión Mientras se Perfora (PWD) en el ensamble de Fondo del Pozo puede proporcionar información que indica que hay un influjo mientras se perfora. ¿Qué información de una Herramienta PWD (presión mientras se perfora) señalaría un influjo en el pozo?. a) Un aumento de la Densidad Equivalente de Circulación (DEC, ECD). b) Un registro de Peso sobre la Broca (WOB), Sacudidas y Torque. c) Una indicación de azimut y elevación del pozo. d) Una reducción de la Densidad Equivalente de Circulación (DEC, ECD).

33. 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.

34. ¿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.

35. ¿Qué pasa con el volumen de gas en el pozo cuando un amago (surgencia, kick) de gas se hace circular apropiadamente y se desaloja del pozo. a) El volumen de gas permanecerá igual. b) El volumen de gas aumentará. c) El volumen de gas disminuirá.

36. Cuando el pozo tiene un amago (surgencia, kick) ¿Qué práctica operativa conducirá a un influjo más grande cuando usted está cerrando el pozo?. a) Simulacros regulares en los tanques para la cuadrilla de perforación. b) Capacitación regular para el torrero (encuellador, chango, derrickman) sobre las tareas de vigilar el nivel de los tanques (piletas). c) Probar las válvulas que se colocan sobre la sarta durante pruebas de preventores (BOP). d) Llamar al Toolpusher (capataz del sondeo) al piso de perforación antes de cerrar el pozo.

37. Si las presiones de cierre son 600 psi para la SIDPP (cierre de interior de tubería o barra de sondeo) y 800 psi SICP (presión interna de cierre de casing) y ambas comienzan a aumentar lentamente mientras se prepara el lodo de ahogo (para matar) para un Método de Esperar y Densificar, ¿qué tipo de influjo hay en el pozo?. a) Petróleo (aceite). b) Agua salada. c) Agua dulce. d) Gas.

38. ¿Por qué la presión del casing es generalmente más alta que la presión de cierre interna de tubería de perforación (barras de sondeo)?. a) La línea del estrangulador es más larga que la línea de matar. b) Los recortes en el espacio anular ayudan a reducir la presión hidrostática. c) La presión hidrostática en la tubería de perforación es más alta que la presión hidrostática en el espacio anular. d) Porque la línea del estrangulador (choke) es más amplia en diámetro que la línea de matar.

39. Un pozo se ha cerrado por un amago (surgencia, kick) y las presiones de cierre se han estabilizado. La SIDPP (presión de cierre interna de tubería o barras) indica 350 psi, la SICP (presión de cierre interna de casing) indica 900 psi. ¿Qué está sucediendo en el pozo?. a) El pozo está balanceado; las presiones en el fondo están balanceadas en ambos lados del pozo. b) El pozo no está completamente lleno de lodo y hay más presión al fondo del pozo del lado de la tubería de perforación (barras de sondeo). c) El pozo no está balanceado; la presión al fondo del pozo (PFP, BHP) en el lado del espacio anular es más alta que el lado de la tubería (barras) del tubo en U. d) El pozo no está balanceado; la presión al fondo del pozo en el lado del espacio anular es más baja debido a la contaminación por parte de los fluidos de la formación.

40. Usted cierra un pozo por un amago (surgencia, kick) con la broca (trépano) en el fondo. ¿La lectura de qué manómetro usa usted para calcular la presión de formación?. a) El manómetro de presión interna de la tubería (barras de sondeo) en el panel del Perforador. b) El manómetro de presión interna del casing en el panel del estrangulador (choke). c) El manómetro de presión interna de la tubería (barras de sondeo) en el panel del Estrangulador (Choke). d) El manómetro del múltiple del estrangulador (choke manifold.

41. ¿Por qué es importante detectar un amago (surgencia, kick) lo más pronto posible?. a) Minimizar el tamaño de un influjo resultará en una SICP más baja. b) Minimizar el tamaño de un influjo resultará en una SICP (presión de cierre interna de casing) más alta. c) Minimizar el tamaño de un influjo resultará en una SIDPP (presión de cierre interna de tubería) más baja. d) Minimizar el tamaño de un influjo resultará en una SIDPP más alta.

42. Luego de accionar el control del preventor anular a la posición de cerrado, la luz de abierto se apaga, pero la luz de cerrado no se enciende. El manómetro de la presión del preventor anular baja y luego retorna a la presión correcta. ¿Qué ha ocurrido?. a) La línea hidráulica de cierre al preventor (BOP) está tapada. b) La válvula de 4 sentidos en la unidad hidráulica de cierre falló en desplazarse. c) Hay una fuga en la línea hidráulica al preventor (BOP). d) El circuito o el foco (lamparita) de luz de cerrado han fallado.

43. Mientras se prepara para un viaje fuera del pozo, el perforador está preocupado por la posibilidad de succionar (por pistoneo ascendente de la sarta) un amago (surgencia, kick). El Perforador planea acondicionar el lodo y reducir la velocidad de sarta en el viaje. El margen de viaje estimado es de no más de 0.2 ppg (lb/gal). ¿Qué consejo le daría al Perforador para minimizar el riesgo de succión?. a) Bombear una píldora densa y prepararse para sacar tubería (barras) seca. b) Levantar sarta mientras se bombea hasta que la broca (trépano) esté por encima del zapato. c) Hacer un viaje “con tubería llena” hasta el zapato y luego bombear una píldora. d) Bombear una píldora de agua salada en la tubería de perforación (barras de sondeo.

44. Su densidad de lodo (MW) actual es de 11.5 ppg (lb/gal). Se le indica que bombee una píldora de 35 bbl con densidad 13.5 ppg (lb/gal). La capacidad de su tubería (barra) de perforación es de 0.0178 bbl/pie. ¿Cuántos pies de tubería (barra) seca tendrá después de haber bombeado?. a) 34 pies. b) 321 pies. c) 84 pies. d) 342 pies.

45. Usted está perforando con una broca (trépano) de 12¼ pulgadas con una velocidad de penetración promedio de 95 pies/hora. Durante los últimos 60 minutos no hubo cambios en el nivel de los tanques (piletas). ¿Qué acción tomaría usted. a) Prepararse para mezclar material obturante (LCM) porque usted puede estar perdiendo algo de lodo hacia la formación. b) Fijarse si el pozo fluye para averiguar por qué el volumen en tanques (piletas) es estable. c) Continuar perforando, todo va bien. d) Aumentar el peso sobre la broca (trépano) ahora que la velocidad de penetración está estable.

46. La píldora se bombea a la tubería de perforación (barra de sondeo), se apaga la bomba y se cierra el pozo. Densidad de lodo = 11 ppg (lb/gal) Densidad de la píldora = 13 ppg (lb/gal) Longitud de la píldora = 1000 pies Profundidad del pozo PM (MD) y PVV (TVD) = 8000 pies ¿Qué presión verá usted en el manómetro de Presión Interna del Casing debido al efecto de tubo en U?. a) 572 psi. b) Cero(0) psi. c) 676 psi. d) 104 psi.

47. Seleccionar la definición correcta de “relación de cierre” (“closing ratio”) de un preventor tipo ariete. a) Presión operativa requerida para cerrar los arietes contra la presión máxima anticipada en el pozo. b) Presión operativa requerida para cerrar los arietes contra la presión de formación. c) Presión operativa requerida para abrir los arietes a la Clasificación de Presión Nominal del preventor (BOP). d) Relación entre el área de empaque y el área del vástago del pistón.

48. ¿Cuál indicador de amago (surgencia, kick) se detecta primero?. a) Incremento de volumen en los tanques (piletas). b) Aumento de volumen en el tanque de viajes. c) Aumento del caudal (gasto) de salida. d) Aumento de la presión de la bomba.

49. Usted ha estado perforando a un promedio de 20 pies/hora. La broca (trépano) ha hecho un cuarto del número estimado de horas de perforación. La herramienta MWD (medición mientras se perfora) falla y usted saca la sarta fuera del pozo. Se decide reemplazar la MWD y bajar la misma broca al pozo. Al volver al fondo la penetración con el mismo peso sobre la broca promedia 64 pies/hora. ¿Qué acción podría usted tomar?. a) Cerrar el pozo y circular de fondo a superficie. b) Fijarse si hay flujo del pozo y considerar una circulación de fondo a superficie a través de la línea del estrangulador (choke line). c) Reducir el peso sobre la broca (trépano) para llegar a un promedio de 20 pies/hora Continuar perforando, el aumento en penetración se debe a la nueva herramienta MWD.

50. ¿Cuál es la función de venteo / purga / línea de paso directo en el múltiple del estrangulador (choke manifold)?. a) Facilitar un fácil manejo del estrangulador. b) Aplicar contrapresión mientras se controla un influjo (amago, surgencia, kick). c) Purgar un alto volumen de fluido de la formación salteando (evadiendo) el estrangulador.

51. 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?. a) Para fijarse si hay un tapón de prueba con fugas. b) Para evitar un bloqueo de presión. c) Porque la prueba creará pesos extremos al gancho. d) De otro modo, se necesitará una circulación inversa para librar el tapón de prueba.

52. ¿Por qué es una buena práctica durante el ahogo de un pozo monitorear la parte de arriba del pozo en el tanque de viajes?. a) Para ver si hay un influjo secundario durante el ahogo. b) Para ver si hay pérdidas en el Zapato. c) Para monitorear los retornos desde el separador de lodo y gas. d) Para ver si hay fugas por los preventores (BOP).

53. Usted opera el preventor anular, y ambos, el manómetro de presión en el preventor anular y el manómetro del acumulador, bajan, pero no regresan de vuelta a la presión normal. La bomba de carga está funcionando continuamente. ¿Qué fue lo que probablemente sucedió?. a) La válvula de 3 posiciones no fue operada. b) Fuga en la línea de cierre del preventor anular. c) La válvula maestra no fue operada. d) La línea de cierre está bloqueada.

54. ¿Qué término describe “un flujo descontrolado de fluidos de la formación perceptible en superficie o en el fondo del mar”?. a) Reventón. b) Formación fracturada. c) Amago (surgencia, kick). d) Pérdida de circulación.

55. Mientras se realizaba una verificación de flujo después de un cambio en la velocidad de penetración, el tanque de viajes aumenta 2 barriles en 4 minutos. ¿Qué acción deberá emprenderse?. a) Comenzar a circular de fondo a superficie. b) Cerrar el pozo. c) Monitorear el pozo por otros 4 minutos para ver si el pozo aún está fluyendo. d) Volver a perforar porque la ganancia se debe a cambios de temperatura en el pozo.

56. ¿Cuál es la función principal del estrangulador (choke) en el sistema general de preventores (BOP)?. a) Dirigir hidrocarburos a la antorcha. b) Dirigir los fluidos del pozo al separador de lodo y gas. c) Para generar contrapresión mientras se desaloja circulando un amago (surgencia, kick). d) Para cerrar el pozo suavemente.

57. ¿Cuál es el uso más común del Desgasificador de Vacío?. a) Se usa como repuesto de emergencia en caso de que falle el “Separador de Gas y Lodo” (Poor Boy). b) Se usa principalmente para separar el gas de los líquidos mientras se hacen pruebas. c) Se usa para remover gas después de que se ha hecho circular lodo por las zarandas (temblorinas). d) Se usa sólo cuando se desaloja circulando un amago (surgencia, kick).

58. ¿Qué acción debería emprender un Perforador después de un cambio en la velocidad de penetración?. a) Reducir el peso sobre la broca (trépano). b) Circular de fondo a superficie. c) Reducir la velocidad de la bomba. d) Fijarse si hay flujo.

59. ¿En qué par de manómetros del panel remoto de preventores esperaría usted ver una reducción de la presión cuando se está cerrando el preventor anular?. a) La presión del Acumulador y la presión Anular. b) La presión Anular y la presión del Múltiple (Manifold). c) Presión del Múltiple (Manifold) y presión del Acumulador. d) La presión aire y la presión del Múltiple (Manifold).

60. El manómetro de presión interna de tubería de perforación (barras de sondeo) en el panel remoto del estrangulador (choke) indica 350 psi. El manómetro de presión interna de tubería de perforación (barras de sondeo) en el múltiple (manifold) del tubo vertical (standpipe) indica 650 psi. ¿Qué acción deberá emprenderse?. a) Investigar la diferencia. b) Comenzar el ahogo (kill) usando 350 psi porque es el estrangulador remoto el que se usará durante la operación de ahogo (kill). c) Comenzar el ahogo (kill) usando 650 psi porque se necesita sobre balance (overbalance) para la operación de matar (ahogar) el pozo. d) Usar la presión promedio de 500 psi para comenzar el ahogo (kill).

61. Calcular la densidad equivalente de lodo que fracturará el zapato del casing usando el gráfico de prueba de admisión (goteo, leak-off) de más abajo. a) 13.7 ppg. b) 14.2 ppg. c) 14.1 ppg. d) 13.9 ppg.

62. En la figura de abajo, ¿qué dimensión determina la máxima presión dentro del separador antes de que exista potencial para que el gas de formación “salga volando” al área de las zarandas?. a) La altura del cuerpo (H1) y el diámetro interno del cuerpo (D1). b) La longitud y el diámetro interno (D3) del tubo de entrada del tanque de amortiguación (buffer) al múltiple del estrangulador (choke). c) La altura del tubo sifón (dip tube) (H2). d) La longitud de la línea de venteo (H4) y su diámetro interno (D2).

63. Presión de admisión (goteo, leak-off) en superficie = 1000 psi PVV (TVD) del Zapato del Casing = 7500 Densidad de lodo durante la prueba = 11 ppg (lb/gal) ¿Cuál es la presión de fractura en el zapato del casing?. a) 6100 psi. b) 5425 psi. c) 5290 psi. d) 4200 psi.

64. Usted bombea una píldora de 30 bbl con los siguientes parámetros: Densidad de la píldora: 16.2 ppg (lb/gal) Capacidad de tubería (barra de sondeo) de 5 pulgadas: 0.01776 psi/pie Densidad del lodo: 15.2 ppg (lb/gal) Profundidad del pozo: 12335 pies PM (MD) y 12121 pies PVV (TVD) Calcular cuánto lodo, además del volumen de la píldora, saldrá del pozo por efecto del tubo en U. a) 2bls. b) 45 bls. c) 5bls. d) 30 bls.

65. ¿Cuál es la función de los Arietes Ciegos/de Cizallamiento de tubería (Blind/Shear Rams)?. a) Como respaldo del preventor anular. b) Para cortar la sarta de perforación y sellar el pozo. c) Para cerrar el pozo si el Desviador (Diverter) falla. d) Para colgar la sarta de perforación durante un ahogo.

66. Se ha operado una función desde el panel remoto. La luz de abierto se apaga y la luz de cerrado se enciende, pero la presión en el manómetro no bajó. ¿Cuál es la causa probable del problema?. a) Una fuga en el sistema. b) La línea de cierre está bloqueada. c) La presión de aire es demasiado baja. d) El interruptor de presión está fallando.

67. ¿Cuándo es más probable que usted se fije para ver si el pozo está fluyendo?. a) Antes de que el ensamble de fondo (BHA) sea levantado a través de la sarta de preventores. b) Luego de medir la presión reducida de bombeo. c) Después de un 5% de aumento de la velocidad de penetración. d) Después de que el perforador ha aumentado el peso sobre la broca (trépano).

68. ¿Qué herramienta es parte del Ensamble de Fondo del Pozo (EFP, bottom hole assembly, BHA) y permite que al pozo se le hagan registros eléctricos (perfilajes) y se monitoree durante las operaciones de perforación?. a) La herramienta de perforación rotatoria y orientable (steerable, RSS). b) La herramienta de medición con un solo disparo (single shot survey tool). c) La herramienta de registro eléctrico (perfilaje, LWD) mientras se perfora. d) El motor hidráulico de lodo (motor de fondo, turbina de lodo).

69. ¿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 puede sobrecargar el separador de lodo y gas. b) El mayor volumen de gas en el separador de lodo y gas aumentará la presión al fondo del pozo. c) El gas provocará un aumento de temperatura en el estrangulador (choke) remoto y dañará los sellos de goma (hule, caucho). d) El gas se transformará en líquido y aumentará el nivel de los tanques (piletas).

70. ¿Cuál de estas oraciones sobre el preventor anular es cierta?. a) No permitirá que pasen las juntas de los tubos. b) Diseñada para cerrar sobre un rango más amplio de tubos de perforación (barras de sondeo) que los arietes de tubería. c) No está diseñado para sellar sobre una barra Kelly cuadrada o hexagonal. d) Está diseñado para sellar alrededor de cualquier objeto que haya en el pozo.

71. ¿En cuáles de las siguientes situaciones es ventajoso usar una válvula de flotador en la sarta de perforación?. a) Para leer la presión interna de tubería de perforación (barras de sondeo) después de un amago (surgencia, kick). b) Para permitir una circulación inversa. c) Para evitar contraflujo mientras se hace un viaje o durante una conexión. d) Para reducir la presión de compresión (surge) por efecto pistoneo hacia abajo.

72. El Perforador está bajando al pozo y monitoreando el pozo con el tanque de viajes. Durante las últimas 5 paradas (tiros, stands) el tanque de viajes ha ganado 3 barriles más que el volumen calculado. ¿Qué debería hacer el Perforador?. a) Seguir sacando sarta pero fijarse si hay fugas en las válvulas del tanque de viajes. b) Continuar bajando al fondo de modo que pueda ahogarse (matarse) el pozo. c) Sacar 5 paradas más y si los números se emparejan. d) Alertar a la cuadrilla de perforación y fijarse si el pozo fluye.

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

74. Se tomó un amago (surgencia, kick) a la Profundidad Total (PT, TD) y se lo hará circular usando el Método del Perforador. Usted tiene un tanque (pileta) activo (10 pies de profundidad) con 180 bbls de capacidad. Tamaño del amago = 10 bbls PT (TD) / PVV (TVD) = 4,800 pies Densidad de lodo en el pozo = 9.9 ppg (lb/gal) SIDPP (presión de cierre interna en tubería o barras) = 250 psi SICP (presión de cierre interna del casing) = 350 psi Presión de formación = 2721 psi Presión máxima de casing prevista en superficie durante la operación de matar el pozo = 500 psi Luego del incremento inicial de 10 barriles, ¿qué otra ganancia en tanques (piletas) se anticipa? Ignorar efectos de la temperatura y el factor de compresibilidad del lodo. a) 109 barriles. b) 44 barriles. c) 78 barriles. d) 1851 barriles.

75. ¿Qué es un “chequeo de flujo”?. a) Monitorear el tiempo que toma para que el canal de salida (línea de flote, flowline) se desagote en los tanques (piletas) durante una conexión. b) Observar si el pozo fluye después de que se han apagado las bombas. c) Monitorear el número de barriles que fluyen de vuelta a los tanques (piletas) durante una conexión. d) Observar el número de barriles que toma mantener el pozo lleno luego de extraer 10 paradas (tiros, stands).

76. ¿Por qué es importante informar al Perforador cuando se enciende o apaga el desgasificador o el desilter (desarcillador)?. a) Aumentará el caudal de salida del pozo. b) Habrá que desviar el fluido para saltear las zarandas (temblorinas). c) Se reducirá la viscosidad del lodo. d) El volumen en los tanques (piletas) cambiará.

77. ¿Qué presión deberá mantenerse en la cámara de cierre del preventor (BOP) anular durante la operación de stripping ¿deslizamiento de tubería con preventor cerrado?. a) 300 psi menos que la presión para cerrar el ariete de tubería (barras). b) La presión mínima para mantener un sello. c) Mínima 500 psi. d) La presión mínima que permita que una junta de tubos pase por el empaque con una pérdida de 30,000 lbs de peso al gancho (hook load).

78. ¿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).

79. Usted asentó un liner y ahora está circulando por el pozo para limpiar el lodo antes de perforar el zapato del liner. ¿Dónde hay senderos potenciales de fuga que permitan que el fluido de la formación entre en el pozo?. a) Solapa o zapato del liner con fugas. b) Cámara de apertura de los preventores (BOP). c) Sarta de perforación. d) Cámara de cierre de los preventores (BOP).

80. ¿Qué tipo de válvula debería haber montada en la tubería de perforación (barras de sondeo) si el pozo tiene un amago (surgencia, kick) mientras se está haciendo un viaje?. a) Válvula del estrangulador. b) Válvula de Seguridad de Apertura Total (Full Opening Safety Valve). c) Válvula sin retorno. d) Válvula de flotador.

81. Cuando se preparan para un cambio de turno durante una operación de ahogo de un pozo, ¿cuál sería la mejor práctica al conducir el traspaso?. a) 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. b) Hacerse cargo inmediatamente de la cuadrilla actual y trabajar con el supervisor para ayudar a ahogar (matar) el pozo. c) Solicitar que el Ingeniero de Lodos (inyeccionista) analice las tareas con cada uno de los miembros de la cuadrilla. d) Todas las partes involucradas deberían estar en actividad por un tiempo suficiente como para permitir una completa comunicación de las actividades en curso.

82. Usted cierra un preventor tipo arietes usando el panel remoto de preventores (BOP) La luz de arietes abiertos se apaga y se ilumina la luz de cerrado, pero usted advierte que las presiones del acumulador y del múltiple (manifold) han permanecido estáticas. ¿Qué ha ocurrido?. a) La válvula de arietes de 3 posiciones y 4 sentidos en el acumulador no se ha movido. b) Posible bloqueo en la línea entre la unidad del acumulador y la sarta de preventores (BOP). c) La válvula maestra no se mantuvo apretada hacia abajo por 5 segundos. d) No hay aire en el panel.

83. Profundidad del zapato del casing = 11,000 PVV (TVD), PM (MD) = 12,250 pies., Densidad de lodo durante la prueba = 14.0 ppg (lb/gal) Presión de admisión (goteo, leak-off) = 1950 psi Calcular la Densidad de Lodo Máxima Admisible. a) 17.5 ppg. b) 17.4 ppg. c) 17.3 ppg. d) 17.2 ppg.

84. Luego de haber cerrado exitosamente el pozo durante un amago, ¿cuál de las siguientes es una responsabilidad crucial del Supervisor?. a) Revisar los niveles y los alineamientos de los tanques (piletas) de lodo. b) Preparar el lodo con densidad para matar (ahogar el pozo). c) Comunicar el plan a la cuadrilla de perforación. d) Medir la densidad de lodo que entra y que sale del pozo.

85. ¿Cuándo debería usted recalcular la Presión Anular Máxima Admisible en Superficie (MAASP)?. a) Luego de cada 300 a 500 pies perforados. b) Cada turno. c) Después de un cambio en la densidad del lodo. d) Luego de cambiar la broca (trépano).

86. El torrero (chango, encuellador, derrickman) indica que ha habido un aumento de 10 bbl en los tanques (piletas) durante los últimos 15 minutos. ¿Cuál es la acción más segura que puede tomar el Perforador?. a) Llamar al Toolpusher (capataz del sondeo) para pedir consejos. b) Pedir al torrero (chango, derrickman) que se fije si hubo alguna transferencia de lodo. c) Informar al Ingeniero de Lodos (inyeccionista. d) Fijarse para ver si hay flujo.

87. ¿Qué manómetros en un panel de control de preventores remoto exhibirá una reducción de presión cuando usted cierra los arietes de tubería?. a) El manómetro de presión de aire y el de la presión del anular. b) El manómetro de presión del múltiple (manifold) y el de la presión del anular. c) El manómetro de presión del acumulador y el de presión del múltiple (manifold). d) El manómetro de la presión del anular.

88. ¿Cuál es la función principal del “orificio de drenaje” (weep hole) en un preventor (BOP) tipo ariete?. a) Mostrar que los sellos en el bonete tienen fugas. b) Liberar presión atrapada durante la prueba de preventores (BOP). c) Indicar una fuga en el sello del vástago del pistón de lodo. d) Prevenir la contaminación de la cámara de apertura.

89. Luego de haber cerrado exitosamente el pozo durante un amago (surgencia, kick), ¿Cuál es la tarea típica de un torrero (encuellador, chango, derrick hand)?. a) Medir la densidad del lodo en el sistema activo. b) Calcular emboladas (strokes) de superficie hasta la broca (trépano). c) Ir al piso de perforación y alinear el múltiple (manifold). d) Medir las presiones en el manómetro del estrangulador (choke.

90. Usted ha cerrado el pozo después de un amago (surgencia, kick). ¿Cuál de las siguientes no tendría que monitorear el torrero (enganchador, encuellador derrickhand) porque estaría fuera de su responsabilidad?. a) Registrar los niveles en los tanques y revisar los dispositivos de medición. b) Fijarse si hay fugas en las bombas o en las líneas. c) Medir la densidad de lodo en todos los tanques (piletas). d) Monitorear presiones en el estrangulador (choke).

91. ¿Cuál de las siguientes situaciones hace que sea más difícil detectar un amago (surgencia, kick) con el PVT (totalizador del volumen en tanques o piletas)?. a) Cuando usted mantiene las transferencias al sistema activo de lodo en un mínimo mientras perfora. b) Cuando usted reduce el límite de la alarma de nivel en tanques (piletas) de 10 bbls a 5 bbls. c) Cuando usted permite que el lodo desborde por las zarandas (temblorinas). d) Cuando usted saltea (evade) los tanques de control de sólidos.

92. ¿Cuál de las siguientes dimensiones afecta la presión a la que el gas puede “excederse y llegar a soplar” hasta el área de las zarandas (temblorinas)?. a) Altura del cuerpo y D.I. (Diámetro interno) del cuerpo. b) D.I. de la línea desde el múltiple del estrangulador (choke manifold). c) La longitud y el D.I. de la línea de venteo. d) Altura del sello de líquido.

93. ¿Qué puede incrementar el riesgo de exceder la MAASP durante una operación de ahogo (kill)?. a) Una sección corta de pozo abierto. b) Una gran diferencia entre la presión de ruptura de la formación y la presión hidrostática del lodo. c) Una pequeña diferencia entre la presión de ruptura de la formación y la presión hidrostática del lodo. d) Un pequeño influjo.

94. El programa de perforación requiere una prueba de integridad de la formación (PIF, FIT) hasta 15.2 ppg (lb/gal) de Densidad Equivalente de Lodo (DEL, EMW) en el zapato del casing. Profundidad del Zapato = 4,000 pies (PVV, TVD); 5,500 pies (PM, MD) Densidad de lodo durante la prueba = 9.5 ppg (lb/gal) ¿Qué presión en superficie se requiere para probar el zapato hasta 15.2 de DEL (EMW)?. a) 1,630 psi. b) 2,382 psi. c) 1,186 psi. d) 1,976 psi.

95. Usted baja hasta el zapato y efectúa una operación de deslizar y cortar en la línea (cuerda) de perforación La operación normalmente toma 60 minutos. ¿Cuál es la mejor manera de monitorear el pozo?. a) Cerrar el pozo y registrar las presiones cada 15 minutos. b) Instalar una válvula de seguridad en la sarta de perforación, conectar con el Tanque de Viajes y poner la alarma. c) Alinear el tanque de viajes y poner la alarma para el mismo. d) Alinearse con los tanques (piletas) de lodo e informar al Mud Logger (técnico de registro de datos) que vigile para ver si hay ganancias de lodo.

96. Cuando se está perforando y se registran niveles altos de gas de conexión, hay una falla eléctrica que elimina la capacidad de circular y girar (rotar). ¿Cuál es la acción más segura por tomar?. a) Mover tubería hacia arriba y abajo (vaivén) para evitar una pega (aprisionamiento) de tubería. b) Alinear el tanque de viajes y monitorear el pozo. c) Extraer sarta hasta el zapato de casing y dar a la sarta movimiento de vaivén (reciprocar). d) Desconectar y cerrar el pozo y monitorear para ver si aumenta la presión en el pozo.

97. 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).

98¿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.

99. 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).

100. ¿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.

101. 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.

102. ¿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.

103. 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.

104. 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.

105. 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 reducida de bombeo por el estrangulador (choke) remoto.

106. ¿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.

107. ¿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.

108. 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.

109. ¿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.

110. ¿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.

111. 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.

112. 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).

113. ¿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).

114. ¿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).

115. ¿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).

116. ¿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 fond. c) Un aumento de la densidad de la lutita (esquisto). d) Aumento del gas de conexión.

117. ¿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.

118. 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.

119. 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).

120. 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.

121. ¿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.

122. ¿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).

123. ¿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 positiv. c) Monitoreo del nivel de fluido de perforación. d) Prueba de influjo (Prueba Negativa).

124. 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.

125. 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.

126. ¿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.

127. ¿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.

128. 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.

129. 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.

130. 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 poz. a) Disminuya. b) Aumente. c) Quedará igual.

131. 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.

132. ¿Cuándo debería utilizarse el Método Volumétrico?. a) Cuando puede establecerse la circulación por debajo del influj. 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.

133. ¿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.

134. 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).

135. ¿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.

136. 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.

137¿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.

138. ¿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.

139. ¿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).

140. 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.

141. Usted está perforando. Otros pozos del área han experimentado formaciones con balonamiento (ballooning). Cuando apaga las bombas para hacer una conexión, el pozo fluye.  Usted cierra el pozo con una ganancia de 6 barriles  Las presiones de cierre se han estabilizado: SIDPP (PCT presión de cierre de tubería o barras) = 120 psi, SICP (PCC, presión de cierre del casing) = 180 psi.  Usted purga 2 barriles de fluido por el estrangulador (choke) y vuelve a cerrar el pozo.  SIDPP = 120 psi y SICP = 200psi. ¿Qué es lo más probable que esté sucediendo en el pozo?. a) Influjo del fluido de la formación. b) Pérdida de circulación. c) Balonamiento (ballooning) del pozo. d) Hidratos en el estrangulador (choke).

142. 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. ) El operario de wireline (perfilaje con cables) ha bombeado una píldora para que el cable salga seco y ahorre algo del tiempo de limpieza.

143. ¿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).

144. ¿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.

145. ¿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.

146. 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.

147. 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. b) Abrir el preventor, levantar la densidad del pozo en 1 ppg (lb/gal) y seguir perforand. 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.

148. ¿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.

149. 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.

150. ¿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.

151. 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.

152. ¿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.

153. ¿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).

154. ¿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.

155. 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.

156. 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.

157. ¿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).

158. 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.

159. 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.

160. 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).

161. 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.

162. 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.

163. ¿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.

164. ¿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.

165. 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.

166. 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 demasiada poca presión al pozo.

167. ¿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).

168. 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).

169. 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.

170. ¿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.

171. 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.

172. ¿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.

173. 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.

174. 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).

175. ¿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.

176. ¿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.

177. 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.

178. 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.

179. 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.

180. 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.

181. ¿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.

182. ¿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.

183. ¿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.

184. ¿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).

185. ¿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.

186. 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.

187. 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.

188. ¿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.

189. 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.

190. ¿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.

191. 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.

192. ¿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.

194. 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.

194. 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.

195. 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.

196. Con base en la información que hay a continuación, ¿qué sucederá con la presión del zapato del casing si se usara el Método de Esperar y Densificar en vez del Método del Perforador? Información del Pozo Profundidad del pozo – 10000 pies. Profundidad del zapato – 8830 pies. Emboladas Superficie a Broca (Trépano) – 1630 strokes Emboladas Broca a Zapato – 1300 strokes Emboladas Broca a Superficie – 6480 strokes PCIT (SIDPP) (presión de cierre interna en tubería o barras) – 500 psi PCIC (SICP) (presión de cierre interna del casing) – 800 psi Densidad actual del lodo – 10.3 ppg (lb/gal) Densidad del lodo para ahogar – 11.3 ppg (lb/gal) MAASP (presión anular máxima admisible en superficie) – 1300 psi Ganancia en tanques (piletas) – 28 bbls. a) La presión en el zapato será más baja. b) La presión en el zapato será igual. c) La presión en el zapato será más alta.

197. En un pozo con un volumen de Broca (Trépano) a Zapato más alto que el volumen en la sarta de perforación, ¿cuál de los siguientes métodos de ahogo minimizará el riesgo de pérdidas de circulación?. a) El Método de Esperar y Densificar. b) El Método Volumétrico. c) El Método de Forzamiento (Bullheading). d) El Método del Perforador. e) Ninguno ambos ejercen la misma presión.

198. ¿Bajo qué circunstancia proporcionaría el Método de Esperar y Densificar presiones equivalentes más bajas en el zapato del casing que el Método del Perforador?. a) Cuando el volumen en la sarta de perforación es menor que el volumen del pozo abierto. b) Cuando el volumen en la sarta de perforación es menor que el volumen del casing. c) Las presiones en el casing son las mismas independientemente del método usado. d) Cuando el volumen en la sarta de perforación es más grande que el volumen del espacio anular en pozo abierto.

199. Se detectó un amago (surgencia, kick) mientras se perforaba y se cerró el pozo. Volumen anular en pozo abierto = 200 bbls Capacidad de la tubería de perforación (barras de sondeo) = 100 bbls La sección de pozo abierto tiene una serie de formaciones que son zonas de pérdida potencial de circulación. ¿Cuál de los siguientes métodos de control de pozos debería usarse para minimizar la presión en el pozo en pozo abierto?. a) El Método de Esperar y Densificar. b) El Método del Perforador. c) El Método Volumétrico. d) Forzamiento (bullheading).

200. ¿Cuándo dará el Método de Esperar y Densificar una presión en el zapato más baja que el Método del Perforador?. a) El Método de Esperar y Densificar siempre dará una presión más baja en el zapato. b) Cuando el volumen en la sarta de perforación es menor que el volumen del pozo abierto. c) Cuando el volumen en la sarta de perforación es igual al volumen del pozo abierto. d) Cuando el volumen en la sarta de perforación es más alto que el volumen del pozo abierto.

201. Se está ahogando un pozo usando el Método del Perforador. La presión de la Tubería de Perforación (barras de sondeo) es de 870 psi a 30 EPM (SPM). La presión dentro del Separador de Lodo y Gas está aumentando y se toma una decisión de reducir la velocidad de la bomba a 20 EPM (SPM). ¿Qué pasará con la Presión al Fondo del Pozo (PFP o BHP) si se mantienen 870 psi en el manómetro de tubería mientras la bomba se desacelera hasta la nueva velocidad?. a) La PFP no cambiará. b) La BHP aumentará. c) La BHP disminuirá.

202. Durante el ahogo de un pozo en una instalación con preventores de superficie, se reduce la velocidad de la bomba mientras se mantiene constante la presión de la tubería (barras). ¿Cómo afectará esto a la Presión al fondo del Pozo (PFP, BHP)?. a) No hay manera de saber lo que ocurrirá con la PFP. b) La PFP permanecerá constante. c) La BHP aumentará. d) La BHP disminuirá.

203. En un taladro con preventores de superficie, el Perforador acelera la bomba lentamente al comienzo de la operación de ahogo. ¿Qué presión deberá el operario del estrangulador (choke) mantener constante durante esta operación?. a) Presión interna del casing (revestidor). b) Presión anular máxima admisible en superficie (MAASP). c) Presión de cierre interna de tubería (barras de sondeo). d) La presión a velocidad (o circulación) lenta de bombeo.

204. 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). ¿Qué podría hacer usted?. a) Nada, debido al LPM hay un efecto de tubo en U provocando un aumento de la Presión de Tubería de Perforación. b) El LPM (lodo para matar) ha provocado un sobre balance en el pozo, atrapando un exceso de presión. c) Continuar bombeando, el LPM no ha llegado a la superficie, por lo tanto, la PCIT (SIDPP) no indicará cero. d) Fijarse si hay presión atrapada.

205. Durante la segunda circulación del Método del Perforador, el lodo para matar (ahogar) retorna a las zarandas (temblorinas). El pozo se cierra correctamente. ¿Cuáles deberían ser las presiones que se observan en los manómetros suponiendo que no hay presión atrapada en el pozo?. a) La PCIC (SICP) será más alta que la PCIT (SIDPP). b) La PCIC (SICP) será más baja que la PCIT (SIDPP). c) Ambos manómetros, el de PCIC (SICP) y el de PCIT (SIDPP) indicarán 0 psi. d) PCIC (SICP) y PCIT (SIDPP) serán iguales a la PCIT (SIDPP) original.

206. Durante la primea circulación del Método del Perforador, la presión de tubería (barras) comienza a aumentar y la presión del casing permanece relativamente constante. ¿Cuál podría ser el problema?. a) Falla de la bomba. b) Una boquilla (tobera) de la broca (trépano) está tapada. c) El estrangulador está tapado. d) Fisura (washout) en el estrangulador (choke).

207. Cuando se llevan las bombas hasta la velocidad para matar (kill rate), se permite que la presión del casing aumente por encima de la Presión de Cierre Interna del Casing. ¿Qué pasará con la presión al fondo del pozo. a) No habrá cambios en la presión al fondo del pozo. b) La presión al fondo del pozo aumentará y puede exceder la presión de fractura de la formación. c) La presión al fondo del pozo disminuirá y probablemente provoque que entre más influjo al pozo.

208. La bomba se apagó cuando se estaba haciendo la primera circulación del Método del Perforador. La presión interna de tubería (barras) ahora indica 525 psi y la presión interna del casing ahora indica 700 psi. Información del Pozo Presión de cierre interna de tubería (barras) = 450 psi Presión de cierre interna de casing = 600 psi Presión Inicial de Circulación = 800 psi Densidad de lodo = 11.2 ppg (lb/gal) ¿Cuánto sobre balance (overbalance) hay actualmente en el pozo?. a) 175 psi. b) 100 psi. c) 75 psi. d) 150 psi.

209. Usted ha tomado un amago (surgencia, kick) pero el lodista (inyeccionista) le informa que no hay suficiente baritina (barita) para matar (ahogar) el pozo. Las presiones de cierre se han estabilizado. Mientras se espera por nuevos cargamentos de baritina las presiones de cierre están aumentando lentamente en 100 psi cada 30 minutos. ¿Qué curso de acción tomaría usted?. a) Forzar (bullhead) con la densidad actual del lodo para empujar los fluidos de la formación de gas de vuelta a la formación. b) Usar la primera circulación del Método del Perforador. c) Aumentar la densidad de lodo tanto como sea posible y circular a la broca (trépano) para reducir la Presión de Cierre Interna de Tubería (barras), PCIT (SIDPP). d) Purgar lodo manteniendo la presión del Casing constante al mismo valor que la Presión de Cierre Interna de Casing (PCIC, SICP).

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

211. Un pozo se ha cerrado después de un amago (kick). La presión interna de tubería (barra de sondeo) es cero porque hay una válvula de flotador (sin retorno) en la sarta. ¿Cómo obtendría el operador la Presión de Cierre Interno de la Tubería de Perforación (barras de sondeo)?. a) Bombear muy lentamente por la sarta de perforación con el pozo cerrado y en cuanto la presión interna del casing comienza a aumentar, parar la bomba, leer la presión, y restar el sobre balance (overbalance). b) Bombear a 2 barriles por minuto por el anular con el pozo cerrado. Cuando las presiones se ecualizan, la válvula de flotador se abrirá. La presión de la bomba es la Presión Interna de Tubería de Perforación (de barras de sondeo). c) Encender la bomba a velocidad de ahogo manteniendo la presión interna de casing constante abriendo el estrangulador (choke) La presión que se lee cuando la bomba está a velocidad de ahogo es la Presión Interna de Cierre de Tubería de Perforación (de barras de sondeo). d) Cortar la tubería y leer la presión en tubería (barras) directamente del manómetro del casing.

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

213. ¿Cuál de las siguientes oraciones sobre ahogar un pozo es correcta?. a) Mantener la BHP constante manteniendo la presión interna de cierre de tubería (barras) constante al comenzar. b) Mantener la presión al fondo (BHP) por lo menos igual a la presión de formación. c) Mantener la BHP por lo menos igual a la presión inicial de circulación. d) Mantener la BHP constante controlando la velocidad de la bomba.

214. Durante el inicio de una operación de ahogo, la presión de la bomba a velocidad de hogo (reducida) es más alta que la PIC (ICP) calculada. ¿Cuál sería la razón para esto?. a) La presión a velocidad reducida de bombeo será diferente porque el pozo está más profundo que cuando se registró. b) Un influjo de agua salada en el pozo aumentará la presión de circulación. c) El cálculo del lodo para matar (ahogar) está mal. d) La presión a velocidad reducida de bombeo se tomó por el pozo hasta el canal de salida (línea de flote, flowline) Durante el ahogo usted está circulando por la línea del estrangulador (choke line).

215. Se cierra un pozo en el que la SICP (presión interna interna del casing) = 500 psi. El perforador bombeó a 5 EPM (SPM) hasta tocar la válvula de flotador y la bomba se apaga. El manómetro de presión interna del casing ahora indica 575 psi y el manómetro de tubería de perforación = 380 psi. ¿Cuál es la SIDPP (presión interna de cierre de tubería o barras de sondeo)?. a) 305 ps. b) 75 psi. c) 200 psi. d) 380 psi.

216. Usted cerró el pozo por un amago (surgencia, kick) y completó la primera circulación del Método del Perforador. Las bombas se apagaron y el pozo se cerró mientras se esperaba comenzar la segunda circulación. Se documentó lo siguiente: ¿Cuál es el estado actual del pozo?. a) El Lodo para Matar está provocando un efecto de tubo en U entre la Sarta de Perforación y el Espacio Anular. b) Todavía hay un amago (surgencia, kick) en el pozo, proporcionando menos presión hidrostática del lado del anular del pozo. c) Hay presión atrapada que puede mantenerse como margen de seguridad o purgarse cuando arrancan las bombas. d) Se ha bombeado el Lodo para Matar (Ahogar) y no fue suficiente para matar el pozo.

217. ¿Un registro por escrito de emboladas (strokes) bombeadas, presiones en superficie, posición del estrangulador (choke) y demás información útil para un eficaz cambio de turno a una cuadrilla de relevo durante una operación de ahogo de un pozo se define de qué manera?. a) Programa de presiones de la tubería (barras de sondeo). b) Registro del ahogo. c) Planilla de viajes.

218. Durante una operación de ahogo de un pozo ¿a qué presión deseamos igualar la presión al fondo del pozo?. a) Que sea por lo menos igual a la presión de cierre interna del casing. b) Que sea por lo menos igual a la presión del fluido de la formación. c) Que sea por lo menos igual a la presión interna de tubería (barras de sondeo). d) Que sea por lo menos igual a la presión de bombeo lento.

219. ¿Qué manómetro se usa para registrar la Presión Reducida de Bombeo (PRB)?. a) El manómetro de presión interna del casing en el Múltiple del Tubo Vertical (Standpipe Manifold). b) El manómetro de presión de la bomba en la bomba de lodo. c) El manómetro de presión interna del casing en el panel de Control del Estrangulador (Choke). d) El manómetro de presión interna de la tubería (barras de sondeo) en el panel de Control del Estrangulador (Choke).

220. ¿Cuál de las siguientes oraciones es verdad para el inicio del ahogo de un pozo?. a) Abrir totalmente el estrangulador (choke), aumentar la velocidad de la bomba hasta la velocidad reducida de ahogo, luego ajustar el estrangulador para obtener la presión inicial de circulación. b) El volumen de la línea de superficie (bomba a piso de perforación) no tiene que incluirse en el plan de ahogo (kill plan). c) Después de bombear el volumen de la línea de superficie hasta la Kelly o Impulsor Superior (Top Drive) poner el contador de emboladas (strokes) en cero y seguir el plan de ahogo. d) Mantener la presión de tubería de perforación (barras de sondeo) constante cuando se aumenta la velocidad de las bombas hasta la velocidad de ahogo (velocidad reducida).

221Cuando se usa el Método de Esperar y Densificar para circular lodo para matar (ahogar) hasta la broca (trépano), la presión de tubería (barras) debería. a) Disminuir lentamente. b) Aumentar lentamente. c) Quedará igual.

222. Usando el Método del Perforador para desalojar circulando el influjo, la presión de circulación = 1000 psi. La presión de circulación asciende rápido a 1,400 psi (la velocidad de la bomba permanece constante). Se determina que se tapó una boquilla (tobera) de la broca (trépano). ¿Cuál de los siguientes mantendrá constante la presión al fondo del pozo?. a) Parar la bomba y cerrar el pozo Recalcular Presión Inicial de Circulación y Presión Final de Circulación agregando 400 psi a la Presión de Cierre Interna de Tubería (Barras) (PCIT, o SIDPP) original. b) Mantener la presión de circulación a 1,400 psi y la velocidad de la bomba constante. c) Ajustar la presión de circulación a 1,000 psi cambiando la velocidad de la bomba. d) Ajustar la presión de circulación a 1,000 psi ajustando el estrangulador (choke) y manteniendo constante las EPM (SPM).

223. Cuando se bombea la primera circulación del Método del Perforador, ¿qué ocurrirá con el volumen en los tanques (presas) de lodo mientras el gas circula y asciende por el pozo. a) Disminuirá. b) Aumentará. c) Permanecerá igual.

224. ¿Cuál es la verdad sobre los Métodos del Perforador y de Esperar y Densificar si se tomara un amago (surgencia, kick) después de perforar en una zona sobrepresurizada?. a) El Método de Esperar y Densificar involucra desalojar el influjo circulando mientras se bombea densidad de lodo original. b) El Método de Esperar y Densificar siempre tendrá presiones más bajas en el zapato del casing que el Método del Perforador. c) El Método del Perforador requiere 2 circulaciones, pero el Método de Esperar y Densificar requiere sólo una circulación. d) El Método del Perforador involucra desalojar el influjo circulando mientras se bombea lodo para matar (ahogar) hasta la broca (trépano).

225. El lodo para matar se ha bombeado hasta la broca (trépano) durante el método de Esperar y Densificar. Se apagan las bombas y se observan las siguientes presiones. Presión interna de tubería (barras) actual = 150 psi Presión interna de casing actual = 630 psi ¿Qué es lo que debería hacerse para evaluar la situación?. a) Reanudar la circulación manteniendo la presión en la tubería (barras) constante a 150 psi. b) Purgar la presión del casing hasta cero psi y confirmar que el pozo está ahogado (muerto). c) Revisar si se bombeó la densidad correcta de lodo y el número correcto de emboladas de superficie hasta la broca. d) Recalcular la densidad de lodo para matar con base en 150 psi de PCIT (SIDPP) y circular de superficie hasta la broca.

226. El Perforador no ha tomado las presiones a velocidad reducida de bombeo. ¿Cómo debería determinarse la Presión Inicial de Circulación (PIC, ICP)?. a) Mantener constante la presión del casing hasta que el lodo para matar alcance la broca (trépano) y luego leer la presión de tubería (barras). b) 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. c) Estimar la PIC (ICP) con base en la última presión de la bomba y EPM (SPM). d) 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.

227. El lodo de ahogo (para matar) está retornando al final de una operación de ahogo. El pozo está cerrado pero la tubería de perforación (barras de sondeo) y el casing muestran 100 psi en los manómetros. ¿Cómo determinaría usted si la presión extra es presión “atrapada”?. a) Aumentar la densidad del lodo para un equivalente a 100 psi y circular por todo el pozo. b) Purgar 50 psi en el estrangulador (choke) y luego observar la presión para ver si queda estática o vuelve a llegar a 100 psi. c) Comenzar a circular emboladas (strokes) de superficie a broca (trépano), luego cerrar y volver a leer las presiones. d) Purgar 100 psi, abrir el pozo y fijarse si hay flujo.

228. Después de la primera circulación con el Método del Perforador, se cierra el pozo. La presión del casing es de 150 psi más alta que la presión de tubería (barras de sondeo). ¿Qué es lo que esto le indica?. a) Todo está bien para comenzar la segunda circulación. b) Todavía hay influjo en el pozo. c) El lodo para matar (ahogar) no fue lo suficientemente denso para matar el pozo. d) Aumentar la presión hidrostática del lodo en 150 psi.

229. ¿Por qué se mantiene constante la presión al fondo del pozo durante una operación de ahogo de un pozo?. a) Para evitar que el influjo se expanda mientras se lo hace circular pozo arriba. b) Para evitar más influjo o ruptura de formación durante el proceso de ahogo (kill). c) Para permitir un alto sobre balance (overbalance) sobre la formación que genera el amago (surgencia, kick). d) Para mantener la presión de la bomba constante mientras el lodo de ahogo (kill mud) se bombea hasta la broca (trépano).

230. Usted está ahogando (matando) un pozo en un equipo de perforación con preventores de superficie. Antes de apagar la bomba después de haber completado la primera circulación del Método del Perforador, ¿cuál es una indicación de que el gas ha sido exitosamente desalojado del pozo? No se mantuvo factor de seguridad. a) La presión de cierre interna de casing PCIC ó SICP es cero. b) La presión inicial de circulación ha disminuido hasta la PCIT original. c) La presión de cierre interna de tubería (barras) PCIT ó SIDPP es cero. d) La presión inicial de circulación ha disminuido hasta la PCIC (presión de cierre interna del casing, o SICP) original.

231. En un pozo con un volumen de Broca (Trépano) a Zapato más alto que el volumen en la sarta de perforación, ¿cuál de los siguientes métodos de ahogo minimizará el riesgo de pérdidas de circulación?. a) El Método de Esperar y Densificar. b) El Método Volumétrico. c) El Método de Forzamiento (Bullheading). d) El Método del Perforador.

232. Se está ahogando un pozo usando el método de control de pozos de Esperar y Densificar. ¿En qué punto durante la operación debería mantenerse la presión final de circulación en el manómetro de la presión de tubería (barras)?. a) Una vez que el lodo para matar ha alcanzado el zapato del casing. b) Después de esperar para que el lodo para matar esté preparado y listo. c) Una vez que el lodo para matar ha circulado hasta la broca (trépano). d) Cuando el lodo para matar retorna a la superficie.

233. La válvula de seguridad de la bomba estalla mientras se desaloja un amago (surgencia, kick), ¿qué verá usted?. a) Una rápida caída en la presión de tubería y una caída en la presión del casing. b) Una rápida caída en la presión del casing sin cambio alguno en la presión tubería (barras). c) Una rápida caída en la presión de tubería (barras) sin cambio alguno en la presión del casing. d) Una lenta caída en la presión de tubería y un aumento en la presión del casing.

234. Cuando se está haciendo circular un amago (surgencia, kick) la bomba falla. ¿Qué es lo primero que hay que hacer?. a) Arreglar la bomba a la mayor brevedad posible. b) Cerrar el pozo. c) Desviar el pozo. d) Cambiar a la bomba Nº 2.

235. El pozo se cerró antes de que las bombas estuvieran totalmente apagadas. Usted sospecha que puede haber quedado alguna presión atrapada en el pozo. ¿Qué efecto tendrá esto en el pozo?. a) Todas las presiones en el pozo tendrán un sobre balance (overbalance) adicional. b) No habrá efecto alguno sobre las presiones del pozo. c) La presión al fondo del pozo será más alta pero la presión sobre el Zapato será normal. d) Un influjo de gas será empujado de vuelta a la formación (bullheaded) de modo que las presiones serán más bajas de lo normal.

236. Usted está desplazando el pozo con lodo con densidad de ahogo (para matar). El pozo tiene una sarta de perforación con geometría combinada (telescópica, tapered). ¿Cuáles de los siguientes parámetros no debería variar mientras las diferentes secciones de tubería (barras) son desplazadas con lodo de ahogar (kill mud)?. a) Número de emboladas (strokes) de desplazamiento/1000 pies de longitud de tubería. b) Tiempo de desplazamiento/1000 pies de longitud de tubería. c) Presión al fondo del pozo. d) Caída de presión por cada 100 emboladas (strokes) bombeadas.

237. En un taladro con preventores de superficie, ¿qué presión se mantiene constante mientras la velocidad de bombeo se aumenta hasta la velocidad de ahogo (kill rate)?. a) Presión interna del casing (revestidor). b) Presión de fractura. c) La presión de la tubería (barras de sondeo). d) La Presión Final de Circulación.

238. ¿Bajo qué circunstancia proporcionaría el Método de Esperar y Densificar presiones equivalentes más bajas en el zapato del casing que el Método del Perforador?. a) Cuando el volumen en la sarta de perforación es menor que el volumen del pozo abierto. b) Cuando el volumen en la sarta de perforación es menor que el volumen del casing. c) Las presiones en el casing son las mismas independientemente del método usado. d) Cuando el volumen en la sarta de perforación es más grande que el volumen del espacio anular en pozo abiert.

239. Después de la primera circulación con el Método del Perforador, se apagan las bombas. Tanto la Presión de Cierre Interna de Tubería (PCIT, SIDPP) como la Presión de Cierre Interna de Casing (PCIC, SICP) son iguales a la PCIT original. ¿Por qué tenemos aún presiones de cierre?. a) Las presiones quedaron atrapadas cuando se apagó la bomba. b) El lodo para matar (ahogar) todavía no se bombeó. c) Los manómetros no funcionan bien. d) Todavía hay influjo en el espacio anular.

240. Mientras conduce la primera circulación del método del Perforador, el torrero (chango, derrickman) dice que el abastecimiento de baritina (barita) está bloqueado. ¿Qué acción deberá emprenderse?. a) Informar al supervisor que hay que cerrar el pozo, porque el problema reducirá la presión al fondo del pozo durante la primera circulación. b) Continuar circulando, aunque no pueda mantenerse la densidad actual del lodo. c) Pedir a la cuadrilla que agregue bentonita para aumentar la densidad del lodo. d) Continuar circulando en tanto pueda mantenerse la densidad actual del lodo.

241. Usted ha terminado la primera circulación del Método del Perforador y decide que el espacio anular no está aún libre de influjo. Usted decide comenzar la segunda circulación. ¿Cómo mantendría la correcta presión al fondo del pozo cuando circula lodo para matar (ahogar) a la broca (trépano)?. a) Comenzar el pozo correctamente y mantener la presión inicial de circulación constante hasta que el lodo para matar esté en la broca (trépano). b) Agregar un margen de seguridad a la presión de tubería (barras) igual a la presión con velocidad reducida de bombeo. c) Seguir paso a paso un gráfico de presión descendente del Método de Esperar y Densificar. d) Mantener constante la presión del casing.

242. Durante una operación de ahogo, ¿cuál de los siguientes problemas requiere que se apague rápido la bomba para evitar sobre presurizar la formación?. a) Una fisura (washout) en el estrangulador (choke). b) Un estrangulador tapado. c) Una fisura (washout) en la tubería de perforación (barras de sondeo). d) Un tubo vertical (standpipe) tapado.

243. ¿Por qué es una buena práctica durante el ahogo de un pozo monitorear la parte de arriba del pozo en el tanque de viajes?. a) Para ver si hay un influjo secundario durante el ahogo. b) Para ver si hay pérdidas en el Zapato. c) Para monitorear los retornos desde el separador de lodo y gas. d) Para ver si hay fugas por los preventores (BOP).

244. Al controlar un pozo haciendo circular y desalojar un influjo, ¿qué presión deseamos mantener constante?. a) La presión del estrangulador (choke). b) Presión interna del casing (revestidor). c) Presión al fondo del pozo. d) Presión de la bomba.

245.. Se está haciendo circular lodo para matar (ahogar) por la sarta de perforación en un pozo horizontal. Las bombas se apagan y el pozo se cierra cuando el lodo para matar alcanza el comienzo de la sección horizontal (de 2000 pies de largo). ¿Cuál esperaría usted que sea la Presión de Cierre Interna de Tubería (Barras) (SIDPP)? (Suponer que no hay válvula de flotador en la sarta de perforación). a) Igual que la presión de cierre interna del casing (SICP). b) La misma que la SIDPP (presión de cierra interna de tubería) original. c) La SIDPP original menos la presión hidrostática de 2000 pies de lodo. d) Cero.

246. ¿Cómo reconoce usted una fisura (washout) en el estrangulador (choke)?. a) Ambas presiones, la de tubería (barras) y casing disminuyen, aunque usted esté cerrando el estrangulador. b) Hay un aumento en la presión del casing sin cambio en la presión de tubería. c) Ambas presiones, la de tubería (barras) y casing aumentan a pesar de que usted cerró el estrangulador. d) Hay un rápido aumento en la presión de tubería sin cambio alguno en la presión del casing.

247. ¿Por qué deberá iniciarse el ahogo del pozo usando el procedimiento correcto de inicio?. a) Para permitir que la presión de cierre interna del casing aumente por la presión de velocidad reducida de bombeo. b) Para mantener una presión constante en el fondo del pozo mientras se aumenta la velocidad de la bomba hasta la velocidad de ahogo. c) Para obtener la Presión Final de Circulación calculada en el manómetro de la bomba. d) Para mantener la presión de bomba correcta mientras el lodo de ahogo (kill mud) se bombea al piso de perforación.

248. Se está ahogando un pozo usando el Método de Esperar y Densificar y se está bombeando lodo con densidad de ahogo por la sarta de perforación. La presión de la tubería de perforación (barras de sondeo) exhibe de repente un aumento de 600 psi. No hay ningún cambio en la presión del casing. Usted sospecha que una de las boquillas (toberas) de la broca (trépano) se ha tapado Usted decide cerrar el pozo. ¿Cuál es el mejor curso de acción a tomar? (Suponer que el lodo de ahogo no ha alcanzado la broca [trépano] aún). a) Recomenzar el ahogo y mantener la presión del casing constante hasta que el lodo de ahogo alcance la broca (trépano). b) Recalcular PIC (ICP), PFC (FCP) y un nuevo programa de presión para la tubería de perforación antes de recomenzar el ahogo. c) Después del inicio, abrir el estrangulador (choke) y purgar 600 psi de presión en tubería (barras). d) Comenzar de nuevo el ahogo usando el programa de presión actual de tubería de perforación (barras de sondeo).

249. Durante un viaje de salida, el pozo tiene un amago (surgencia, kick) debido a succión (swabbing) por efecto de pistón ascendente. La tubería (barras) se desliza hasta el fondo a preventor cerrado (stripped). ¿Qué densidad de lodo permitirá controlar el pozo?. a) Lodo para Matar con densidad en base a la diferencia entre la PCIT (SIDPP) y la PCIC (SICP) antes de deslizar (hacer stripping). b) Lodo para Matar con densidad en base a la PCIC (SICP) antes de deslizar (hacer stripping). c) Lodo para Matar con densidad en base a la PCIT (SIDPP) antes de deslizar (hacer stripping). La densidad del lodo original.

250. Si la sarta de perforación desarrolla una fisura (wash out) a velocidad constante de bomba durante una operación de ahogo, ¿cuál de las siguientes presiones debería permanecer constante?. a) La presión de la tubería (barras de sondeo). b) La presión a velocidad (o circulación) lenta de bombeo. c) Presión interna del casing (revestidor). d) La Presión Inicial de Circulación.

251. ¿Cuál es el objetivo del Método de Esperar y Densificar?. a) Desplazar la sarta de perforación y el espacio anular con lodo para matar y desalojar el influjo con una sola circulación. b) Desplazar sólo la sarta de perforación con lodo con densidad de ahogo (para matar). c) Desplazar sólo el espacio anular con densidad del lodo original. d) Desplazar la sarta de perforación y el espacio anular con el fluido original.

252. Usted cerró el pozo por un amago (surgencia, kick) y completó la primera circulación del Método del Perforador. Las bombas se apagaron y el pozo se cerró mientras se esperaba comenzar la segunda circulación. Se registraron las siguientes presiones: a) Todavía hay un amago (surgencia, kick) en el pozo, proporcionando menos presión hidrostática del lado del anular del pozo. b) El Lodo para Matar está provocando un efecto de tubo en U entre la Sarta de Perforación y el Espacio Anular. c) Se ha bombeado Lodo para Matar (Ahogar) pero no fue suficiente para matar el pozo. d) Hay presión atrapada del lado del espacio anular que puede purgarse una vez que las bombas arranquen.

253. El pozo se cierra con las siguientes lecturas de presión: Presión de cierre interna del casing: 0 psi Presión de cierre interna de tubería (barras de sondeo): 435 psi Se observa el espacio anular desde el estrangulador (choke) y no hay flujo. ¿Cuál podría ser el problema?. a) El pozo está empaquetado (packed off) alrededor del Ensamble de Fondo (EDF, BHA bottom hole assembly). b) El manómetro del estrangulador (choke) falló. c) La sarta de perforación se tuerce y separa (twisted off). d) La formación en el zapato se ha fracturado.

254. Durante el procedimiento del Método de Esperar y Densificar, ¿cómo puede controlarse la presión al fondo del pozo cuando se está bombeando lodo con densidad para matar (ahogar) por la sarta de perforación?. a) Manteniendo constante la presión del casing. b) Mantener la presión de tubería de perforación constante. c) Siguiendo un programa de presiones del casing. d) Seguir un programa de presión de la tubería (barras de sondeo).

255. Una operación de ahogo está lista para comenzar. Se usará el Método de Esperar y Densificar. El lodo para matar (ahogar) está listo para bombearse, pero toma 10 bbls llenar las líneas de superficie. ¿Cuál es el procedimiento correcto?. a) Volver a poner el contador de emboladas (strokes) en cero cuando el lodo alcanza la tubería de perforación (barras de sondeo). b) Ignorarlo. Comenzar la operación de ahogo. No afectará su programa de presión de la tubería de perforación (barras de sondeo). c) Abrir totalmente el estrangulador y bombear los 10 bbls, luego ajustar la presión de tubería de perforación y llevarla a la presión inicial de circulación. d) Sustraer los 10 bbls (convertidos a emboladas o strokes de la bomba) del total de emboladas a bombea.

256. Con base en la información que hay a continuación, ¿qué sucederá con la presión del zapato del casing si se usara el Método de Esperar y Densificar en vez del Método del Perforador? Información del Pozo Profundidad del pozo – 10000 pies. Profundidad del zapato – 8830 pies. Emboladas Superficie a Broca (Trépano) – 1630 strokes Emboladas Broca a Zapato – 1300 strokes Emboladas Broca a Superficie – 6480 strokes PCIT (SIDPP) (presión de cierre interna en tubería o barras) – 500 psi PCIC (SICP) (presión de cierre interna del casing) – 800 psi Densidad actual del lodo – 10.3 ppg (lb/gal) Densidad del lodo para ahogar – 11.3 ppg (lb/gal) MAASP (presión anular máxima admisible en superficie) – 1300 psi Ganancia en tanques (piletas) – 28 bbls. a) La presión en el zapato será más baja. b) La presión en el zapato será igual. c) La presión en el zapato será más alta.

257. El estrangulador tendrá que cerrarse gradualmente debido a una fisura (washout) de la sarta por debajo de los preventores (BOP). ¿Qué efecto tiene esto sobre la presión al fondo del pozo?. a) Aumenta. b) Disminuye. c) Quedará igual.

258. ¿Qué es el “margen de seguridad” en una operación de ahogo?. a) Un incremento de 1ppg (lb/gal) en la densidad calculada para el lodo de ahogo para mantener presión hidrostática si el aumento de la densidad del lodo no se mantiene durante la circulación. b) Un margen que compensa por si el operario del estrangulador (choke) lo cierra demasiado rápido. c) Un margen que reduce el riesgo de pérdidas durante el ahogo. d) Presión extra aplicada en el pozo para reducir el riesgo de quedar bajo balance (underbalanced).

259. Usted está desalojando un amago (surgencia, kick) en un pozo profundo y la presión interna del casing se acerca a la MAASP (presión máxima de casing admisible en superficie) mientras el influjo está aún en pozo abierto. ¿Qué es lo primero que usted debería hacer?. a) Minimizar cualquier presión extra en el espacio anular sin permitir que la presión al fondo del pozo quede por debajo de la presión poral. b) Comenzar a bombear lodo por la sarta de perforación 1 ppg (lb/gal) más alta de lo que usted necesita para ahogar el pozo. c) Continuar bombeando a las mismas EPM (SPM) La MAASP es sólo un problema cuando el influjo está dentro del casing. d) Mantener la presión del casing en la MAASP abriendo el estrangulador (choke).

260. Se detectó un amago (surgencia, kick) mientras se perforaba y se cerró el pozo. Volumen anular en pozo abierto = 200 bbls Capacidad de la tubería de perforación (barras de sondeo) = 100 bbls La sección de pozo abierto tiene una serie de formaciones que son zonas de pérdida potencial de circulación. ¿Cuál de los siguientes métodos de control de pozos debería usarse para minimizar la presión en el pozo en pozo abierto?. a) El Método de Esperar y Densificar. b) El Método del Perforador. c) El Método Volumétrico. d) Forzamiento (bullheading).

261. La primera circulación del Método del Perforador estaba procediendo según lo planificado. La presión de tubería de perforación (barras de sondeo) comienza a disminuir seguido por un aumento en la presión del casing (revestimiento). ¿Cuál podría ser el problema?. a) Al estrangulador se le está abriendo una fisura (wash-out). b) El estrangulador está tapado. c) A la bomba se le está abriendo una fisura (wash-out). d) A la sarta de perforación se le está abriendo una fisura (wash-out) por debajo de los preventores (BOP).

262. Mientras se ahogaba el pozo usando el Método de Esperar y Densificar, la circulación se detuvo manteniendo constante la presión al fondo del pozo y el pozo está aislada. ¿Qué presión debería haber en el manómetro de la Tubería (barras) de Perforación si se usó el Lodo Para Matar el Pozo (LPM, KWM) y no había ninguna presión atrapada?. a) El manómetro de tubería marcará la diferencia entre las presiones originales de cierre. b) El manómetro de tubería indicará la misma presión que la Presión Original de Cierre Interna de Tubería. c) El manómetro de tubería indicará más que la Presión Original de Cierre Interna de Tubería de Perforación debido a la altura del gas. d) El manómetro de tubería debería indicar 0 psi debido a que la sarta de perforación está llena de lodo para matar.

263. ¿En qué etapa durante una operación de ahogo puede la lectura de la presión del estrangulador (choke) exceder la MAASP (máxima presión anular admisible en superficie) sin fracturar la formación en el zapato?. a) Cuando el influjo está en el fondo. b) Cuando el influjo está encima del zapato del casing. c) Cuando el influjo está en la sección de pozo abierto. d) Cuando el lodo para matar está en la broca (trépano).

264. Cuando se llevan las bombas hasta la velocidad para matar (kill rate), se permite que la presión del casing disminuya por debajo de la Presión de Cierre Interna del Casing. ¿Qué pasará con la presión al fondo del pozo?. a) La presión al fondo del pozo disminuirá y probablemente provoque que entre más influjo al pozo. b) No habrá cambios en la presión al fondo del pozo. c) La presión al fondo del pozo aumentará y puede exceder la presión de fractura de la formación.

265. Después de que se cierra el pozo, ¿qué otro dato clave deberá registrarse?. a) El torque de la mesa rotatoria. b) Presión de cierre interna de tubería (barras de sondeo) (SIDPP). c) Peso al gancho. d) Peso sobre la broca (trépano).

266. Se hace circular un amago (surgencia, kick) de agua salada fuera del pozo usando el Método del Perforador. Las presiones de cierre y el cálculo de gradiente del influjo determinan que el influjo es más denso que el lodo que hay en el pozo. ¿Cuándo llegará la presión sobre el casing en superficie a su máximo valor?. a) Cuando el influjo alcanza el zapato del casing. b) Cuando el lodo de ahogo se bombea a la tubería de perforación (barras de sondeo). c) Cuando se hizo circular el amago hasta justo por debajo de los preventores (BOP). d) Cuando la geometría anular hace que el influjo llegue a su máxima altura.

267. ¿Cuándo dará el Método de Esperar y Densificar una presión en el zapato más baja que el Método del Perforador?. a) El Método de Esperar y Densificar siempre dará una presión más baja en el zapato. b) Cuando el volumen en la sarta de perforación es menor que el volumen del pozo abierto. c) Cuando el volumen en la sarta de perforación es igual al volumen del pozo abierto. d) Cuando el volumen en la sarta de perforación es más alto que el volumen del pozo abierto.

268. Se está desalojando un amago (surgencia, kick) de gas con la circulación. ¿Qué pasará con la presión al fondo del pozo si la presión de la tubería de perforación (barras de sondeo) se mantiene constante cuando se está bombeando el lodo de ahogo a la broca (trépano)?. a) Aumenta. b) Quedará igual. c) Disminuye.

269. 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) La DEC (densidad equivalente de circulación, ECD) es mayor en la sección horizontal. b) No hay cambio en la presión hidrostática hasta que el gas haya circulado hasta la sección inclinada o vertical. c) Eso es normal para todos los pozos que usan el Método del Perforador. d) Porque el lodo para matar (ahogar) no fue bombeado desde el comienzo del ahogo.

270. Si se quebrara la manguera del cabezal rotatorio durante una operación de ahogo, ¿qué es lo primero que habría que hacer?. a) Prepararse para una circulación inversa. b) Cerrar el estrangulador (choke). c) Parar la bomba, cerrar la válvula de seguridad de apertura plena en la sarta de perforación y cerrar el estrangulador (choke). d) Cerrar los arietes de corte.

271. Durante la primera circulación del Método del Perforador, se apagó la bomba y se cerró el pozo. ¿Cuál es el sobre balance (overbalance) en el pozo? Información del pozo Presión interna de tubería (barras) actual = 625 psi Presión interna de casing = 975 psi Presión Inicial de Circulación = 1420 psi SIDPP inicial = 600 psi SICP inicial = 835 psi. a) 25 psi sobre balance (overbalanced). b) 140 psi sobre balance (overbalanced). c) 795 psi sobre balance (overbalanced). d) 445 psi sobre balance (overbalanced).

272. ¿Cuál de las siguientes oraciones describe mejor el Método Volumétrico?. a) Mantiene presión constante dentro del influjo mientras se le permite migrar a la superficie. b) Mantiene la Presión de Cierre Interna del Casing en su valor inicial mientras el influjo migra a la superficie. c) Mantiene presión constante al fondo del pozo mientras el influjo migra a la superficie. d) Mantiene presión constante en el zapato del casing mientras el influjo migra a la superficie.

273. Durante el procedimiento del Método de Esperar y Densificar, ¿cómo puede controlarse la presión al fondo del pozo una vez que el LPM (lodo para matar, KWM) está en el espacio anular?. a) Manteniendo constante la presión del casing. b) Mantener el sistema barril que entra barril que sale. c) Siguiendo un programa de presiones del casing. d) Mantener la presión de tubería (barras) constante a la Presión Final de Circulación.

274. ¿Cuáles son los pasos básicos del Método de Esperar y Densificar?. a) Hacer circular el fluido con densidad para matar (ahogar) hasta la broca manteniendo constante la Presión del Casing, luego circular el fluido con densidad para matar hasta la superficie manteniendo constante la Presión de la Tubería de Perforación. b) Hacer circular el fluido con densidad para matar (ahogar) hasta la broca siguiendo un programa de presión en la tubería de perforación (barras de sondeo), luego circular el fluido con densidad para matar hasta la superficie manteniendo constante la Presión de la Tubería de Perforación. c) Hacer circular el fluido con densidad para matar desde la superficie hasta la superficie siguiendo un programa de presión de tubería de perforación (barras de sondeo). d) Hacer circular el fluido con densidad para matar (ahogar) hasta la broca manteniendo constante la Presión de Tubería de Perforación, luego circular el fluido con densidad para matar hasta la superficie siguiendo un Programa de Presión de la Tubería de Perforación.

275. Se usa el Método del Perforador para matar un amago (surgencia, kick) de agua salada. ¿Qué sucederá con la presión del casing cuando el influjo se mueve hacia arriba por el espacio anular? (Suponer que la densidad del lodo en el pozo es más alta que la densidad del influjo. a) A medida que el influjo se expande la presión sobre el casing aumentará. b) La presión del casing disminuirá lentamente mientras el influjo circula hacia arriba por el anular. c) La presión en el casing sólo cambiará debido a cambios en el tamaño del espacio anular. d) El agua salada se comportará del mismo modo que un influjo de gas.

276. Hay una operación de ahogo de un pozo en curso Usted, el perforador, está llegando al fin de su “turno”. ¿Qué haría para brindar un traspaso muy eficazmente?. a) Indicar a su relevo que apunte los puntos clave del traspaso y que se los entregue a usted. Usted pasará los puntos clave a los demás. b) Indicar a su relevo que apunte los puntos clave del traspaso y entregar a la nueva cuadrilla. c) Indicar a su relevo que apunte los puntos clave del traspaso y que analice cada punto. d) Piense lo que dirá a su relevo al finalizar su turno.

277. Usted está circulando por la tubería de perforación y con retornos por el anular. ¿Cuál de los siguientes afecta la presión al fondo del pozo?. a) Pérdida de presión en la tubería de perforación (barras de sondeo). b) Pérdida de presión en la broca (trépano). c) Pérdida de presión anular. d) Pérdida de presión por la línea de superficie.

278. Usted está desplazando la sarta de perforación con lodo con densidad de ahogo (para matar). ¿Qué sección de la tubería (barras de sondeo) listados a continuación tendrá mayor velocidad de desplazamiento por pie?. a) 6 5/8 pulgadas con un D. I. de 5.761 pulgadas. b) 5 pulgadas con un D. I. de 4.276 pulgadas. c) 4 pulgadas con un D. I. de 3.240 pulgadas. d) 6 5/8 pulgadas con un D. I. de 5.965 pulgadas.

279. Durante una operación de ahogo de un pozo, el operario del estrangulador observa que ambas presiones, la de tubería (barras) y casing están disminuyendo lentamente. Él reacciona ajustando el estrangulador (choke) para mantener la presión de bomba original. No hay fugas en el sistema de circulación. ¿Qué efecto tiene este ajuste del estrangulador sobre la presión al fondo del pozo?. a) La presión al fondo del pozo retorna a su valor correcto. b) La presión al fondo del pozo no está afectada por el ajuste del estrangulador. c) La presión al fondo del pozo disminuye.

280. ¿Cuál de los siguientes se utiliza para medir el porcentaje de retorno desde un pozo en el cual se está circulando?. A. Contador de emboladas. B. Tanque de viaje. C.Totalizador de volumen en los tanques (presas, piletas). D. Equipo de medidor de caudal (gasto) de fluido (o flo sho).

281. Circulando por la vía larga a 10 bbl/min, el caudal aumenta a 12 bbl/min ¿Qué es lo que indica?. A. Indica que hay una válvula trabaja en la bomba. B. Indica un influjo. C. Indica que la bomba funciona menos eficiente. D. Equipo que la bomba está funcionando más eficientemente.

282. ¿Cuál es unos de los aspectos más importante del plan de respuesta emergencia?. A. Aumento de la eficiencia del equipo. B. Ahorro de dinero. C. Identifica la gestión de riesgos específicos durante las operaciones del pozo. D. Indica la ruptura potencial de las barreras del pozo.

283. ¿Qué relación hay entre la presión friccional y la viscosidad?. A. La viscosidad aumenta y la presión friccional disminuye. B. La viscosidad aumenta y la presión friccional aumenta. C. La viscosidad disminuye, no hay efecto en la fricción. D. La viscosidad disminuye, la presión friccional aumenta.

284. ¿Qué paso NO forma parte de una prueba de declinación del acumulador, como indica la norma API 53?. A. Verificar que las presiones finales no estén en 200 psi por encima de la presión de precarga. B. Permitir que la presión del sistema se recargue luego de cada función. C. Antes de probar, permitir que el sistema del acumulador se cargue hasta la máxima presión. D. Cerrar preventor anular y arietes (máximo de 4), simular cerrar los arietes ciegos (abriendo un conjunto de ariete).

285. ¿Qué factor determina el punto de cristalización?. A. Temperatura. B. Densidad. C. Presión. D. Todo lo anterior.

286. ¿Cuál de los siguiente describe una válvula Kelly instalada en un impulsor superior?. A. Puede usarse para cortar el flujo en una sarta de trabajo. B. Puede fácilmente sostener la presión en ambas direcciones. C. Son válvulas de seguridad totalmente abiertas. D. Todas las anteriores.

287. Antes de extraer la tubería de un pozo productor ¿Qué acción debería tomarse para mantener el pozo balanceado?. A. Bajar un anillo colector. B. Desplazar fluidos de formación por N₂. C. Reemplazar fluido de formación por fluido calculado para mata. D. Bombear un tarugo (slug).

288. ¿Qué pieza del equipo se ajusta fácilmente para controlar la contrapresión en un pozo, pero requiere que esta manipulación se haga del mismo estrangulador?. A. Estrangulador manual ajustable. B. Estrangulador fijo. C. Válvula de seguridad de apertura plena. D. Estrangulador remoto ajustable.

289. ¿Cómo se define un elemento físico, probado del equipo de control de pozo?. A. Barrera de procedimiento. B. Barrera mecánica. C. Barrera de fluido. D. Nada de lo anterior.

290. ¿Cuál es el propósito de un fluido de empaque?. A. Diferencial de presión. B. Minimizar el crecimiento de las bacterias. C. Minimizar la corrosión. D. Todos los anteriores.

291. Un pozo cerrado a 5.000 pies tiene un influjo de gas de 10 bbls. ¿Qué cambio ocurre cuando el influjo está a 2.500 pies?. A. El volumen se duplica y la presión de superficie aumenta. B. El volumen permanece igual, presión de superficie aumenta. C. El volumen se duplica y la presión en superficie permanece igual. D. El volumen permanece igual y la presión de superficie permanece igual.

292. Circular un pozo por debajo de la tubería y hacia por el anular describe ¿Qué tipo de circulación?. A. Espere y densifique. B. Circulación normal. C. Circulación inversa. D. Lubricar y purgar.

293. ¿Cómo se logra una prueba de presión de una barrera?. A. Aumentar la presión de una barrera en cualquiera de las dos direcciones. B. Aumentar la presión de la bomba por encima de la MAASP. C. Reducir la presión del acumulador hasta que ocurra una fuga. D. Reducir cantidad de flujo bajo la barrera y fijarse si hay fuga.

295. ¿Cuál es la ventaja de usar un método de circulación normal?. A. Método preferido cuando hay presencia de H₂S. B. Mejor posibilidad de sacar el gas del pozo que otro método de matar. C. Tomar menos tiempo que otros métodos. D. Solo se puede hacer una sola circulación.

295. ¿Cómo puede complicar los hidratos el control de pozos?. A. Reduciendo el peso del fluido. B. Aumentando el peso del fluido. C. Aumentando la temperatura. D. Atrapando presión o dando una lectura incorrecta de la presión de superfici.

296. ¿Cuál de los siguientes es un indicador de influjo?. A. Aumento en la presión de la bomba, cambios en la densidad del fluido y cambio en el peso de la sarta. B. Disminución en la presión de bomba, cambio en el peso de la sarta, y muestras de petróleo y gas durante la circulación. C. La densidad permanece igual, aumento en la presión de bomba y ningún flujo. D. Pérdida de fluido con las bombas apagadas.

297. ¿Qué factores deben tomarse en cuenta para espaciar bien cuando se saca la tubería cuando se estimula un pozo. A. Elongación/contracción de la sarta de tubos. B. Temperatura del fluido que se está bombeando. C. Temperatura de los fluidos en el pozo. D. Todo lo anterior.

298. Para cerrar el pozo en una situación de control de pozo, desde el panel remoto: A. Activar la fuente de aire y cerrar los componentes selectos del conjunto de preventores. B. Consultar el manual de operaciones del panel remoto antes de tomar cualquier acción. C. Activar siempre desde Koomey, no usar panel remoto.

299. ¿Qué factores deben tomarse en cuenta para espaciar bien cuando se saca la tubería cuando se estimula un pozo?. A. Elongación/contracción de la sarta de tubos. B. Temperatura del fluido que se está bombeando. C. Temperatura de los fluidos en el pozo. D. Todo lo anterior.

300. Para cerrar el pozo en una situación de control de pozo, desde el panel remoto: A. Activar la fuente de aire y cerrar los componentes selectos del conjunto de preventores. B. Consultar el manual de operaciones del panel remoto antes de tomar cualquier acció. C. Activar siempre desde Koomey, no usar panel remoto.

301. ¿Cuál es una ventaja del método lubricación y purga?. A. No hace falta tubería. B. El método puede usarse aun cuando no se puede circular. C. El método puede usarse aun cuando la tubería no está conectada. D. Todo lo anterior.

302. ¿Qué es un hidrato?. A. H₂S. B. Hidratos. C. Viscosidad. D. Salmuera.

303. ¿Por qué se elegiría un bullheading en vez de circulación cuando se prepara para remover tubería en un pozo productor?. A. Pescado de wireline en el pozo. B. Gas H₂S en el pozo. C. Empacador con fugas. D. Hueco en la tubería.

304. ¿Qué verificaciones de mantenimiento preventivo deberían realizarse antes de que comiencen las operaciones normales?. A. La presión del acumulador no cambiará nunca, por lo tanto, no es necesario revisarla. B. La prueba de declinación debería verificar la funcionalidad, no hace falta más verificaciones. C. Verificar la presión del acumulador y del múltiple, la alineación de válvulas del acumulador, y el estatus de las fuentes de energ. D. Asegurarse que la bomba eléctrica esté en posición de encendida, y que la bomba neumática esté en posición apagada.

305. Antes de ejecutar un ahogo del tipo bullheading por la tubería con un packer asentado en el fondo del pozo, se recomienda bombear por el espacio anular y aplicar una presión adicional, por ejemplo, de 500 psi para: A. Proveer más resistencia interna para el estallido de la tubería. B. Determinar si la tubería o casing comienza a perder. C. Ayuda a mantener el empaque bien asentado. D. Todo lo anterior es correcto.

306. La máxima presión de trabajo del conjunto de BOP es de 10.000 psi. ¿A qué presión máxima se debería de probar el conjunto de preventores con la cuadrilla?. A. 12.500 psi. B. 8.000 psi. C. 7.500 psi. D. 10.000 psi.

307. Al bajar una SCSSV (válvula de seguridad subsuperficial controlada desde superficie) al pozo, usted pierde presión en la línea de control. ¿Qué ocurriría en superficie?. A. Ganancia adicional de fluido en superficie debido a que el mecanismo a prueba de fallas de la SCSSV se cerró. B. Ninguna indicación. C. La SCSSV permanece abierta. D. Ganancia adicional de fluido en superficie debido a que el mecanismo a prueba de falla de la SCSSV está abierto.

308. Durante una circulación inversa, con presión entre el casing de producción y el casing intermedio. ¿Qué daño pudiera causarse en el casing interno de producción?. A. Ruptura. B. Colapso. C. Ningún daño. D. Succión (swap, efecto de pistoneo ascendente).

309. ¿Cuál de las siguientes no es una característica del preventor anular?. A. Activación instantánea. B. Activado hidráulicamente. C. Puede ser asistido desde el pozo. D. Cierra en un rango de DE.

310. Los separadores de fluidos y gas son: A. Generalmente el primer componente de separación corriente abajo. B. Generalmente un recipiente de baja presión. C. Usado para remover grandes volúmenes de gas de fluidos. D. Todo lo anterior.

311. ¿Cuál de los siguientes es un requisito de los equipos cuando hay presencia de concentraciones de H₂S?. A. Solo se puede usar acero inoxidable. B. Solo se puede usar acero al carbón. C. El acero debe contener níquel y plomo. D. No hay limitación.

312. Calcular la máxima presión inicial en superficie / presión de bomba dada la siguiente información: Gradiente de fractura a TVD/MD de 8000 pies = 0.65 psi/pie; densidad del fluido de matar = 10 ppg; SITP = 600 psi. A. 600 psi. B. 850 psi. C. 1.040 psi. D. 1.640 psi.

313. ¿Cuál es el beneficio de tener una barrera múltiple?. A. Reduce la necesidad de inspecciones visuales. B. Un respaldo para un sistema fallido de barrera. C. Producción múltiple del pozo. D. Aumenta las presiones que las barreras pueden soportar.

314. ¿Por qué considera usted hacer una prueba de presión de un packer?. A. Las pruebas negativas de integridad ya no se utilizan. B. Los packer solo pueden probarse en dirección negativa. C. Es más rápido y más fácil. D. Las pruebas se hacen en dirección al flujo.

315. ¿Por qué hay piezas del equipo que NO se prueban a presión?. A. Para verificar la reparación apropiada del equipo. B. Para asegurarse que el equipo podrá sostener la máxima presión anticipada. C. Para asegurarse un flujo completo del equipo. D. Para asegurarse de un apropiado montaje o armado.

316. A medida que aumenta el caudal (gasto), ¿Qué ocurre con las pérdidas de presión por fricción?. A. Permanece igual. B. Aumenta. C. Disminuye.

317. Identificar una característica posible en los fluidos en operaciones de workover/terminación: A. Sensibles a los hidratos. B. Altos sólidos. C. Bajos sólidos. D. Forman un revoque.

318. ¿Qué equipo usaría para obtener la medición más precisa de densidad de un fluido de terminación?. A. Balanza de lodo presurizada. B. Balanza de lodo. C. Hidrómetro. D. Báscula de lodo.

319. ¿Cómo se define la barrera del pozo más cercana a los fluidos del pozo?. A. Barrera secundaria. B. Cierre de emergencia. C. Barrera de procedimiento. D. Barrera primaria.

320. ¿Cuál es el propósito de un stripping en operaciones de HWO?. A. Para cerrar y mover tubería en ausencia de un preventor anular. B. Para cerrar y sellar un pozo abierto. C. Cerrar y sellar un rango de tamaño de tubería incluyendo las juntas y acoples. D. Cerrar y usar como respaldo cuando se reparan los arietes maestros.

321. Qué le pasa a la presión de fondo del pozo cuando se bombea fluido para circular, con retornos completos?. A. Aumenta. B. Disminuye. C. Permanece igual. D. Todo lo anterior.

¿Cuál es la definición de una circulación en reversa?. A. Bombear por tubería, recibir los retornos por el espacio anular. B. Bombear por el espacio anular, recibir retornos por la tubería. C. Bombear por la tubería, desplazar el fluido hacia la formación. D. Todo lo anterior.

323. ¿Cuál de los siguientes resultará afectado si el pozo no se mantiene lleno?. A. Presión hidrostática. B. Peso del fluido. C. Presión de formación. D. Nada de lo anterior.

324. ¿Cómo se mantiene la integridad de un pozo durante una operación de terminación/intervención?. A. Se requiere solo una barrera. B. Se requiere solo dos barreras. C. Usando un sistema de cierre de emergencia. D. Se usan barreras adicionales para respaldar barreras fallidas.

325. ¿Cuál de las siguientes secciones del espacio anular tiene la pérdida friccional más baja mientras se hace una circulación normal?. A. 2-7/8’’ x 9-5/8’’. B. 2-7/8’’ x 5-1/2’’. C. 2-7/8’’ x 20’’. D. 2-7/8’’ x 7’’.

326. ¿Cuál es la técnica de intervención de un pozo con más probabilidad de inducir fractura?. A. Volumétrico. B. Espere y densifique. C. Circulación normal. D. Forzamiento (bullheading).

327. ¿Cuál es la función principal de una manga deslizante (sliding sleeve)?. A. Medición en tiempo real de la presión de fondo. B. Permite la producción por levantamiento artificial. C. Reemplaza elementos de sello de un intervalo específico. D. Permite comunicación o aislamiento de un intervalo específico.

328. Cuando hace un stripping, usted debería: A. Nunca hacer stripping a través de la sarta de preventores (BOP). B. Encontrar la presión de trabajo apropiada más baja para el regulador del preventor anular donde no se observe fuga. C. Usar siempre arietes fijos para contener la presión. D. Configurar el regulador anular en la cantidad más alta posible y hacer stripping a través del mismo.

329. La válvula bypass (de derivación) del acumulador está abierta. ¿Qué componente varía la presión?. A. Arietes de tubería, arietes ciegos y preventor anular. B. HCR, arietes de tubería, múltiple y preventor anular. C. HCR, arietes de tubería, arietes ciegos, múltiple. D. Aire, sistema hidráulico y múltiple.

330. ¿Cuándo debería preferirse un bullheading en vez de una circulación?. A. Empacador con fugas. B. Hueco en la tubería. C. Tubo colapsado. D. Imposible de manejar influjo en superficie.

331. ¿Qué fluido de base agua NO se considera un fluido común de workover/terminación?. A. KCL. B. ZnBr. C. CaCl₂. D. Agua dulce.

323. ¿Qué tipo de ariete se usa para sellar el pozo sin tubería?. A. Arietes deslizadores. B. Arietes ciegos. C. Ariete de corte (cizallamiento). D. Ariete de tubería.

333. Un pozo NO cerrado a 5.000 pies tiene un influjo de gas con un volumen de 10 bbls. ¿Qué cambio en el volumen ocurre cuando el influjo alcanza los 2.500 pies?. A. El volumen se triplica. B. El volumen se duplica. C. El volumen se reduce. D. El volumen permanece igual.

334Calcular la presión hidrostática con la siguiente información: presión del cierre del tubo de producción = 300 psi, densidad del fluido = 10 ppg, profundidad del pozo = 10.000 pies TVD, viscosidad = 50 cps. A. 5.604 psi. B. 5.304 psi. C. 5.500 psi. D. 5.200 psi.

335. ¿Cuál método de control de pozo se usa para intercambiar presión en superficie con presión hidrostática sin circular?. A. Circulación normal. B. Lubricar y purgar. C. Espere y densifique. D. Circulación inversa.

336. Los fluidos en reparaciones y terminaciones generalmente: A. Proporcionan un sello conocido como revoque de filtrado (enjarre) para el pozo. B. Están diseñados para un mínimo daño en la formación.

337. Este tipo de operación puede describirse como la realización de una o más operaciones correctivas en un pozo de petróleo en producción para aumentar la producción. A. Operaciones de terminación de pozos. B. Operaciones de reparación de pozos.

338. ¿Cuál es la técnica de lubricar y purgar (lube and bleed)?. A. Un método de remediación realizado al final del control volumétrico. B. Operación para desplazar el pozo de salmuera antes de retirar el árbol de producción. C. Método estándar de control de pozos mientras se mantiene la presión al fondo constante.

339. Tiene un pozo en producción con tubo y packer, purga la presión del espacio anular varias veces pero sigue aumentando. ¿Qué podría estar pasando?. A. Producción está conteniendo el pozo y expandiendo el tubo. B. La temperatura está cambiando en el espacio anular y esto provoca un aumento de presión. C. Probablemente hay una fuga en el tubo y un fluido migrando y expandiéndose.

340. ¿Cuál de las siguientes es una limitación del método de forzamiento (Bullhead) cuando se ahoga (mata) un pozo durante una operación de reparación (workover)?. A. Número de válvulas maestras en el árbol de producción. B. Ángulo del pozo. C. Número de mandriles de elevación con gas en el pozo. D. Clasificación de presión de los tubulares y del casing.

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

342. ¿Qué densidad de salmuera (sin factor de seguridad) debería mezclarse en superficie para forzar (bullhead) al pozo? Densidad de fluido en el tubo = 3.7 ppg PCT (presión de cierre del tubo) = 2250 psi TVD = 6800 pies Temperatura promedio del pozo = 195 °F Temperatura de preparación en superficie = 75 °F Usar tabla de densidad perdida: 8.4–9.0 → 0.0017 9.1–11.0 → 0.0025 11.1–14.5 → 0.0033. A. 10.5 ppg. B. 10.3 ppg. C. 10.4 ppg. D. 10.6 ppg.

343. Un pozo en producción será ahogado usando el método de forzamiento (bullhead). ¿Cuál es el límite de la presión final en superficie? (ignorar fricción) PCT (presión de cierre del tubo) = 2100 psi SICP (presión de cierre del casing) = 0 psi Tope de perforaciones: 9200 pies Fondo de perforaciones: 9600 pies Gradiente de fractura = 0.598 psi/pie Gradiente de presión de la formación = 0.364 psi/pie Densidad del lodo para matar = 8.5 ppg. A. 1433 psi. B. 4500 psi. C. 3820 psi. D. 2150 psi.

344. ¿Qué equipo se usa para circular el espacio anular entre tubería y casing sin sacar el packer ni el niple de sellado?. A. Mandril. B. Manga deslizable (sliding sleeve). C. Packer flexible. D. Niple selectivo (No-Go).

345. Cuál es la función de una válvula de seguridad superficial?. A. Cerrar el pozo si el packer tiene fugas. B. Controlar los caudales de producción. C. Parar el flujo durante una emergencia. D. Cerrar el pozo para remover el lubricador de cable.

346. ¿Cuáles son las fuentes comunes de limitaciones de presión de trabajo por corrosión en equipos?. A. Exposición al CO₂ y H₂S. B. Defectos de fábrica. C. Selección incorrecta del metal tubular. D. Packer de producción asentado incorrectamente.

347. Un pozo de 9500 pies TVD se cerró por un kick con una ganancia de 18 bbl. PCT = 300 psi PCIC = 950 psi Fluido en sarta = 11.5 ppg ¿Cuánto debe aumentarse la densidad del lodo para matar el pozo?. A. 0.3 ppg. B. 0.7 ppg. C. 4.5 ppg. D. 2.1 ppg.

348. Usted planifica circulación inversa con un fluido de 12.0 ppg (lb/gal) durante una circulación completa. El espacio anular está lleno de un fluido de 12.0 ppg (lb/gal)). El tubo está lleno de un fluido de 6.0 ppg (lb/gal) Luego de arrancar correctamente la operación, ¿Qué presiones de superficie mantiene usted constantes?. a. Mantener la presión del casing constante durante la circulación completa. b. Mantener la presión del tubo constante por un volumen del tubo, luego mantener la presión del casing constante. c. Mantener la presión del tubo constante durante la circulación completa. d. Mantener la presión del tubo constante por un volumen del tubo, luego mantener la presión del tubo constantea.

349. Vas a matar un pozo en producción con circulación inversa. Profundidad: 5000 pies Fluido en anular = 10 ppg Fluido de matar = 10 ppg Contenido actual del tubo: gas PCT = 200 psi Fricción anular a 3 bbl/min = 175 psi Presión del casing al circular = 225 psi ¿Qué pasa con la fricción del tubo al llegar el fluido de matar a superficie?. A. Aumenta. B. Quedará igual. C. Disminuye.

350. ¿Cuál es el propósito principal del lubricador?. A. 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. B. Para que actué como barrera mientras se desmonta la cabeza de tubería. C. Para que actué como barrera de presión mientras se hace circulación inversa de casing a tubing.

351. Durante un workover se extrae el sello de tubería del packer. Si el anular tiene fluido más denso que la sarta, ¿qué pasa?. a. No sucederá nada porque el pozo esta estático. b. El fluido ira por efecto de tubo en U al espacio anular. O si el espacio anular ya esta lleno, el casing tendrá ahora una presión de superficie. c. El fluido ira por efecto de tubo en U a la sarta de tubos. O si la sarta de tubos ya esta llena, los tubos tendrán ahora una presión de superficie.

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

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

354. ¿Cuáles son las técnicas de matar mas comunes utilizadas en la operación de reparación?. a. Método volumétrico y lubricar y purgar (lubricate & bleed). b. Circulación directa y esperar y densificar. c. Circulación inversa y Bullhead. d. Método concurrente y ahogo dinámico.

355. el forzamiento (bullheadding) puede NO ser una opción debido a : a. perforaciones taponadas. b. formación con muy baja permeabilidad. c. condiciones desconocidas de tubos y casing. d. todo lo anterior.

356. Identificar la válvula maestra que debería usarse para una emergencia. a. A. b. B2. c. B1. d. C.

357. Mientras se lleva acabo en 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 aun la totalidad del volumen de fluido necesario para matar el pozo. ¿Qué complicación es más probablemente la causa del aumento de presión?. a. Puede haber arena o incrustaciones bloqueando las perforaciones. b. El ensamble del sello en el packer a comenzado a perder. c. La densidad del fluido para matar es demasiado alta y esta afectándola presión de la bomba. d. La bomba esta perdiendo eficiencia y puede necesitar mantenimiento.

358. El Poor Boy y Vacío son palabras que se relacionan con: a) Tipos de malla de zarandas. b) Desarcilladores. c) Desgacificadores. d) Tipos de preventores anti reventones.

359. Cuál es la función de las bombas en la unidad de operación del BOP. a) Para cargar el acumulador cuando la presión esta baja. b) Para Abrir y cerrar la válvula preventoras del BOP. c) Para probar los preventores bajo presión.

360. A que se llama una prueba de presión de los preventores. a) A la prueba que se realiza al preventor para determinar los tiempos que tardan los preventores en abrir y cerrar. b) A la prueba que se realiza para determinar si los preventores resisten presión. c) A la prueba que se realiza para saber si el preventor puede ser usado en el pozo en función de la presión que se tenga en el pozo.

361. ¿Dónde está ubicado el estrangulador (choke)?. a) En el manifold del stand pipe. b) En el choke remoto (super choke). c) En el choke manifold. d) En la línea Flow line.

362. Cuál es la función del tanque de viaje. a) Detectar cambios en los tanques cuando se realiza un viaje. b) Sirve como tanque para mescla del lodo pesado en el pozo. c) Detectar cambios en los tanques cuando se perfora. d) Todas la anteriores.

363. Cuál es la presión máxima que el preventor de reventonces BOP debe ser capaz de soportar. a) La MAASP (máxima presión de cierre en el espacio anular permitida antes de la fractura). b) MASP (máxima presión de cierre anticipada de superficie). c) La presión de los fluidos de la formación. d) La presión de los fluidos de la formación multiplicada por un margen de seguridad de 85%.

364. Los arietes de cizallamiento (corte) se usan para. a) Cerrar el pozo sin tubería. b) Cortar la sarta de perforación en el pozo y cerrar el pozo. c) Para colgar la sarta de perforación.

365. Donde está ubicado el separador lodo gas. a) Corriente arriba de la válvula remota (choke) en el choke manifold. b) Corriente debajo de la válvula remota en el choke manifold. c) Corriente arriba de la válvula hidráulica HCR. d) Corriente debajo de las zarandas (temblorinas).

366. Cuál es la función de la unidad de cierre del BOP (ACUMULADOR). a) Permite cerrar el estrangulador remoto (choke). b) Para abrir y cerrar los componentes del BOP. c) Para probar el tiempo que toman los preventores en cerrar el pozo. d) Permite empujar el fluido a presión desde las botellas del acumulador hacia las cámaras de cierre de los preventores.

367. Que significa la presión operativa del acumulador. a) presión del gas en las botellas sin fluido hidráulico. .b) Presión de cierre de los preventores tipo ariete (RAM). c) Presión de gas más el fluido hidráulico en las botellas del acumulador. d) presión operativa para cerrar el preventor anular.

368. Que es una prueba de funcionamiento de preventores. a) Se la practica con el objetivo de determinar si la el preventor soporta presión. b) Se la realiza con el objetivo de mirar el funcionamiento de los preventores y sus tiempos de cierre. c) Para verificar si el estrangulador remoto funciona. d) Para verificar si la balanza de lodos está tomando un peso de lodo correcto.

369. Que equipo se instala para regular la presión hidráulica de cierre del preventor anular. a) Válvula de alivio. b) Regulador. c) Válvula by pass. d) Válvula master. e) Válvula de 3 posiciones y 4 vías.

370. Cuál es la presión normal del cierre del preventor anular. a) 3000 psi. b) 120 psi. c) 600-1500 psi.

371. ¿Cuál es la presión normal de cierre de los preventores tipo RAM?. a) 1500 psi. b) 600-1500 psi. c) 3000 psi.

372. ¿Cuál de las siguientes líneas tiene normalmente el diámetro interno más amplio?. a) Línea de cierre del preventor anular. b) Línea de vento del desviador (diverte). c) Línea de matar (de ahogar, kill line). d) Línea del estrangulador (choke).

373. Cual de la siguientes es la definición de presión. a) La fuerza que se ejerce sobre un área. b) Fuerza de atracción de la tierra hacia un cuerpo por la acción de la gravedad. c) Es la capacidad (volumen) por pie de tubería. d) Es la presión que ejerce una bomba a la descarga de la misma.

374. A que se denomina presión de formación. a) Es la presión a la que se encuentran los fluidos de la formación que se encuentran almacenados en los espacios porales (poros) de la roca. b) Es la presión total ejercida en fondo del pozo. c) Es la presión de resistencia de la roca antes de la fractura. d) Es la presión ejercida por la columna hidrostática de un fluido en condición estática.

375. Si la densidad del lodo es de 8.9 lpg cuál será el gradiente del fluido. a) 0.5023 psi/pie. b) 0.3224 psi/pie. c) 0.4023 psi/pie. d) 0.4628 psi/pie.

376. Cuál de las siguientes no está clasificada como una barrera mecánica. a) Casing. b) Preventor tipo ariete. c) Procedimiento de cierre de pozo perforando. d) Fluido de control.

377. A que se denomina porosidad. a) La interconexión de espacios vacíos de la roca, que permitirá que el fluido se mueva a través de esta. b) La presión a que se encuentra el fluido atrapado en los espacios porosos de la formación. c) Es la medida en porcentaje del espacio vacío tiene una roca y que permite almacenar fluidos. d) Es el grado de afinidad que tiene el fluido con la roca de la formación.

378. Un influjo (amago, surgencia, kick) es solo la entrada de agua al pozo. a) Verdadero. b) Falso.

379. A que se llama un sobre balance hidrostático. a) Cuando la presión hidrostática es igual a la presión de formación. b) Cuando la presión hidrostática es mayor a la presión de formación. c) Cuando la presión hidrostática es menor a la presión de formación.

380. La presión total aplicada sobre el fondo del pozo se denomina. a) Presión de bomba. b) Presión de fondo del pozo (BHP). c) Presión de formación. d) Presión hidrostática.

381. A que se denomina presión hidrostática. a) Es la presión total que se ejerce sobre el fondo del pozo. b) Es la presión que ejercen los fluidos almacenados en la formación. c) Es la suma de las pérdidas de presión por fricción que se requiere para mover el fluido. d) Es la presión que ejerce un fluido en condición estática.

382. Cuando es probable que entre un influjo al pozo. a) Cuando la presión hidrostática es igual a la presión de formación. b) Cuando la presión hidrostática es menor que la presión de la formación. c) Cuando la presión hidrostática es mayor que la presión de la formación.

383. Cual de la siguientes NO es una función del cemento. a) Tapones de abandono del pozo. b) Aislar zonas con fluidos en el pozo. c) Fluido de control de pozo. d) Asegurar la tubería de revestimiento en el pozo.

384. Cuál es la definición de gradiente de presión. a) Presión que ejerce un fluido en el fondo del pozo en condición estática. b) Presión que ejerce un fluido en un pie de altura. c) Presión del fluido de la formación en un pie de altura. d) El volumen de fluido que ocupa un recipiente en un pie de altura.

385. Cuál de los siguientes fluidos es más probable encontrar en las formaciones subterráneas. a) Agua. b) Gas. c) Petróleo. d) H2S.

386. Cuál de las siguientes se considera una barrera operacional. a) Cemento. b) Tapón. c) Lodo de perforación. d) Simulacros de control de pozo.

387. Que densidad debería medir la balanza de lodos cuando se mide agua dulce. a) 7 lpg. b) 8.3 lpg. c) 8.7 lpg. d) 9 lpg.

388. La densidad del lodo se mide en LPG, por cual constante se debe de multiplicar para obtener el gradiente de presión. a) 0,052. b) 0,52. c) 1029,4. d) 5,615.

389. La presión hidrostática es afectada por. a) ID (diámetro interno de la tubería), longitud vertical verdadera. b) Peso de lodo (densidad) y longitud medida del pozo. c) Peso del lodo (densidad) y profundidad vertical verdadera del pozo. d) Viscosidad del lodo y profundidad vertical verdadera del pozo.

390. Calcular la capacidad por pie del siguiente tanque rectangular, con las siguientes medidas. Largo = 8 pies, ancho = 12 pies, altura = 6 pies. 5,615 pies3 = 1 bl. a) 102 bls/pie. b) 17 bls/pie. c) 20 bls/pie. d) 35 bls/pie.

391. Calcular el volumen del siguiente tanque rectangular, con las siguientes medidas. Largo = 8 pies, ancho = 12 pies, altura = 6 pies. 5,615 pies3 = 1 bl. a) 102 bls. b) 17 bls. c) 20 bls. d) 35 bls.

392. Si el lodo está cortado con gas con que balanza de lodos debería medirse el peso de lodo. a) Balanza presurizada. b) Balanza atmosférica. c) Ambas darán la misma medida de peso de lodo.

393. La siguiente formula puede usarcé para determinar la capacidad por pie de un tanque rectangular, L*A/5,61. a) Verdadero. b) Falso.

394. Calcular el volumen dentro de la tubería de 40 stands (tiros, paradas) de tubería perforación. (cada tiro, stand, parada tiene 3 tubos). Capacidad de la sarta 0,0222 bls/pie Longitud de cada parada (tiro, stand) = 93 pies. a) 82 bls. b) 90 bls. c) 85 bls. d) 32 bls.

395. Porque es importante contar con una densidad del lodo correcta cuando se está perforando. a) Para permitir una buena limpieza del hoyo. b) Para controlar la presión de fractura en el zapato del casing. c) Para controlar la presión de la formación. d) Para reducir las pérdidas de circulación durante el bombeo.

396. Donde se debe medir la densidad (peso de lodo) de retorno. a) Tanques de succión del lodo. b) A la salida del separador lodo gas. c) En las zarandas. d) Tanques de retorno.

397. Como puede afectar la agitación al peso del lodo. a) La falta de agitación puede permitir que se asienten sólidos y reducir el peso del lodo. b) La agitación afecta la viscosidad del lodo. c) La agitación no afecta la densidad del lodo por ninguna razón. d) La agitación evita que la barita se precipite y por ende el peso del lodo que se bombee al lodo sea el inadecuado.

398. Por qué se debe de informar al perforador si se enciende o se apaga el desilter (desarcillador). a) Por qué el nivel de tanques puede aumentar o puede reducirse. b) Por qué el perforador debe saber todo lo que se haga en la operación. c) No es necesario avisarle al perforador sobre esta operación.

399. ¿Por qué se mide la Densidad del Lodo en el Tanque (Pileta) de Succión a intervalos regulares?. a) Para comprar con la densidad en las Zarandas (Temblorinas) y calcular el volumen de recortes (cuttings). b) Para registrarlo en el informe diario del Ingeniero de Lodos (Inyeccionista). c) Para comparar con la densidad en las Zaranas (Temblorinas) y calcular el volumen de recortes (cuttings). d) Para vigilar que se está bombeando la densidad correcta de lodo hacia el pozo.

400. Qué pasa si el torrero (chango, encuellador), alinea el pozo a un tanque que no corresponde. a) La densidad (peso) del lodo que se bombea al pozo podría no ser la correcta. b) Contaminación de tanques por la alineación incorrecta. c) Permite que pueda existir la probabilidad de tomar un influjo o una pérdida de circulación. d) Todas la anteriores.

401. Cuando usted realiza una operación desviación en la parte superficial del pozo por la presencia de gas somero (superficial), usted debe cerrar primero el desviador (diverter) y luego abrir las válvulas de desviación. a) Verdadero. b) Falso.

402. Cómo puede reconocerse en la superficie que hay una contaminación del lodo?. a) Aumenta el peso sobre la broca (trepano). b) Toman mediciones de densidad y viscosidad de lodo en zarandas (temblorinas). c) Una ganancia en tanques (piletas) sin explicación. d) Aumento en el tiempo de circulación de fondo a la superficie.

403. Cuál de las siguientes propiedades es esenciales para el control del pozo. a) Viscosidad. b) Reologia. c) Densidad. d) Salinidad.

404. Con que frecuencia debe el encuellador chequear la calibración de la balanza de lodos. a) Cada mes. b) Cada turno. c) Cada vez que se corra casing. d) Al comenzar la perforación de un nuevo pozo.

405. Cuál de las siguientes afirmaciones puede causar una reducción del peso de lodo en el pozo. a) Monitoreo del nivel de los tanques a intervalos constantes. b) Remoción excesiva de sólidos en los equipos de remoción de solidos de la superficie. c) Aumentando barita (salmuera) en el fluido de control. d) Monitoreando el flujo de retorno a la línea de salida (Flow line).

406. Cual de la siguientes NO es una función del fluido de control de pozo. a) Evitar derrumbes en el pozo. b) Enfriar y lubricar la broca. c) Permitir que ingresen fluidos de la formación al pozo. d) Traer información de la formación en el pozo.

407. Porque es importante monitorear las propiedades del fluido de control en el pozo. a) Asegura que se siga el programa de lodos de acuerdo a lo planificado. b) Permite que se pueda llenar el reporte de fluidos de control y que el mismo pueda ser entregado a tiempo al company man. c) Permite determinar los efectos de las formaciones en el fluido de perforación.

408. Que químico se utiliza para aumentar el peso del lodo. a) Bentonita. b) Carbonato. c) Barita. d) Agua.

409. Donde usted puede observar tamaños grandes (derrumbes de cortes (cuting). a) En el canal de salida de retorno (Flow line). b) En las bombas de lodo. c) En las zarandas. d) A la salida del quemador de gas.

410. Como afecta en la detección de un influjo si el lodo está desbordando las zarandas. a) Esta situación no afectara la detección de un influjo. b) Más fácil la detección de un influjo ya que se puede determinar cambios en el volumen en los tanques. c) Más difícil ya que no se puede determinar con precisión el volumen en los tanques.

411. La manera más segura de hacer una transferencia de fluido a los tanques, es parar la perforación y monitorear el cambio de nivel de los tanques. a) Verdadero. b) Falso.

412. Que función cumple el choke. a) Para actuar como un sistema de respaldo por si fallara el preventor anular. b) Crear una contrapresión suficiente para mantener la presión de fondo de acuerdo al método de control establecido. c) Dirigir los fluidos de la formación lejos del piso de perforación. d) Cerrar el pozo cuando hay un amago (surgencia, kick) cerca de la superficie.

413. Que función cumple el manifold del stand pipe en el pozo. a) Permite la interconexión con los equipos de control de sólidos en el pozo. b) Permite by pasear el fluido hacia el mechero en el pozo. c) Permite la entrada de agua a los tanques para la mezcla de lodo. d) Permite la alineación de las bombas al pozo para inyectar por directa o reversa.

414. Un influjo es. a) Un flujo descontrolado que se presente en superficie y que es muy difícil de controlar. b) Es la entrada de fluidos de formación al pozo de una forma no deseada. c) Es una manifestación cotidiana del pozo que tiene fluidos. d) Es la perdida de lodo de perforación hacia la formación.

415. ¿Qué dispositivo medidor de densidad deberá usarse cuando un fluido tiene aire y/o gas integrados?. a) Balanza de lodos de 3 ejes. b) El hidrómetro. c) La balanza presurizada. d) La balanza atmosférica.

416. A que se llama descontrol de pozo. a) Un flujo descontrolado de fluidos provenientes de formación que se presenta en la superficie y que es riesgoso controlar. b) Es la entrada de fluidos provenientes de la formación de una forma indeseada. c) Ocurre cuando el perforador olvida tomar las presiones reducidas de la bomba. d) Es el flujo cruzado que existe entre dos formaciones que producen de forma simultanea.

417. Quien tiene la autoridad de cerrar el pozo sin demora. a) Encuellador. b) Perforador. c) Supervisor. d) Toolpsuher.

418. Cuál de las siguientes está catalogada como la primera barrera para el control del pozo. a) Casing. b) Cemento. c) Preventor de reventones BOP. d) Lodo de perforación.

419. Que debería de hacer el zarandero (trabajador de las zarandas) cuando tiene las siguientes señales de advertencia en la superficie: • Presencia de gas y gotas de petróleo • Aumento de la temperatura del fluido de control • Presencia de derrumbes. a) Informar al tool pusher sobre lo acontecido. b) Informar al perforador de los comportamientos. c) Informar al ingeniero de lodo (fluido de control).

420. Si se bombea una píldora pesada por la tubería de perforación que ocurrirá el pozo. a) El nivel de la tubería de perforación se mantendrá constante, en cambio el nivel del espacio anular disminuirá. b) No existirá nada el pozo. c) El nivel de la tubería de perforación disminuirá permitiendo que el pozo se desborde por el espacio anular.

421. Donde se puede mirar (registrar) la caudal gasta de salida de retorno. a) En la línea de retorno Flow line. b) En la consola remota del choke (super choke). c) En la consola del perforador. d) En el área de las zarandas.

422. Como se mide y monitorea el nivel de los tanques. a) Un sensor en los tanques de lodo y un monitor en la oficina del company man. b) Un sensor en las zarandas (temblorinas) y un monitor en la oficina del tool psuher. c) Un sensor en el separador lodo gas y un monitor en la consola del perforador. d) Un sensor en los tanques (piletas) de lodo y un monitor en la consola del perforador.

423. El encuellador detecta luego de realizar algunas mediciones del peso del lodo, que el peso se está reduciendo en comparación con el peso que se está bombeando al pozo, a quien debería alertar el encuellador sobre este comportamiento. a) Al ingeniero de fluidos para que tome los correctivos del caso. b) Al representante de la compañía (Company Man) para que tome las acciones correctivas del caso. c) Al supervisor de cuadrilla de turno, para que informe a quien corresponda. d) Al perforador, ya que él tiene la potestad de cerrar el pozo sin demora.

424. A que la llama la presión de precarga del acumulador. a) A la presión total de trabajo del acumulador (gas y fluido hidráulico). b) A la presión del gas en el acumulador sin fluido hidráulico. c) A la presión a la cual las bombas empiezan a recargar el acumulador.

A quien se debe informar inmediatamente cualquier tipo de comportamiento anormal del pozo. a) Perforador. b) Company man, representante de la compañía. c) Supervisor. d) Ingeniero de servicios que corresponda.

426. Un pozo con una densidad (peso de lodo) de 9,8 lpg y una profundidad vertical verdadera (TVD,PVV) de 3256 pies, ejercerá una presión hidrostática de: a) 1248 psi. b) 1659 psi. c) 980 psi. d) 1600 psi.

Que pasa con la presión de fondo del pozo si se bombeo un lodo más liviano. a) La presión de fondo se mantiene sin cambios. b) La presión de fondo del pozo aumenta. c) La presión de fondo del pozo disminuye.

428. Cuando usted está sacando la tubería del pozo, que pasa con el nivel en el pozo. a) El nivel del pozo se mantiene. b) El nivel del pozo baja. c) El nivel del pozo sube.

429. Los amagos en la parte superior del pozo se deben. a) Cerrarse con el preventor Anular. b) Cerrarse con el preventor tipo ariete. c) Ignorarse no son peligrosos. d) Desviarse (usar el diverter).

430. Cuál de los siguientes indicadores de influjo se detecta primero. a) Ganancia en los tanques. b) Flujo anular del pozo con las bombas apagadas. c) Aumento en el volumen de cortes en zarandas. d) Incremento en el caudal/ gasto de flujo de retorno.

431. Cuál de los influjos es el más difícil de manejar. a) Gas. b) Petróleo. c) Agua.

432. La presión Hidrostática de Lodo puede reducirse: a) Reduciendo el nivel del lodo. b) Por el lodo cortado con gas. c) Reduciendo la densidad de lodo. d) Con succión (swabbing) por efecto de pistoneo de lar sarta hacia arriba. e) Todo lo anterior.

433. Un cambio en el tamaño, forma o cantidad de recortes (cutings) deberá reportarse primero. a) Cierto. b) Falso.

434. Cuál es la definición de Sobre Balance (Overbalance). a) Influjo de fluido de formación al pozo. b) Un influjo mientras se hace un viaje. c) Aumento momentáneo en presión hidrostática de lodo. d) Presión hidrostática del lodo más alta que la presión de la formación.

435. El método de cierre duro para asegurar el pozo es: a) Apagar la bomba; levantar y posicionar sarta según la ubicación de arietes, cerrar el preventor (BOP), abrir la línea del estrangulador, cerrar el estrangulador ajustable, y registrar la presión. b) Apagar la bomba, levantar la sarta y posicionar juntas de tubos (barras) respecto de los preventores (BOP) abrir la válvula de la línea del estrangulador (choke), cerrar el estrangulador ajustable, y registrar la presión. c) Levantar y posicionar juntas de tubos (barras) respecto de los pree ventores; cerrar el preventor (BOP), verificar que el estrangulador (choke) ajustable permanezca cerrado; abrir la válvula de la línea del estrangulador, y registrar la presión. d) Levantar y posicionar juntas de tubos (barras) respecto de los pre ventores; apagar la bomba, abrir la válvula de la línea del estrangulador (choke), cerrar el preventor, cerrar el estrangulador ajustable, y registrar la presión.

436. El método de cierre blando para asegurar el pozo es: a) Apagar bomba; levantar y posicionar sarta según ubicación de arietes, cerrar el preventor (BOP), abrir la válvula de la línea del estrangulador (choke), cerrar el estrangulador ajustable, y registrar la presión. b) Levantar y posicionar juntas de tubos (barras), respecto de los preventores; apagar la bomba, abrir la válvula de la línea del estrangulador (choke), cerrar el preventor, cerrar el estrangulador ajustable y registrar la presión. c) Apagar la bomba; levantar la sarta y posicionar juntas de tubos (barras), respecto de los preventores (BOP) abrir la válvula de la línea del estrangulador (choke), cerrar el estrangulador ajustable, y registrar la presión. d) Levantar y posicionar juntas de tubos (barras), respecto de los preventores; cerrar el preventor (BOP), cerrar el estrangulador ajustable, abrir la válvula de la línea del estrangulador y registrar la presión.

437. Mientras se perfora, el múltiple del estrangulador (choke manifold) debería configurarse como sigue para un cierre duro: a) Válvula del conjunto de preventores cerrada, línea del estrangulador (choke) abierta a las zarandas (temblorinas) a través del estrangulador remoto ajustable. Estrangulador remoto ajustable cerrado. b) Válvula del conjunto de preventores abierta, línea del estrangulador (choke) abierta a través del estrangulador remoto ajustable, estrangulador (chocke) remoto abierto. c) Válvula del conjunto de preventores cerrada, línea del estrangulador (choke) abierta a las zarandas (temblorinas), a través del estrangulador manual ajustable. Estrangulador manual cerrado. d) Válvula del conjunto de preventores cerrada, línea del estrangulador (choke) a través del estrangulador remoto ajustable abierta, estrangulador remoto remoto ajustable abierta.

438. Mientras se perfora, el múltiple del estrangulador (choke manifold) debería configurarse como sigue para un cierre blando. a) Válvula del conjunto de preventores cerrada, línea del estrangulador (choke) abierta a las zarandas (temblorinas) a través del estrangulador manual ajustable. Estrangulador manual cerrado. b) Válvula del conjunto de preventores cerrada, línea del estrangulador (choke) abierta a las zarandas (temblorinas) a través del estrangulador remoto ajustable. Estrangulador remoto ajustable cerrado. c) Válvula del conjunto de preventores abierta, línea del estrangulador (choke) abierta a través del estrangulador remoto ajustable. Estrangulador (choke) remoto abierto. d) Válvula del conjunto de preventores cerrada, línea del estrangulador (choke) a través del estrangulador remoto ajustable abierta, estrangulador remoto ajustable cerrado.

439. Mientras se perfora, el perforador advierte un indicar de influjo (amago, surgancia, kick) pero no está seguro de la causa, cuál será la acción más segura que debe realizar el perforador. a) Cerrar el pozo inmediatamente y prepararse para controlar el pozo. b) Levantar la sarta, parar las bombas y fijarse si el pozo fluye. c) Avisar el supervisor, toolpusher y company man para ellos decidan cual la acción segura a realizarse. d) Esperar a que el indicar muestre el motivo de la causa y dependiendo del resultado cerrar o no el pozo.

440. Una succión (pistoneo ascendente) que podría provocar en el pozo. a) Un aumento en la presión de fondo del pozo. b) Una reducción de la presión de fondo del pozo. c) Un influjo entro al pozo. d) Un reventon (descontrol, blow out está cerca del pozo).

441. Al inicio de un amago (influjo, kick, surgencia) que ocurre. a) Presión de la bomba se incrementa. b) Peso de la sarta disminuye. c) Gases de fondo de pozo bajan. d) Aumento en el caudal gasto de retorno y nivel de los tanques.

442. Cuál de los siguientes es un indicador primario de amago (surgencia, kick, influjo). a) Aumento de tasa de penetración perforación. b) Aumento del peso de la sarta de perforación. c) Aumento de gas de fondo en el pozo. d) Aumento en el volumen de los tanques piletas de lodo.

443. Cuál de las siguientes señales pueden advertir presencia de formaciones lutiticas en el pozo. a) Aumento de torque y arrastre en el pozo. b) Cortes astillados y grandes en las zarandas. c) Aumento del contenido de lutita en cortes (cutting en la superficie). d) Todo lo anterior.

444. Por qué se monitoreo el nivel de los tanques. a) Para advertir perdidas de fluido durante la perforación. b) Para advertir presencia de un influjo durante la perforación. c) Para advertir pérdidas y ganancias (influjo) durante la perforación. d) Para cumplir con los procedimientos y buenas prácticas de la perforación.

445. El perforador bombeo fluido a una rata lenta de circulación, a que se llama esta presión. a) Presión de bomba. b) Presión hidrostática. c) Presión reducida de bombeo. d) Presión de bomba.

446. Cuál es la razón principal para cerrar el pozo. a) Para evitar un reventón en el pozo. b) Para dar tiempo a la cuadrilla que prepare el lodo de matar para controlar el pozo. c) Para cumplir con los procedimientos y buenas prácticas de la perforación. d) Para determinar la altura y tipo de influjo en el pozo.

447. Cuál de los siguientes datos debe registrarse en un cierre de pozo luego de tomar un influjo. a) Presiones reducidas de la bomba. b) Ultimo ROP antes de cerrar el pozo. c) Ganancia en tanques. d) Presión de la formación.

448. Que es lo primero que debe hacer el perforador luego de cerrar el pozo debido a la entrada de un influjo. a) Monitorear parámetros de cierre. b) Asegurar que el pozo este bien cerrado (alinear el tanque de viaje los preventores). c) Activar todas las alarmas para activar plan de contingencia de influjos. d) Realizar charla informativa sobre todo lo ocurrido en el evento de entrada de influjo.

449. ¿Qué método requiere que la densidad del lodo se aumente antes de que la circulación pueda comenzar?. a) El método del perforador. b) La técnica del forzamiento (bullheading). c) El método de esperar y densificar. d) El método volumétrico.

450. Que método de control de pozos requiere dos circulaciones. a) Método del perforador. b) Métodos volumétricos. c) Método lubricar y purgar. d) Método espere y densifique.

451. Cuál es la función de la cuadrilla de perforación inmediatamente después de haber cerrado un pozo por la entrada de un influjo. a) Registrar los parámetros de cierre (presiones y ganancia). b) Coordinar la preparación del fluido de control de pozos. c) Alinear el preventor al tanque de viaje para asegurar el cierre de pozo.

452. Cuando se detecta un influjo en el pozo, cual es la primera acción segura a realizar. a) Coordinar la preparación del lodo de matar. b) Cerrar el pozo. c) Fijarse si el pozo fluye con las bombas apagadas. d) Circular un fondo arriba para asegurarse que en el pozo haya un fluido limpio.

453. Que es una planilla de ahogo (Hoja de matar). a) Documento donde se registran todas las funciones de cada uno de los miembros de la cuadrilla para cerrar el pozo de una forma segura. b) Documento en donde existen los cálculos de volúmenes y presiones que sirven como guía para controlar el pozo. c) Documento donde se explica las presiones y pasos a seguir para emplear un control de pozos. d) Documento donde se registras los volúmenes de desplazamiento de la tubería para llenado del pozo.

454. Que puede indicar el gas de viaje. a) Densidad lodo en el pozo es más alto. b) Disminución de la presión de fondo del pozo. c) Aumento de la densidad de lutita en el pozo. d) Disminución de la viscosidad de lodo en el pozo.

455. Que puede indicar cortes grandes y astillosos en la superficie. a) Aumento de la presión de fondo del pozo. b) Que existe un desgaste de la broca con la que se perfora el pozo. c) Aumento de la presión de los fluidos de la formación. d) Aumento de la reología del lodo.

456. Cuál es la razón principal de un simulacro de viajes. a) Para permitir que el perforador puede reconocer un aumento o disminución en los tanques de lodo que pueda advertir la presencia de un influjo o una pérdida de circulación. b) Para asegurar que la cuadrilla de perforación este capacitada de reconocer e identificar como reconocer y cerrar el pozo durante una operación de viaje. c) Para identificar y reaccionar ante un influjo en la parte superficial del pozo.

457. La válvula de seguridad para cierre en viaje (FOSV, válvula de apertura plena) debe permanecer en el piso de perforación lista para ser insertada en el tubo cuando se vaya a cerrar el pozo en qué posición debe permanecer e instalarse la válvula. a) Abierta. b) Cerrada. c) No importa en qué posición permanezca.

458. Cuál es el propósito del procedimiento de cambios de turno establecido por la compañía operadora. a) Permitir un traspaso de una correcta información entre el personal saliente y entrante que permita tener buena información para dar continuación a las operaciones que se estén realizando en el pozo. b) Permitir mirar que persona de la cuadrilla no tiene buena capacidad de comunicación para posibles reemplazos a futuro. c) Es un procedimiento que se establecido desde el inicio de las operaciones de perforación y ahora no se puede dejar de realizar sino existen multas. d) Permite asignar culpable en el caso de una mala operación que se realice en el pozo.

459. Cuál de las siguientes es una ventaja del cierre DURO. a) Permite que ingresen más influjos por que el cierre de pozo tiene más pasos. b) Sirve para cerrar pozos de cualquier tipo. c) Permite que ingresen menos fluidos al pozo ya que el cierre toma menos pasos. d) Más fácil de aplicar en comparación con el cierre BLANDO.

460. Que método de control de pozo bombea lodo de matar a la vez que saca la burbuja de gas por el espacio anular (influjo). a) Método esperar y densificar. b) Método del perforador. c) Método volumétrico. d) Método Stripping.

461. Que problemas pudieran existir si existe una demora en cerrar el pozo. a) Aumento de la presión de cierre en el pozo. b) Riesgo potencial de generar pérdidas de fluido en el zapato durante el control. c) Aumento del tamaño del influjo dentro del pozo. d) Todo lo anterior.

462. Como afecta al control primario un aumento en la presión de la formación. a) Aumenta el sobre balance ejercido por el peso del lodo en el pozo. b) Disminuye el sobre balance ejercido por el peso del lodo en el pozo. c) No afecta el sobre balance ejercido por el peso del lodo en el pozo.

463. Durante el control del pozo que ocurre con el nivel de los tanques a medida que se está sacando el influjo del pozo por el espacio anular. a) El nivel de los tanques aumenta. b) El nivel de los tanques disminuye. c) El nivel de los tanques permanece igual sin cambios.

464. Que datos en la planilla de ahogo (hoja de matar) pueden ser actualizados a diario. a) Presiones iniciales y finales de circulación. b) Presiones de cierre de pozo. c) Volúmenes, capacidades, strokes del pozo. d) Todos los anteriores.

465. La toma de las presiones reducidas de la bomba se las realiza. a) Luego del cierre del pozo. b) Durante las operaciones de perforación. c) Durante el control del pozo.

466. El método del perforador es el método que pone fluido de matar más rápidamente en el pozo. a) Verdadero. b) Falso.

467. Cuando se registrará el gas de conexión en la superficie. a) De forma inmediata una vez que el mismo entre al pozo, mediante la ayuda de una herramienta de fondo. b) Luego de circular un fondo arriba. c) Al hacer una conexión y circular un fondo arriba. d) No se registra el gas de conexión ya que es un dato que no ayuda a la perforación.

468. Cuál es el objetivo del control del pozo. a) Mantener la presión de fondo del pozo más baja que la presión de la formación. b) Mantener la presión del fondo igual a la presión de formación. c) Mantener la presión de fondo igual a la presión de fractura de la formación debajo del zapato. d) Mantener la presión de fondo mucho más alta que la presión de la formación.

469. Si usted detecta en la locación un olor a huevos podridos que acción debería ser la más segura a realizar. a) Cerrar el pozo y prepararse para controlar esto en un influjo. b) Usar su equipo EPP y advertir al perforador. c) Identificar de donde proviene el olor a huevos podridos con el olfato. d) Nada este olor es común en las operaciones de la perforación y reacondicionamiento de pozos.

470. Como afecta un lodo cortado con gas en la presión de fondo del pozo. a) Aumenta la presión de fondo. b) Existe una gran reducción de la presión de fondo del pozo. c) Existe una pequeña disminución de la presión de fondo del pozo.

471. Usted está perforando y tiene un cambio repentino en la velocidad de penetración (“drilling break”). Se fija si hay flujo y el pozo está fluyendo. ¿Qué barrera falló?. a) El cemento alrededor del casing. b) El revoque (enjarre) del lodo. c) La cabeza del pozo (wellhead) o los sellos del cabezal del casing (casing head). d) La presión hidrostática del lodo.

472. ¿Qué tipo de equipo petrolero haría más difícil ver un aumento en el caudal (gasto) de salida?. a) Una Plataforma Autoelevable. b) Una Plataforma de Producción. c) Un Equipo de Perforación en Tierra. d) Un Equipo de Perforación Flotante.

473. ¿Cuál de las siguientes es un indicador primario de ahogo (surgencia, kick)?. a) Aumento de caudal (gasto) en el canal de salida (línea de flote). b) Cambio en el tamaño de los recortes (cuttings). c) Aumento del torque. d) Aumento de la VDP (ROP, velocidad de penetración).

474. Usted está ayudando a un torrero (encuellador, derrrickhand) a aumentar la densidad de lodo durante el ahogo de un pozo. Si el embudo (tolva) de mezcla y la bomba se tapan. ¿Qué conviene hacer primero?. a) Informar el problema al Perforador y el Supervisor. b) Desmontar el equipo y despejar el bloqueo. c) Dejar de elevar la densidad del lodo hasta que se complete una circulación completa en el pozo. d) Encender los agitadores de tanques (piletas) y agregar baritina (barita) directamente a los tanques.

475. ¿Cuál es la definición correcta de “balanceado” (balance)?. a) Presión por pie de profundidad. b) Presión hidrostática del lodo igual que la presión de formación. c) Presión hidrostática del lodo mayor que la presión de formación. d) Presión hidrostática del lodo menor que la presión de formación.

476. ¿Cuál es la definición del término “flujo de gas somero”?. a) Gas de conexión cuando se perfora la parte superior del pozo. b) Una Prueba de Vástago de Perforación (Drill Stem Test, DST) en una formación que contiene hidrocarburos de la parte superior del pozo. c) Flujo de fluidos de una zona que contiene hidrocarburos ubicada cerca de la superficie. d) Retornos de lodo cortado con gas a la superficie.

477. ¿Por qué el canal de salida (línea de flote, flowline) debería limpiarse sistemáticamente?. a) Para mejorar la precisión de la lectura del caudal (gasto). b) Para evitar que el canal de salida (línea de flote, flowline) se tape o desborde. c) Para evitar que el sensor de flujo se trabe. d) Todo lo anterior.

478. En que se diferencia una arremetida (brote) de gas en un lodo base aceite de una arremetida (brote) de gas en el lodo de base agua?. a) El lodo de base aceite es mas liviano. b) Mas gas entra en solucion en eun lodo de base aceite. c) Mas gas enra en una solucion en un lodo de base agua. d) No hay ninguna diferencia.

479. para determinar una presion reducida de bombeo cuando esta no se encuentra disponible, comience a crcular a la velocidad deseada de matado manteniedo constante la presion de cierre en el revestimiento SICP (PCC), registre la presion de circulacion, y luego reste SIDPP (PCT) de pa presion de circulacion. a) Vredadero. b) Falso.

480. ¿ Que presion se mantiene constante mientras se disminuye lentamente o se aumenta la velocidad de bomba, cuando se cambia de bomba durante una operación de matado de pozo?. a) Presion de tuberia de perforacion. b) Presion de revestimiento. c) Ninguna de las anteriores. d) Tanto A como B.

481. Cual de las sgtes no es una senal de advertencia de que puede haber una arremetida (brote) en el pozo?. a) Aumento en la tasa de retorno. b) Disminucion en la presion de bombeo. c) Disminucion en la velocidad de la bomba. d) Lodo cortado con gas.

482. Sacando tuberia, Cuando se puede succionar (suabear) el pozo?. a) Cuando se comienza a sacar la broca del fondo. b) Cuando la broca pasa por el zapato del revestimiento. c) A mitad de camino sacando. d) Cuando la broda esta dentro del revestimiento. e) Todas las anteriores.

483. Escoja la sgte lista principal desventaja de un procedimiento de cierre duro: a) Mas influjo entra en el pozo y mas etapas que recordar en el procedimento. b) Disminuye el efecto de presion sobre el equipo de superficie. c) Tiene menos impacto sobre las formanciones. d) Tiene un gran impacto sobre las formaciones.

484. Las funciones basicas de un lodo de peerforacion son: a) Lubricar y enfriar la broca y la sarta de perforacion, transportar recortes, ejercer control de presion anular. b) Ser un medio para permitir la pega de tuberia y la corrosion del revestimiento y la tuberia de perforacion. c) Suministrar energia hidraulica y dar soporte a las paredes del pozo. d) Opciones A, B y C. e) Opciones A y C.

485. Calcule la profundidad de un pozo de tiene una presion de fondo de 5200 psi y un peso de un lodo 13.2 lbs/gal. a) 5757 pies. b) 8747 pies. c) 7575 pies. d) 3939 pies.

486. Es mas facil controlar uan arremetida (brote) de agua salada en razon de que esta se comprime y se expande mas que una arremetida de gas. a) Verdadero. b) Falso.

487. Las presiones de suabeo (succion) y pistoneo estan directamente relacionadas con : a) Velocidad de movimiento de la tubería. b) Viscosidad del lodo. c) Peso del lodo. d) Espacio entre la pared del pozo y la tubería. e) Todas las anteriores.

488. Durante en procedimiento de matado de pozo, la presión de fondo se mantiene constante mediante el ajuste de: a) La velocidad de la bomba. b) El nivel de lodo en los tanques. c) Las BOP s. d) La apertura del choke.

489. Colocar la bomba en línea durante una operación de matado es una operación crítica. Que se debe cuando se coloca la bomba en línea?. a) Debe haber una buena comunicación entre el operador de la bomba y el operador del choke. b) Procedimiento de cómo colocar en línea la bomba se ha discutido con el personal involucrado. c) La bomba deberá colocarse en línea lentamente o en etapas. d) Todas las anteriores.

490. Las dimensiones de la piscina son de 20 pies de largo, 8 pies de ancho y 8 pies de altura. Se presento una arremetida (brote) y el nivel en la piscina subió 7 pulgadas. ¿Cuál es el tamaño de la arremetida (brote)?. a) 16.6 bbls. b) 28.5 bbls. c) 8.5 bbls.

491. El peso del lodo en el sistema es de 11.8 lbs/gal. Antes de sacar se nota que el peso del fluido saliendo es de 11.4 lbs/gal. ¿Que se debe hacer?. a) Circular fondo arriba y estar seguro de que no se tiene un influjo de gas. b) Hacer el viaje. Todo esta bien. c) Aumentar el peso del lodo en el sistema en 0.3 lbs/gal. d) Cerrar el pozo y regresar a la base. e) Llamar a casa.

492. Cuando se estaba perforando se presento un “Drilling break” (aumento de la tasa de penetración) ¿Que se debe hacer?. a) Cerrar preventores. b) Aumento en peso de lodo de matado. c) Parar las bombas y hacer chequeo de flujo. d) Continuar perforando.

493. Si el nivel de fluido en un pozo baja 77 pies. Que tanta presión hidrostática se pierde en el fondo de un pozo de 11369 pies PM> 11152 pies PVV. Si el peso del lodo en el pozo es de 12.1 lbs/gal?. a) 48.4 psi. b) 6968 psi. c) 7016.8 psi. d) Ninguna de las anteriores.

494. Asuma que el revestimiento esta sentado a 5500 pies PVV y que se tiene una arremetida (brote) cuando se perfora a 8500 pies PVV. Se tiene una presión de cierre en la tubería de perforación de 500 psi con lodo de 9.5 lbs/gal. En el hueco. Cual es la presión de la formación en la zona de la arremetida (brote). a) 4599 psi. b) 4699 psi. c) 4799 psi. d) 4899 psi.

495. Los separadores de gas (gas buster) son por lo general la primera línea de la defensa para remover el gas del fluido de perforación. Estos separadores son más efectivos con fluido de alta viscosidad. a) Verdadero. b) Falso.

496. Se nota cero retorno en el indicador de flujo. Se levanta la sarta del fondo. Se para la bomba, y se inspecciona el hueco. No se ve el nivel del fluido. Que acción se deberá tomar?. a) Bombear con baja rata y mezclar material de perdida de circulación. b) Continuar perforando sin retornos. c) Cerrar el pozo y esperar haber que pasa. d) Comenzar a llenar el anular con lodo.

497. Cual es la razón para levantar el Kelly hasta tener el cuello de la primera unión de tubería sobre el nivel de la mesa rotaria?. a) Permitir el flujo del lodo alrededor de la broca durante la operación de matado de pozo. b) Permitir cerrar la Kelly cock inferior y se requiere quitar la Kelly. c) Aumentar el tiempo de cierre para que este sea lo mas blando posible. d) Para permitir que el anular cierre sobre la tubería y colocar el cuello del primer tubo a una altura aceptable para que se pueda trabajar.

498. Un perforador ha sacado 19 paradas de tubería de perforación (1710 pies) mientras viajaba hacia fuera en un pozo de 7260 pies la sarta de perforación se pega y se parte. El perforador saca los 4185 pies de tubería por encima del punto donde se partió la tubería. A que profundidad esta el tope del pescado?. a) 1,365 pies. b) 5,895 pies. c) 3,075 pies. d) 4,185 pies.

499. La tubería de 5 “DE; los collares son de 6.5” DE. El revestimiento tiene un diámetro interno de 10.192” y esta sentado a 4,000 pies PM, 3,690 pies PVV. El BHA mide 1,000 pies. El pozo se perforo desde el zapato hasta profundidad total con broca de 8-1/2 “ . El pozo tiene una profundidad total medida de 8,200 pies y vertical verdadera 6,740 pies. Cual es el volumen anular?. a) 336 bbls. b) 483 bbls. c) 273 bbls. d) 756 bbls.

500. Usando la información anterior. Cuantos strokes serán necesarios para bombear fondos arriba, si la salida de la bomba es de 0.1429 bbls/strokes? (Asuma 100% de eficiencia de la bomba). a) 2,240 strokes. b) 3,376 strokes. c) 3,420 strokes. d) 5,040 strokes. e) 6,005 strokes.