Libro de trabajo

1. Si usted abre la válvula by pass en la unidad de cierre del BOP (acumulador) qué ocurrirá. Permitirá el paso del aire al panel remoto. Todas las funciones para operar los arietes se bloquearán. Toda la presión del acumulador pasara a la presión de cierre del anular. Toda la presión del acumulador pasara a la presión de cierre del manifold (multiple).

2. Que ariete (RAM) se usara para cerrar en un pozo sin tubería. Ariete ciego (blind ram). Ariete fijo (ram). Ariete variable (variable ram).

3. En cuál de las siguientes situaciones debe realizarse una prueba de funcionamiento. Cada 21 días. Cada que se realice una reparación en el BOP. Antes de correr casing. Todas la anteriores.

4. Calcular el número de botellas que se requiere para para un arreglo de BOP en donde la presión máxima es de 3000 psi y la presión de precarga 1000 psi, asumir factor de seguridad de 1.5 para el cálculo: Los volúmenes para cerrar y abrir y cerrar los preventores son los siguientes: 10 botellas. 10.5 botellas. 11 botellas. 12 botellas.

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

6. Que prueba realizada a la unidad de cierre del BOP según API STD 53, para determinar si el volumen total del sistema es el adecuado de acuerdo al número de pre ventores es: Precarga. Prueba de presión. Prueba drawdown de acumulador. Prueba de funcionamiento.

7. Se tiene un conjunto de preventores de 5000 psi de presión de diseño ¿Cuál será la máxima presión a la cual los miembros de la cuadrilla podrían probar el equipo?. 3500 psi. 2000 psi. 5000 psi. 4000 psi.

8. Cuál de las siguientes no es una característica del preventor anular. Asistido por la presión del pozo. Acción de forma inmediata. Cierre hidráulico. Permite cerrarse en diferentes diámetros.

9. Un flujo descontrolado en la superficie proveniente de la formación que puede tener consecuencias graves se define como: Influjo. Hidrato. Escala parafina. Descontrol de pozo.

10. Cuál es la función del RAM ciego Cortador. Sellar el pozo sobre un solo diámetro de tubería. Sellar el pozo sin tubería. Sellar el pozo sin tubería y cortar la tubería. Sellar el pozo en un amplio rango de diámetros de tubulares.

11. Con que frecuencia usted debería probar las válvulas de seguridad de la sarta (preventores) para control de pozo. Cada vez que lo solicite el company man. Cada cambio de turno. Cada vez que se realice pruebas a los preventores. Cada vez que reporten algún daño.

12. Si usted opera un ariete desde el control remoto del BOP que presiones usted esperara ver que se reduzcan en los manómetros del control remoto. Acumulador y anular. Manifold. Anular. Acumulador y Manifold.

13. Que función cumple la válvula “MASTER VALVE” en el panel remoto de operación del BOP. Válvula que opera las válvulas hidráulicas HCR de forma remota en el BOP. Válvula que debe mantenerse presionada por 5 minutos para poder operar cualquier función del BOP de forma remota. Válvula que energiza todas las funciones en el panel remoto para que estas puedan ser accionadas remotamente. Válvula que permite que toda la presión del acumulador pase al manifold para operar arietes y válvulas hidráulicas HCR.

14. Cual es una de las limitaciones del ariete fijo tipo RAM. a) Sellar en un solo diámetro de tubería. b) Sellar el pozo sin tubería. c) Sellar en diferentes diámetros. d) b y c.

15. Para un sistema que tiene una precarga de 1100 psi, cual es la presión mínima que se requiere según la norma para el dimensionamiento del número de botellas del acumulador. 3000 psi. 2700 psi. 1300 psi. 1200 psi.

16. Cuál es la presión que debe regularse en la línea manifold en el acumulador para cerrar los RAM. 1500 psi. 3000 psi. 1000 psi. 600-1500 psi.

17. Una brida 6BX calzara con cuál de los siguientes anillos de presión (ring gasket). RX. R. BX.

18. Que fluido se usa como recarga para las botellas de acumulador. Helio. Gas natural. Oxigeno. Argón.

19. Usando la gráfica a continuación identifique la válvula master inferior. A. F. D. E.

20. Por qué se debe mantener abierto el aire sobre la válvula sub superficial. Para mantener la válvula abierta y evitar que se acumule fluidos con presión debajo de la válvula. Para evitar que la válvula se abra. Para energizar la válvula y que esta pueda cerrar en el caso de una emergencia. Para permitir que el control remoto de la válvula opere en el caso de que esta deba de cerrarse.

21. Cuál de las siguientes herramientas se usa para aislar zonas de producción. VR Plug. Camisa de circulación (Sliding sleeve). Tapón de puente (bridge plug). Válvula de contrapresión BPV.

22. A través de cual herramienta se puede establecer circulación sin tener que desasentar el packer. Manga deslizable (Sliding sleeve). Tapon de puente (bridge plug). Standing valve. No-go.

23. Que válvula del árbol de navidad (producción) deberá solo usarse en un caso de emergencia. Válvula Wing. Válvula Master superior. Válvula de purga (swab, limpieza). Válvula master inferior.

24. Que función cumple una válvula sub-superficial que se instala en la tubería de producción a una profundidad cerca de la boca del pozo. Chocar la producción de un pozo a flujo natural para que la presión de la formación no se deplete (caiga) rápidamente. Evitar un reventón si los equipos de superficie fallan. Restringir el ingreso de herramientas en el pozo que no tengan los diámetros indicados. Permitir el ingreso de gas al pozo para producir con el sistema artificial de gas.

25. Que función cumple la herramienta packer en una completacion de pozos. Permitir la circulación tubería espacio anular o viceversa. Es un tapón que impide el flujo por alguna de las salidas laterales del cabezal de producción. Es una herramienta que usa con el objetivo de instalar y remover herramientas de forma segura en el pozo. Es una herramienta que impide la comunicación (circulación) de tubería hacia anular y viceversa.

26. Que función cumple un lubricador, cuando este ha sido instalado en el pozo. Permitir la circulación tubería espacio anular o viceversa. Es un tapón que impide el flujo por alguna de las salidas laterales del cabezal de producción. Es una herramienta que usa con el objetivo de instalar y remover herramientas de forma segura en el pozo. Es una herramienta que impide la comunicación (circulación) de tubería hacia anular y viceversa.

27. Cuál de las siguientes herramientas es un tapón roscado que se instala en las salidas laterales del cabezal. Tapon de fondo (Bottom plug). Tapon de puente (Bridge plug). VR plug. Válvula de contrapresión (BPV Back pressure valve).

28. Cuál es la función principal de una manga deslizante (sliding sleeve) – CAMISA DE CIRCULACION. Medición en tiempo real de la presión al fondo del pozo. Reemplaza elementos de sello del packer para aislamiento de un intervalo. Permite la producción por levantamiento (lift) artificial. Permite comunicación o aislamiento de un intervalo especifico.

29. ¿La SCSSV (válvula sub superficial de control de superficie) se usa para controlar qué?. Para presurizar el interior del pozo por debajo de la SCSSV. Para controlar gases de inyección dentro del pozo. Parar el flujo en caso de un problema de integridad de pozo por encima de la SVSSV. Aumentar la producción durante periodos de baja presión en el pozo.

30. Una vez que se active el ESD (dispositivo de cierre de emergencia) del equipo de Work Over ¿Qué acción debe tomar?. Asegurar el pozo. Apagar todos los motores. Apagar la bomba. Todo lo anterior.

31. Calcular el volumen interno de una tubería de producción de OD 3 ½”, ID 2,992” de 7000 pies de longitud en TVD y MD 7200 pies. 61 bls. 82 bls. 63 bls. 86 bls.

32. Calcular el volumen de desplazamiento de una tubería de OD 2 3/8” ID 1,992” de una tubería de 3500 pies de TVD y MD 3560 pies. 5.8 bls. 6,2 bls. 7 bls. 5 bls.

33. Calcular los strokes de bomba necesarios para circular la siguiente sarta de trabajo. Salida de la bomba 0.0622 bls/stk Longitud del tubo 11000 pies (TVD), 11250 pies (MD) OD 3 1/2” ID 2,992”. 1571 stks. 1751 stks. 1537 stks. 1753 stks.

34. Calcular el volumen de desplazamiento de una tubería de 6000 pies de longitud y los siguientes diámetros: OD 2 7/8”, ID 2,441”. 22 bls. 20 bls. 13 bls. 19 bls.

35. Los pozos de petróleo pueden producir algo de gas y/o agua. Verdadero. Falso.

36. Por definición un pozo vivo es cualquier pozo que. Se cierra. Fluirá si queda abierto a la atmosfera. Tiene presión positiva en el tubo. Todo lo anterior.

37. Porque es importante que la cuadrilla sepa sus responsabilidades específicas de control de pozo relacionadas con detección, cierre de pozo y control de pozo. Reduce la posibilidad de tomar decisión equivocadas. Maximiza el potencial de contención del pozo. Identifica los procedimientos apropiados de control de pozos. Todo lo anterior.

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

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

40. ¿Cómo se define una columna hidrostática capaz de aislar el flujo de las formaciones expuestas bajo condiciones estáticas?. Entorno de barreras. Barrera de fluido. Barrera de procedimiento. Barrera mecánica.

1. Quien tiene la autoridad de cerrar el pozo sin demora. Company Man. Tool pusher. Perforador. Ingeniero de fluidos.

2. Usando la gráfica a continuación identifique la válvula de limpieza (purga, swab). A. F. D. E.

3. Cuando se prueba un conjunto de preventores de superficie con un tapón de pruebas, ¿Por qué las válvulas de la salida lateral debajo del tapón deben mantenerse en posición abierta?. Porque la prueba creara pesos extremos en el gancho. Por el potencial daño a la cabeza del pozo/ casing /pozo abierto. Para prevenir una traba de presión. Porque se necesita una circulación inversa para librar el tapón de prueba.

4. Usando la gráfica a continuación identifique la válvula que solo debe de usarcé en el caso de una emergencia. A. F. D. E.

5. La válvula by pass (de derivación) del acumulador está abierta, ¿Qué componente vería la presión del sistema?. HCR, arietes de tubería, y preventor anular. Aire, sistema hidráulico y múltiple. HCR, Ariete de tubería, arietes ciegos y múltiple (manifold). Ariete de tubería, arietes ciegos y preventor anular.

6. ¿Para qué fin se realizan rutinariamente las inspecciones visuales en equipos de preventores y cabeza de pozo?. Monitorear el mantenimiento. Fijarse si hay fuga de fluidos o presión. Revisar la estabilidad mecánica. Todo lo anterior.

7. Para cerrar preventores en una situación de control de pozos, desde el panel remoto. Activar la fuente de aire y cerrar los componentes selectos del conjunto de preventores. Consultar el manual de operaciones del panel remoto antes de tomar cualquier acción para cerrar el pozo. Siempre active desde Koomey, no usar el panel remoto.

8. Cuál de los siguientes NO es una característica de un peventor anular. Cierra en rango de D. E. Puede ser asistido desde el pozo. Activación instantánea. Activado hidráulicamente.

9. Los separadores de gas y fluido son: Es generalmente un recipiente de baja presión. Generalmente el primer componente de separación corriente abajo del estrangulador. Usados para remover grandes volúmenes de gas de fluido. Todo lo anterior.

10. Que pieza del equipo se ajusta fácilmente para controlar la contrapresión en un pozo, pero requiere que esta manipulación se haga en el mismo estrangulador. Estrangulador manual ajustable. Estrangulador remoto ajustable. Estrangulador fijo. Válvula de seguridad de apertura plena.

11. ¿Qué tipo de ariete es el que se usa para sellar el pozo sin tubería?. Ariete de tubería. Ariete de corte (cizallamiento). Ariete deslizador (slip). Arietes ciegos.

12. ¿Cuál es la función de los arietes de cizallamiento (corte)?. Sellar pozo. Redirigir el flujo. Cortar la tubería. Para colgar la tubería.

13. El separador de fluido y gas es un recipiente probado a presión. Verdadero. Falso.

14. ¿Qué es lo describe correctamente una válvula Kelly instalada en un impulsor Superior (top drive)?. Son válvulas de seguridad totalmente abiertas. Puede normalmente sostener la presión desde ambas direcciones. Puede usarcé para cortar el flujo desde su sarta de trabajo. Todo lo anterior.

15. Usando la gráfica a continuación identifique el tree cap o capuchón: A. F. D. E.

16. ¿Porque habría una pieza del equipo que no se prueba a presión?. Pera verificar la reparación apropiada del equipo. Para asegurar que el equipo podrá sostener las presiones anticipadas. Para asegurar un flujo completo de fluidos por el equipo. Para asegurar un apropiado montaje o armado.

17. Cuál de los siguientes describe una FOSV (válvula de seguridad de apertura plena). Debe ser enrocada con torque en la sarta de trabajo. Esta siempre inserta en posición abierta. Puede usarcé para cortar el flujo desde su sarta de trabajo. Todo lo anterior.

18. Al bajar una SCVSSV (válvula de seguridad sub superficial controlada en la superficie) al pozo, usted pierde presión en la línea de control. ¿Qué ocurrirá en la superficie?. Ganancia adicional de fluido en la superficie debido a que el mecanismo a prueba de fallas de la SCSSV está abierto. Ganancia adicional de fluido en superficie debido a que el mecanismo a prueba de fallas de SCVSSV se cerro. La SCVSSV permanecerá abierta. Ninguna indicación.

19. Calcular la salida de la bomba triplex que tiene un diámetro de 6” x 12” de longitud con una eficiencia del 80%. 0,0938 bls/stk. 0,0398 bls/stk. 0,0839 bls/stk. 0,0798 bls/stk.

20. Calcular la capacidad del siguiente espacio anular: Tubería 3 ½ ID =2,992” Tubería 2 3/8” ID = 1,995”. 0,0048 bls/pie. 0,0032 bls/pie. 0.0039 bls/pie. 0,0483 bls/pie.

21. Que prueba proporciona una verificación física del desempeño del sistema de cierre de los preventores para asegurar que el sistema tiene suficiente presión y suficiente fluido hidráulico como para satisfacer los requisitos de API STD 53. Prueba de declinación del acumulador de los preventores BOP. Prueba de función de los preventores (BOP). Prueba de hombre muerto. Chequeo total del sistema.

22. Qué tipo de ariete es que se usa para sellar sobre la tubería. Ariete de corte (cizallamiento). Arietes ciegos. Ariete de tubería. Ariete deslizador (slip).

23. Si usted opera un anular desde el control remoto del BOP que presiones usted esperara ver que se reduzcan en los manómetros del control remoto. Acumulador y anular. Manifold. Anular. Acumulador y Manifold.

24. Donde está ubicada la válvula swab (válvula de cabeza). 4. 1. 3. 2.

25. Cuál es el propósito del panel de control para el sistema de acumuladores. Panel operativo principal de preventores. Ajustar la presión del acumulador. Mantener presión de bomba, acumular fluido. Controlar los tanques acumuladores del fluido principal.

26. Que verificaciones de mantenimiento preventivo de acumulador deberían ocurrir antes de que comiencen las operaciones normales. Asegurar que la bomba eléctrica este en posición encendida, y que la bomba neumática este en posición apagada. Verificar la presión del acumulador y del múltiple, la alineación del a válvulas del acumulador y el estatus de las fuentes de energía. La prueba de declinación debería verificar la funcionalidad no hace falta más verificaciones. Las presiones en el acumulador no cambiaran nunca, por lo que hace falta revisarlos.

27. Que paso no forma parte de una prueba de declinación del acumulador, como lo indica la norma API STD 53. Verificar que las presiones finales estén 200 psi por encima de la presión de precarga. Antes de probar, permitir que el sistema de acumuladores cargue hasta la presión máxima. Cerrar preventor anular y arietes (máximo 4) simular cerrar los arietes ciegos (abriendo un conjunto de arietes). Permitir que la presión del sistema se recargue luego de cada función.

28. Para que se usa la válvula by pass en la unidad de control del BOP-. Para permitir que toda la presión existente en los acumuladores, pase al Manifold, en el caso de que se requiere mayor presión para operar los arietes o las válvulas hidráulicas. Para permitir que toda la presión existente en los acumuladores pase al Anular, en el caso de que se requiera operar el preventor anular. Para liberar toda la presión de los acumuladores al tanque de almacenamiento de la unidad de control. Permite energizar el panel remoto para operar las funciones del BOP.

29. En base a qué criterio de diseña el BOP según lo que establece la norma API STD 53. En base al cálculo de la presión máxima permitida de cierre en el anular antes de fractura (MAASP). En base al cálculo de la presión máxima anticipada (esperada) de superficie (MASP). En base a la presión de formación con la que cuente la formación que se va atravesar más un margen de seguridad de 10 %. En base al criterio de la compañía operadora que establecerá la RWP (presión de diseño) a usarse en la perforación del mencionado pozo.

30. Cuál de las siguientes oraciones sobre preventor anular es cierta. No se puede realizar la operación de reciprocación (subir, bajar) a través del mismo. Sella en todo tipo de diámetro de tubería que usted ponga en el pozo. La presión de cierre del preventor se puede ajustar dependiendo de la tubería que este en el pozo y sobre la cual se vaya a cerrar. No permitirá realizar una operación de stripping a través del mismo.

31. Por definición un pozo muerto es cualquier pozo que: No fluirá cuando se abre a la atmosfera en la superficie. Muestra presión en el tubo. Tiene un vacío. Se cerró recientemente.

32. ¿Cuál es la función del sistema de acumuladores?. Sellar el pozo. Controlar el estrangulador. Operar hidráulicamente los componentes de preventores (BOP). Acumula y guarda fluido.

33. Cuál de los siguientes describe una FOSV (Válvula de seguridad de apertura plena). Esta siempre inserta en la posición abierta. Puede usarcé para cortar el flujo desde su sarta de trabajo. Se la conoce comúnmente como válvula TIW. Todo lo anterior.

34. Al bajar una SCSSV (válvula sub superficial de control de superficie) al pozo, usted pierde presión en la línea de control ¿Qué ocurrirá?. No abra efecto alguno. La SCSSV se cerrará en situación de falla segura. La SCSSV permanecerá abierta. La línea de control se desconectará de la SCSSV.

35. Cuando suena la alarma de cierre de pozo, el personal de la cuadrilla deberá proceder inmediatamente as sus estaciones asignadas. Verdadero. Falso.

36. Calcular el número de botellas que se requiere para para un arreglo de BOP en donde la presión máxima es de 3000 psi y la presión de precarga 900 psi, asumir factor de seguridad de 1.5 para el cálculo: Los volúmenes para cerrar y abrir y cerrar los preventores son los siguientes: 5 botellas. 8 botellas. 7 botellas. 4 botellas.

37. Que datos se debe conocer cuando se tiene arietes (Ram) ciegos de cortes en el arreglo de BOP. Presión de trabajo de los arietes de corte. Tamaño y resistencia de la tubería a cortar. Plan de mantenimiento de los arietes. Posición de instalación en el BOP.

38. Cuál de las siguientes es una de las precargas recomendadas para una unidad de cierre (acumulador) de BOP. 1000 psi. 3000 psi. 1200 psi. 1500 psi.

39. Cual es tiempo máximo que deben tomar en cerrarse los BOP tipo RAM (Ariete, compuerta) según la recomendación de la norma API STD 53. 10 segundos. 1 minuto. 45 segundos. 30 segundos.

40. Calcular el volumen útil para un sistema de acumuladores con una precarga de 1000 psi. 4.8 galones. 10 galones. 5 galones. 5.2 galones.

41. ¿Cuál será el efecto de instalar una brida e 7 1/16 pulgadas x 5000 psi en un conjunto de pre ventores clasificado con 10000 psi de presión de trabajo?. La clasificación pasaría a ser de 7500 psi. La clasificación permanecería en 10000 psi. La clasificación pasaría a ser de 2500. La clasificación pasaría a ser de 5000.

42. Cual es función del choke. Generar la contrapresión necesaria para permitir la correcta presión en el pozo, durante el control del pozo. Evitar la emisión de fluidos fuera del pozo. Permitir la separación del gas del fluido de control que se está separando del pozo. Purgar fluidos provenientes del pozo a un lugar alejado del piso de perforación.

43. Que es un niple de asiento NO-GO. Una herramienta que impide la comunicación entre la tubería de producción y revestimiento. Válvula que permite la inyección de gas para servir como sistema de levantamiento artificial. Herramienta que permite el asentamiento de herramientas que se pueden bajar al pozo con slick line.

44. Calcular el número de botellas que se requiere para para un arreglo de BOP en donde la presión máxima es de 3000 psi y la presión de precarga 1000 psi, asumir factor de seguridad de 1.5 para el cálculo: Los volúmenes para cerrar y abrir y cerrar los preventores son los siguientes: 5 botellas. 6 botellas. 7 botellas. 4 botellas.

45. Usando la gráfica a continuación identifique la válvula de ala lateral (wing). A. F. B. E.

46. Calcular el volumen de fluido que se requiere para llenar la siguiente sección de espacio anular. Casing 7” ID = 6,276” Tubería de producción 3 ½” ID = 2,992” Longitud 7000 pies TVD (PVV), 7650 MD (PM). 202 bls. 185 bls. 293 bls. 67 bls.

47. Calcular el volumen útil en un sistema de acumuladores para cierre de BOP, si te tiene una precarga de gas de 950 psi. 5 galones. 4.8 galones. 5.2 galones. 5.1 galones.

48. Calcular la capacidad de la siguiente tubería de revestimiento, OD = 9 5/8”, ID = 8,618”. 0.0721 bls/pie. 0.0762 bls/pie. 0.0321 bls/pie. 0.0749 bls/pie.

49. Calcular la salida de la bomba triplex en bls/stk, de la bomba que tiene las siguientes longitudes. ID piston 6 ¼”, Longitud 11”, Eficiencia 92%. 0.0842 bls/stk. 0.0915 bls/stk. 0.0725 bls/stk. 0.0960 bls/stk.

50. Los pines (pasadores) manuales para trabar son capaces de mantener los arietes cerrados en caso de pérdida de presión hidráulica en los preventores. Falso. Cierto.

1. Calcule el gradiente de presión del siguiente fluido, 8.9 lpg. 0,433 psi/pie. 0,4628 psi/pie. 0,3248 psi/pie. 0.401 psi/pie.

2. Con base a la siguiente información que presión debería ponerse en la tubería antes de abrir la camisa: Densidad de fluido Anular = 10.1 lpg Densidad promedio en la tubería = 5,56 lpg Profundidad de la camisa = 6000 pies. 1734 psi. 3151 psi. 1416 psi. 1528 psi.

3. ¿Si usted aumenta la densidad del lodo en todo el pozo como esperaría que cambie la presión de bomba?. Presión de bomba se mantiene igual. Presión de bomba disminuye. Presión de bomba aumenta.

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

5. La presión total aplicada sobre el fondo del pozo se denomina. Presión de bomba. Presión de fondo del pozo (BHP). Presión de formación. Presión hidrostática.

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

7. Con base a la siguiente información mostrada a continuación, que presión se necesita poner en la tubería para equilibrar la presión en el pozo antes de desasentar la válvula gas lift. PCIT = 0 psi PCITR = 1500 psi Válvula gas lift (8000 pies) Nivel en el pozo 3200 pies Fluido en el anular 0 lpg Fluido en la tubería 5,2 lpg. 634 psi. 1500 psi. 202 psi. 865 psi.

8. Calcular la presión de cierre en la tubería con los siguientes datos del pozo. Presión de formación = 3535 psi TVD tope de las perforaciones = 4200 pies TVD base de las perforaciones = 4312 pies Densidad promedio en el espacio anular = 8.7 lpg Densidad promedio en la tubería = 5.3 lpg. 1158 psi. 2377 psi. 2347 psi. 1635 psi.

9. ¿Cuál de las siguientes secciones anulares generara la mayor pérdida de presión por fricción?. Tubería 3 ½” y casing 9 5/8” 6.125”. Tubería 2 3/8” y Casing 7” 4.625. Tubería 6 ¼” y Casing 7 “ 0.75”. Tubería 1 ¼” y casing 7” 5.75”.

10. A medida que se aumenta el caudal (gasto) ¿Qué ocurre con la perdida de presión por fricción?. Permanece igual. Aumenta. Disminuye.

11. Qué relación hay entre la presión friccional y la viscosidad. La viscosidad disminuye, la presión friccional aumenta. La viscosidad aumenta, la presión friccional aumenta. La viscosidad disminuye, no hay efecto en la presión friccional. La viscosidad aumenta, la presión friccional disminuye.

12. ¿Cómo se define una columna hidrostática capaz de aislar el flujo de las formaciones expuestas bajo condiciones estáticas?. Barrera mecánica. Barrera de fluido. Barrera de procedimiento. Entorno de barreras.

13. Cual es uno de los aspectos importantes del plan de respuesta a emergencias. Identifica la gestión de riesgos específicos durante las operaciones del pozo. Ahorra dinero. Identifica la rotura potencial de las barreras del pozo. Aumenta la eficiencia del equipo.

14. Cuál de las siguientes está clasificada como una barrera operacional. Fluido de control. BOP. Hoja de matado. Casing.

15. En el procedimiento de cierre blando el choque remoto debe alinearse en posición cerrada. Verdadero. Falso.

16. Cuál de los siguientes es el método más idóneo para determinar que una barrera primaria ha fallado. Disminución del peso del lodo. Disminución de presión de bomba. Presencia de gases en superficie. Flujo del pozo con las bombas apagadas.

17. Cuál de los siguientes podría ser un indicar de un influjo. Aumento de la presión de bomba, disminución de peso de fluido, cambios peso de la sarta. Disminución de la presión de bomba, aumento de peso de fluido, cambio de peso de la sarta. Disminución de la presión de bomba, disminución del peso del fluido, cambio de peso de la sarta.

18. Calcular el peso de la sarta por efecto de boyancia, si se tiene una sarta de 3 ½” de 9,2 lbs/pie en un pozo que cuenta con un fluido de 9,4 lpg. Longitud de la tubería 9700 pies. 89240 lbs. 76433 lbs. 71392 lbs. 81520 lbs.

19. Cuál es la mejor manera de determinar que una barrera secundaria ha fallado. Movimiento del pozo con bombas apagadas. Aumento de las presiones en superficie. Decremento de las presiones en superficie. Todas son correctas.

20. Cuál es la razón principal para realizar un simulacro en tanques. Para mirar cuando rápido la cuadrilla puede realizar la alineación para el matado del pozo. Para asegurar que la cuadrilla sea capaz de reconocer las alarmas que indican la presencia de un influjo, y de esa manera puedan cerrar el pozo lo antes posible. Para probar el funcionamiento de las alarmas que advierten la presencia de un influjo tanto de tanques como el sensor de la Flow line. Para que la cuadrilla este entrenada en el ahogo del pozo.

21. Cuál de las siguientes está clasificada como una barrera operacional. Casing. Fluido de control. Cemento. Sensor de ganancia en los tanques.

22. ¿Cuál de los siguientes no es una consideración en la clasificación de tubos?. Tensión. Colapso. Flotabilidad (bouyancia). Estallido.

23. Identificar la condición que NO disminuya la clasificación de los tubulares. Recubrimiento interno del material plástico. Erosión por arena. Torque para enroscar y procedimientos inadecuados. Corrosión por H2S o CO2.

24. Cuál es la importancia de monitorear el volumen de fluido en la superficie. Ayuda a planificar las operaciones que siguen. El volumen del tanque de fluido puede ser un indicador de lo que se está haciendo en el pozo. Ayuda a mantener la integridad del pozo. Todo lo anterior.

25. Cuando debe monitorearle el nivel de los tanques, así como el flujo de retorno en la durante un trabajo de reacondicionamiento de pozos. Solo cuando el equipo tiene sensores para detectar. Cuando lo compañía operadora lo exige. Siempre que haya la posibilidad de que una barrera falle durante la operación. Ninguna de las anteriores.

26. Su pozo tiene un fluido en sobre balance (aproximadamente 200 psi) en la sarta de trabajo y del lado del espacio anular. El siguiente paso es desasentar un packer y sacar fuera del pozo. Luego de desasentar el packer, ¿por qué querría usted esperar hasta 30 minutos antes de salir del pozo?. Para asegurar que la temperatura en el pozo se estabilice de modo que no se produzca succión (swab, efecto pistoneo ascendente) cuando se sale del pozo. Para dar al Perforador tiempo de recalcular sus volúmenes de viaje. Para dar al packer tiempo de relajamiento y aumentar su despeje en el espacio anular, reduciendo el efecto de succión (swab, pistoneo hacia arriba) sobre el fondo del pozo. Para asegurarse de que la píldora caerá bien hacia abajo y empujará el fluido de vuelta hacia el tanque de viajes.

27. ¿Por qué realizamos simulacros con las presas (piletas, tanques)?. Para aumentar la productividad del pozo. Para ver cuánto fluido hace falta para llenar las presas (piletas, tanques). Para asegurarse de que el perforador esté probando la integridad de los tanques (piletas, presas). Para aumentar las aptitudes de la cuadrilla de trabajo.

28. La presión del casing comenzó a aumentar en un pozo en producción cerrado. La presión se purgó varias veces, pero retornó después de un corto período. ¿Qué podría provocar que la presión aumente después de purgar?. El packer pierde (tiene fuga) o hay comunicación entre tubulares. Hay una fuga en la válvula lateral (de ala, wing). Un bloqueo debajo del packer está permitiendo que la formación presurice el pozo.

29. Que acción debería de tomarse si falla la línea del choke durante una operación de ahogo del pozo. Continuar con el control del pozo siempre y cuando la falla no sea grave. Parar la bomba y cerrar el choke. Parar la bomba y cerrar la válvula anterior (aguas arriba) a la falla. Usar la parte del choke manifold que no tenga fallas para el control.

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

31. ¿Cuáles representan obstrucciones comunes en tubos que pueden generar presión atrapada?. Arena. Incrustaciones. Cera y parafina. Todo lo anterior.

32. Que volumen se esperaría tener de influjo cerca de la superficie si tiene una presión de 800 psi, si la presión de la formación es de 4200 psi, Ganancia inicial 12 bls. 63 bls. 60 bls. 12 bls. 45 bls.

33. Porque es importante que la cuadrilla del taladro tenga un buen entrenamiento para detectar un influjo lo antes posible. Para dar cumplimiento a las normas internacionales. Para tener ocupada a la cuadrilla y que no se aburran en su puesto de trabajo. Para evitar posibles problemas de pega de tubería. Para reducir el riesgo de una eventual operación de control de pozo.

34. ¿Un compuesto cristalino de agua y de gas de bajo punto de ebullición, en el que el agua se combina con moléculas de gas para formar un sólido; ¿formado bajo condiciones reducidas de temperatura y presión, puede impedir la circulación de fluidos y parecerse a la nieve o al hielo, es la definición de cuál de las siguientes opciones?. Salmuera. H2S. Hidratos. Viscosidad.

35. Usted está controlando el pozo con un método de circulación directa y evidencia un aumento drástico en presión de la tubería en el panel remoto, la presión en el espacio anular bajo a cero y no se puede mirar retornos en la superficie. Qué problema tiene en el pozo. La tubería se empaqueto. Una boquilla se tapó en la broca. Daño en la preventora. Choke tapado.

36. Como pueden complicar los hidratos al control de pozos. Reduciendo el pozo del fluido. Atrapando presión y dando una lectura incorrecta de la presión en superficie. cAumentando el peso del fluido. Aumentando la temperatura.

37. Un pozo cerrado a 5000 pies tiene un influjo de gas con un volumen de 10 bls ¿Qué cambio ocurre cuando el influjo alcanza los 2500 pies?. Volumen permanece igual, presión en superficie permanece igual. Volumen permanece igual, presión en superficie aumenta. El volumen se duplica, la presión en superficie permanece igual. El volumen se duplica, la presión en superficie aumenta.

38. Un pozo no cerrado a 5000 pies tiene un influjo de gas con un volumen de 10 bls, ¿Qué cambio de volumen ocurre cuando el influjo alcanza los 2500 pies?. El volumen se reduce. El volumen se triplica. Volumen permanece igual. El volumen se duplica.

39. Cuando se circula un gas en el pozo, cómo se comportará el mismo mientras está en el pozo. Mantendrá su presión y volumen. Mantendrá su presión su volumen aumentará. Aumenta su volumen y su presión disminuirá. Aumenta su volumen y aumenta su presión.

40. Que son los hidratos. Son bacterias que se encuentran en el fluido de la formación. Un componente del fluido del reservorio. Gas que se mezcla en agua a bajas temperaturas.

1. Usted ha librado un packer recuperable y el nivel de lodo en el pozo es estable. ¿De qué problema de control del pozo debería usted estar consciente cuando extrae el packer?. Aumento de presión por efecto pistón descendente (surging). Pérdida de circulación. Succión tipo pistón ascendente (swabbing). Estallido del casing.

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

3. ¿Cómo pueden afectar los agujeros en tubería las operaciones de reparación (workover)?. Haciendo más difícil evaluar el emplazamiento del fluido para matar (ahogar). Reduciendo el límite de tensión de la sarta de tubos. Creando comunicación o fugas entre tubos y casing. Todo lo anterior.

4. En donde se detectará en primera instancia el gas H2S en el pozo. Caseta del company man. Área de las zarandas. Celar. Línea de retorno.

5. Calcular la densidad de un fluido de gradiente 0,345 psi/pie. 6.6 lpg. 7 lpg. 8.1 lpg. 2.5 lpg.

6. Antes de intervenir el pozo debería ser una prioridad: Bombear una píldora pesada. Bombear H2S al pozo para controlar. Bombear fluido con densidad equivalente a la presión de la formación en todo el pozo. Abrir el pozo para ver el comportamiento.

7. Cuál de los siguientes se considera un no cizallable. Bomba electro sumergible. Collares (drill collar). Gravel pack. Todos los anteriores.

8. Que podría permitir un volumen más considerable de influjo en el pozo. Una formación que tenga una alta porosidad. Una formación que tenga una presión de formación baja. Una formación que tenga gran contenido de agua. Una formación que tenga una alta permeabilidad.

9. Cuál de las siguientes practicas puede reducir el movimiento de tubería, durante una estimulación. Aplicar una contrapresión en el espacio anular. Incrementar la rata de flujo. Dejar la tubería comprimida con peso. Todas son correctas.

10. Calcular el gradiente de un fluido de densidad promedio 6,44 lpg. 0,3348 psi/pie. 0,3248 psi/pie. 0,4000 psi/pie. 0,539 psi/pie.

11. La mezcla de partículas de gas en agua a bajas temperaturas que provocan problemas de obstrucción en las tuberías se denominan: Escala. Parafina. CO2. Hidratos.

12. Cuál es el beneficio de tener barreras múltiples. Un respaldo para un sistema fallido de barreras. Reduce la necesidad de inspecciones visuales. Producción múltiple desde el pozo. Aumenta las presiones que las barreras pueden soportar.

13. Cuál de los siguientes equipos cizallables o no sellables en referencia a preventores, prodria provocar complicaciones en el cierre. Bajar un empacador (packer) de producción a través de un conjunto de preventores. Bajar una malla no cizallable. Bajar líneas múltiples de control. Todo lo anterior.

14. Que ubicación del sensor que identificaría primero la presencia de H2S. El sótano (sellar). La línea de flujo (flote). La cubierta de tuberías. La corona.

15. Como se lo logra la prueba de presión de una barrera. Aumentar la presión diferencial a través de una barrera en cualquier dirección. Reducir la cantidad de fluido bajo la barrera y fijarse si hay fugas. Reducir la presión del acumulador hasta que ocurra una fuga. Aumentar la presión de la bomba por encima de MASP (presión máxima anticipada de la superficie).

16. Que factores deben tomarse en cuenta para espaciar bien cuando se saca tubería en una operación de estimulación del pozo. Elongación /contracción de la sarta de tubos. Temperaturas de los fluidos en el pozo. Temperaturas de los fluidos que se está bombeando. Todo lo anterior.

17. Como pueden afectar los hidratos en el control de pozo. Aumentando el peso del fluido. Aumentando la temperatura. No poder bombear por la tubería. Reduciendo el peso del fluido.

18. Cuál es el requisito para que un componente sea considerado como una barrera. El componente se prueba a presión y se verifica. El componente está clasificado apto para H2S. El componente está clasificado apto para MASP (presión máxima admisible de superficie). El componente contiene el fluido del pozo.

19. ¿Cómo se mantiene la integridad del pozo durante una operación de terminación/Intervención?. Se requiere solo dos barreras. Usando sistemas de cierre de emergencia. Se requiere solo 1 barrera. Se usan barreras adicionales para respaldar barreras fallidas.

20. Durante una circulación inversa, con presión entre casing (revestidor) de producción y el casing intermedio. ¿Qué daño podría causarse al casing interno de producción?. Ruptura. Succión (swab, efecto de pistoneo ascendente). Colapso. Ningún daño.

21. ¿Qué equipo se usaría para obtener la medición más precisa de densidad de un fluido de producción que proviene del pozo?. Balanza de lodo presurizada. Bascula de lodo. Hidrómetro. Balanza de lodo.

22. ¿Cómo se define el elemento físico, probado, del equipo de control de pozos?. Barrera mecánica. Barrera de procedimiento. Barrera de fluido. Nada de lo anterior.

23. Con una reducción de presión hidrostática. ¿Qué podría ocurrir en el fondo del pozo?. Empaquetamiento. El pozo fluye. Fractura de la formación. Aumento de la permeabilidad.

24. ¿Qué pasa con la presión de fondo del pozo cuando se bombea un fluido para circular con retornos completos?. Aumenta la presión del fondo del pozo. Disminuye la presión en el fondo del pozo. La presión en el fondo el pozo permanece igual. Nada de lo anterior.

25. ¿Cómo se define la barrera del pozo que evita el flujo desde una fuente y es la barrera del pozo más cercana a los fluidos del pozo?. Barrera secundaria. Barrera de procedimiento. Cierre de emergencia. Barrera primaria.

26. Circulando por la vía larga a 10 bls/minuto, el caudal aumenta a 12 bls/minuto. ¿Qué es lo que esto indica?. Indica un influjo. Indica que las bombas funcionan menos eficientemente. Indica que las bombas funcionan más eficientemente. Indica que hay una válvula trabaja en la bomba.

27. ¿Cuál de las siguientes secciones del espacio anular tiene la perdida friccional más baja mientras se hace circulación normal?. 2 7/8” x 9 5/8” 6.75”. 2 7/8” x 7” 4.125”. 2 7/8” x 5 ½” 2.625”. 2 7/8” x 20” 17.125”.

28. Porque consideraría usted realizar una prueba negativa de presión a un packer. Los packers solo pueden probarse en dirección negativa. La prueba se hace en la dirección al flujo. Es más rápido y más fácil. Las pruebas negativas de integridad ya no se realizan.

29. Cuál de los siguientes un indicador de un influjo. La densidad permanece igual, aumento de la presión de la bomba y ningún flujo. Aumento de la presión de bomba, cambios en la densidad de fluido y cambios en el peso de la sarta. Perdida de fluido con la bomba apagada. Disminución de la presión de bomba, cambio en el peso de la sarta y muestra de petróleo y gas durante la circulación.

30. Calcular el factor de flotación para una densidad de fluido de 10.2 lpg. 0,852. 0,877. 0,860. 0,844.

31. Con base a la información del pozo, que hay a continuación ¿qué presión necesita aplicarse a la tubería para equilibrar el pozo en un mandril de levantamiento con gas antes de sacar con válvula de levantamiento de gas SITP (presión de cierre de tubo): 0 psi SICP (presión de cierre del casing (revestimiento), PCR: 1000 psi) TVD (PVV) del mandril: 6000 pies TVD (PVV) del nivel del fluido: 4500 pies Fluido en el anular: 0 lpg (ppg) Fluido en la tubería: 6,0 lpg (ppg). 486 psi. 350 psi. 500 psi. 532 psi.

32. Cuál es la razón principal de un simulacro de choke. Para verificar que el choke funciona correctamente. Para asegurar que la cuadrilla tenga la capacidad de identificar la señal de advertencia (alarmas) y detectar un influjo lo antes posible. Para asegurar que la cuadrilla este entrenada a la operación del choke, y la reacción de las presiones durante una operación de matado de pozo. Para identificar que el chocke pueda cerrar y abrir en el tiempo que establezca la norma API.

33. Cuál es la razón principal de un simulacro de viajes. 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. Para asegurar que la cuadrilla de perforación este capacitada de reconocer e identificar como reconocer y cerrar el pozo durante una operación de viaje. Para identificar y reaccionar ante un influjo en la parte superficial del pozo.

34. Que pasara con la presión en el casing a medida que se circula un influjo de gas fuera del pozo durante el control, (circulación del gas desde el fondo a la superficie). Presión aumentara. Presión disminuye. Presión permanece constante.

35. Como usted reconoce un taponamiento de choke. La presión de la tuberia, sin que exista cambio en la presion del casing. Ambos manómetros disminuirán y no responden a los ajustes del choke. Ambos manómetros aumentaran y no responden a los ajustes del choke. Es muy difícil mantener la presión en la tuberia y la ganancia en los tanques empezara a disminuir.

36. Durante el ahogo del pozo que problema requiere que se apague la bomba para evitar sobre presurizar el pozo, (fracturar). Choke lavado. Fuga de la preventora. Daño de bomba. Chocke tapado.

37. Defina un cierre de pozo. Contención de un pozo en la superficie. Contención segura de presiones del pozo. Todo lo anterior.

38. La diferencia entre un cierre de pozo blando y duro es: Alineación de la válvula de acción remota choke. Depende del taladro con el que se está realizando el trabajo. No hay diferentes. La posición donde debe ubicarse el separador de gas a usar para el control.

39. Calcular la presión de fondo del pozo si se tiene los siguientes datos, en un pozo que esta con bomba encendida en circulación normal (convencional) Peso de lodo en el pozo 10 lpg TVD tope de las perforaciones = 7522 pies TVD base de las perforaciones = 7821 pies Fricción anular = 238 psi. 3911 psi. 3508 psi. 4149 psi. 4675 psi.

40. Calcular la presión hidrostática dada la siguiente información Presiona de cierre del tubo de producción = 300 psi Densidad del fluido = 10 lpg Profundidad del pozo = 10 000 pies (TVD) PVV/ 10 200 pies (MD) PM Profundidad del tubo = 10 000 pies (TVD) PVV/ 10 200 pies (MD) PM Viscosidad = 50 cp Pozo Abierto = 7 5/8”. 5604 psi. 5304 psi. 5200 psi. 5500 psi.

41. Cual componente de la sarta de trabajo NO está considerado como una barrera secundaria. Válvula de contrapresión BPV. FOSV (Válvula de seguridad de apertura plena). Fluido. Tapones.

42. Un pozo cerrado a 5,000’ tiene un influjo de gas con volumen de 10 bbls, ¿qué cambio ocurre cuando el influjo alcanza los 2,500’?. Volumen permanece igual, presión en superficie permanece igual. El volumen se duplica, la presión en superficie permanece igual. El volumen se duplica, la presión en superficie aumenta. Volumen permanece igual, presión en superficie aumenta.

43. Si usted realiza una prueba a un tapón sentado en la tubería debería de tener en cuenta. Viscosidad del fluido. Temperatura del fluido. Compresibilidad del fluido. Todas con correctas.

1. Cristalización (sedimentación) de salmuera como afecta el peso de la misma. Densidad (peso de la sal) aumenta. Densidad (peso de la sal) disminuye. Densidad (peso de la sal) se mantiene constante.

2. Los fluidos que principalmente se utilizan para controlar el pozo en las operaciones de completacion y reparación de pozos son: Lodo de perforación. Agua de formación. Salmueras. Fluidos de empaquetamiento.

3. Que significa el termino Punto de saturación en una salmuera. La máxima temperatura y profundidad a la cual puede trabajar una salmuera. El peso máximo que puede dar una salmuera disuelta en un diluyente (agua). El punto en el cual la salmuera empieza a evaporarse.

4. Como se comporta el gas en una salmuera. Permitirá que el gas se mescle con la salmuera. Migrara más rápido en comparación con el lodo. Migrara más lento en comparación con el lodo. El gas se comporta de la misma forma en una salmuera y en el lodo.

5. ¿Cuál de los siguientes es una función deseable de los fluidos de reparación y terminación?. Minimizar la corrosión en el equipo que hay en el pozo. Control de la presión del yacimiento (reservorio). Prevenir daño a la formación. Todo lo anterior.

6. ¿Cómo afecta la cristalización la densidad de una salmuera de terminación?. Variará según la velocidad de la bomba. Reduce la densidad y puede provocar problemas de bombeo. No afecta la densidad, pero puede provocar problemas de preparación. Aumenta la densidad y puede fracturar la formación.

7. Que material se debe de añadir al fluido de control de Work Over para incrementar dramáticamente el peso: Bromuro (Br). Zinc (Zn). Calcio (Ca). Sodio (Na).

8. Qué tipo de fluido se debe de usar para energizar el fluido de control (salmuera). Vapor. KCL. H2S. CO2.

9. Cuál de los siguientes fluidos no es considerado como fluido de control de Work Over. Kcl. Cacl. ZnBr. Lodo.

10. Que propiedad del fluido permitirá tener una mayor capacidad para acarreo de solidos hacia la superficie. Densidad (peso). Viscosidad del fluido. PH. Temperatura.

11. Que equipo deberá usarse para determinar la densidad (peso) más preciso para un fluido de producción que proviene del pozo. Balanza de lodo. Balanza presurizada. Hidrómetro. Balanza de tres ejes.

12. Que aditivo debe añadirse al fluido de control para reducir las pérdidas hacia la formación. Carbonato de calcio. Barita. Bentonita. H2S.

13. Que, fluido a base de agua, NO se considera un fluido común para Work Over /terminación. KCL. Agua dulce. ZnBr. CaCl.

14. Un pozo inyector se usa para inyectar fluido, gas o vapor para restaurar la presión de formación y/o para mejorar el desplazamiento de petróleo o el flujo de fluidos en el yacimiento. Verdadero. Falso.

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

16. Que método de control de pozos reemplaza el gas por fluido, a pasos planificados bombeado el fluido y purgando el gas, mientras se mantiene la presión de fondos del pozo constante e igual a la presión de formación. Volumétrico. Lubricar y purgar. Directa. Forzamiento.

17. Para realizar un stripping (forzar la sarta de nuevo al fondo del pozo) con el preventor cerrado, cuál de las siguientes afirmaciones será necesaria. Se debe realizar stripping instalando únicamente una válvula de seguridad que se usa para el procedimiento de cierre viajando, ya que se cuenta siempre con una válvula flotadora en la sarta. Se debe de instalar un preventor interno (inside BOP) antes de la válvula de seguridad que se instala (FOSV) para cerrado de pozo en los viajes. Se debe de instalar un preventor interno (Inside BOP) arriba de la válvula de seguridad (FOSV) para cierre en viajes. No es necesario instalar ninguna válvula en la sarta de perforación mientras esta es forzada de nuevo al fondo del pozo.

18. Mientras usted estaba realizando un viaje, el pozo se viene y usted toma la decisión de cerrar el pozo, que equipo debe de estar instalado al tope de la sarta de perforación para bajar la tubería al fondo del pozo y poder circular el influjo. Un preventor interno Inside BOP. Una válvula de seguridad del viaje (FOSV). Una válvula de seguridad del viaje (FOSV). Una válvula flotadora tipo flapper.

19. Cuál de las siguientes resultara afectado por no mantener el pozo lleno. Peso del fluido. Presión de formación. Presión hidrostática. Nada de lo anterior.

20. Cuál es el propósito de hacer stripping por arietes. Para cerrar y sellar en un pozo abierto. Cerrar y usar como respaldo cuando se reparan los arietes maestros. Cerrar y sellar alrededor de un rango de tamaños de tuberías incluyendo las juntas de acople. Para cerrar y mover tubería hacia el pozo en ausencia de un preventor anular.

21. ¿Cuál de los siguientes métodos de control de pozo se usa para intercambiar presión en superficie con presión hidrostática sin circular?. Lubricar y purgar. Esperar y densificar. Circulación normal. Circulación inversa.

22. Cual es una de las ventajas del método lubricar y purgar. No hace falta tubería. El método puede usarcé aun cuando la tubería está conectada. El método puede usarcé aun cuando no se puede circular. Todo lo anterior.

23. Cuando hace stripping por los preventores, usted debería. Usar siempre arietes fijos para contener la presión. Nunca hacer stripping a través de la sarta de preventores (BOP). Encontrar la presión de trabajo apropiada más baja para el regulador del preventor anular donde no se observe ninguna fuga. Configurar el regulador anular a la cantidad más alta posible y hacer stripping a través del mismo.

24. Que método de control de pozo usted usaría, cuando usted tiene un influjo de gas en el pozo, y existe la imposibilidad de circular en el pozo. Método circulación normal. Método circulación inversa. Método stripping. Método volumétrico.

25. Cuando se baja al pozo haciendo stripping con un influjo que no migra, ¿Cómo quedaría afectada la presión al fondo si el volumen exacto calculado para la purga no se mide con precisión?. Si se purga más fluido del calculado el pozo podría estar sobre balance. Si se purga más fluido que el calculado el pozo podría estar bajo balance. La presión del fondo del pozo no está afectada por el volumen purgado. Si se purga menos fluido que el calculado el pozo podría estar bajo balance.

26. ¿Cuáles los principales métodos de control de pozo en las operaciones de completamiento y reacondicionamiento de pozos?. Esperar y densificar y método del perforador. Circulación reversa y directa. Forzamiento y circulación reversa. Volumétrico y lubricar y purgar.

27. Usted está llevando a cabo el método del forzamiento para controlar un pozo, la presión de superficie empieza a incrementarse drásticamente. ¿Qué podría usted tener en el fondo del pozo?. Excesiva rata de bombeo de la bomba en la superficie. Los punzados (perforaciones) de la arena pueden haberse taponado. Está entrando salmuera a la formación productiva, parar el método de control de inmediato ya que la formación se puede fracturar. El fluido salmuera que se está utilizando para el control no es compatible con el fluido de las formaciones.

28. Por qué razón el método de circulación reversa (inversa) ejerce mayor presión de fondo en comparación con el método de circulación directa. Por la mayor presión por fricción a vencer en el espacio anular del pozo. El método de circulación reversa ejerce la misma presión de fondo si se lo compara con el método de circulación directa. Debido a la mayor presión por fricción a vencer en la tubería de producción.

29. Para aplicar el método de control de pozos por forzamiento, es necesario llegar a fracturar la formación. Verdadero. Falso.

30. La velocidad que se usa para llevar a cabo el método del forzamiento, debería ser al menos. Una reta lenta de bombeo (30-50 SPM). Menor que la velocidad de migración de gas. Mayor que la velocidad de migración del gas en el pozo. Igual que la velocidad de migración de gas en el pozo.

31. Cuál es el principio de la mayoría de métodos de control de pozo a excepción del forzamiento. Presión de formación ligeramente más alta que la presión de fondo. Presión de fondo nunca debe de exceder la máxima presión de superficie, antes de la fractura. Presión de fondo de pozo ligeramente mayor que la presión de la formación. Presión de fondo del pozo igual a la presión de fractura.

32. En cuál de las siguientes situaciones será más conveniente usar el método de forzamiento (bullhead) para matar el pozo. Cuando no exista gas en el pozo. Cuando se pueda circular influjo a la superficie. Cuando se tenga fluidos nocivos para la salud como influjo como el H2S.

33. Calcular la máxima presión final para el forzamiento con la siguiente información: Gradiente de fractura = 0,6234 psi/pie Profundidad tope de las perforaciones = 7523 pies Profundidad base de las perforaciones = 7728 pies Densidad promedio en el pozo = 7,2 lpg Densidad de lodo de control = 9,1 lpg. 1873 psi. 1127 psi. 1258 psi. 1160 psi.

34. Calcular la máxima presión inicial en superficie para el forzamiento/ presión de bomba dada la siguiente información: Gradiente de fractura a TVD (PVV) / MD (PM) de 8000 pies = 0,65 psi/pie Densidad del fluido para matar = 10 lpg SITP (presión del cierre en el tubo) = 600 psi. 1040 psi. 600 psi. 1640 psi. 850 psi.

35. Circular hacia abajo por la tubería y hacia arriba por el espacio anular describe que tipo de circulación. Esperar y densificar. Circulación inversa. Lubricar y purgar. Circulación normal.

36. A 10 barriles, ¿cuál es la máxima presión de la bomba. 424 psi. 280 psi. 570 psi. 145 psi.

37. Cuál es la definición de la circulación inversa. Bombear por la tubería, desplazar fluido hacia la formación. Bombear por el espacio anular, recibir los retornos por la tubería. Bombear por la tubería, recibir los retornos por el espacio anular. Todo lo anterior.

38. ¿A cuántos barriles ocurre la inyección de fluido? Presión estática del tubo = 586 psi Presión máxima inicial = 1,010 psi Presión máxima final = 424 psi. 2-3 barriles. 7-8 barriles. 14-15 barriles. 1-2 barriles.

39. Que método de control de pozo usted recomendaría usar si tiene la condición de que la formación del pozo que usted va a intervenir tiene una zona depletada de baja presión. Volumétrico. Lubricar y purgar. Directa (convencional). Reversa (Inversa). Forzamiento.

40. Para una operación de bullhead (forzamiento) ¿A qué profundidad se calcula la densidad del fluido para matar?. 7200 pies. 5000 pies. 6900 pies. 6700 pies.

1. ¿Un registro escrito de (strokes), presiones de los manómetros de cierre, posición del choke, ganancia en los tanques que se debe usar durante el ahogo (matado) del pozo se denomina?. Planilla de viaje. Registro de ahogo (matado). Hoja de matar. Registro de perforación del pozo.

2. Con base a la gráfica mostrada a continuación, durante el control de pozo que habría ocurrido con la formación, si se utilizó el método de forzamiento para controlar el pozo. Nada el control se realizó sin inconvenientes. Durante el método se utilizó una presión por debajo de la presión requerida por ende entro un influjo adicional. Se aplicó demasiada presión en el control del pozo, por ende, se fracturo la formación. La velocidad de la bomba fue muy baja por ende se permitió la migración del gas.

3. Cuáles son los datos que se requieren para llevar a cabo una operación control de pozo usando el método de forzamiento (bullhead). Presiones iniciales y finales de forzamiento. Presión iniciales y finales de circulación y el volumen de forzamiento hasta la base de los perforados. Presiones iniciales y finales de forzamiento y el volumen de forzamiento hasta el tope de las perforaciones. Presiones iniciales y finales de forzamiento y el volumen de forzamiento hasta la base de las perforaciones.

4. Cual son las limitaciones de elegir el método de forzamiento para controlar un pozo. Que exista camisa de circulación (manga de circulación) en la completación para poder circular. Las presiones de estallido de la tubería y las excesivas presiones de superficie que el método puede llegar a generar. Que se cuente con packer de buena marca para aplicar el procedimiento de control. La bomba que se vaya a utilizar que tenga una capacidad suficiente para bombear a altas ratas.

5. Calcular la velocidad mínima de bomba a usar para el método de forzamiento, con la siguiente información líneas abajo. Casing 7” capacidad = 0,0365 (bls/pie) Tuberia 3 ½” capacidad = 0,0087 bls/pie Velocidad de migración del gas = 2000 pies/hora Salida de las bombas 0,0512 (bls/stk). 4 SPM. 5 SPM. 6 SPM. 7 SPM.

6. ¿Cuál de los siguientes debería usarse para determinar la presión máxima mientras se hace Forzamiento (Bullheading)?. La presión de fractura de la formación. Presión diferencial a través de los sellos del packer. Condición y fricción de los tubos. Todo lo anterior.

7. Con un conjunto de packers, un aumento de la presión anular en un pozo en producción podría ser un indicador de que: La válvula maestra del árbol de producción está perdiendo. La presión al fondo del pozo está aumentando. La temperatura en el espacio anular está disminuyendo. El packer pierde.

8. La profundidad que se utiliza para el cálculo de la presión de la formación es el tope de las perforaciones. Verdadero. Falso. No se puede determinar.

9. Cuando se aplica el método de forzamiento es necesario fracturar la formación durante el control. Verdadero. Falso.

10. Como afecta la temperatura a una barrera hidrostática. No tiene ningún efecto. Reduce la densidad aumenta el volumen. Reduce la densidad, reduce el volumen. Aumenta la densidad, no tiene efecto en el volumen.

11. A que se llama circulación por directa. Circulación por la tubería con retornos hacia el anular. Circulación por el anular con retornos hacia la tubería. Pozo cerrado con bomba para regresar los fluidos (influjo) hacia la formación que los indujo.

12. Como afecta el PH la densidad y la viscosidad de los fluidos en contacto con la formación. El PH puede aumentar o disminuir la viscosidad de los fluidos. Alto PH disminuye la densidad. El PH no aumenta ni disminuye la viscosidad de los fluidos. Alto PH aumenta la densidad.

13. Por qué se elegiría Bullheading en vez de circulación cuando se prepara para remover la tubería en un pozo productor. Empaquetador (packer) con fugas. Hueco en la tubería. Gas H2S en el pozo. Pescado de wire line en el pozo.

14. Antes de ejecutar un ahogo de pozo tipo bullhead por la tubería con un packer asentado en el fondo, se recomienda bombear por el espacio anular y aplicar una presión adicional por ejemplo 500 psi para: Proveer más resistencia interna al estallido de la tubería. Determina si la tubería o casing (revestidor) comienza a perder. Ayuda a mantener el packer bien sentado. Todo lo anterior es correcto.

15. Cuál de los siguientes es un requisito de los equipos cuando hay presencia de concentración de H2S. Solo se debe usar acero al carbón. No hay limitaciones. Solo se puede usar acero inoxidable. El acero debe contener níquel y cromo.

16. Identificar una característica posible en los fluidos de operaciones de Work Over/ terminación. Altos solidos. Bajos solidos. Sensible a hidratos. Forma un revoque (enjarre).

17. Que factor determina el punto de cristalización. Presión. Densidad. Temperatura. Todo lo anterior.

18. Dada la siguiente información calcular el volumen necesario para bombear hasta el fondo de las perforaciones, Volumen de forzamiento. 2.5 bls de volumen en línea de superficie Tubo con 3.5” D.E. X 2,992” D.I. x 3500 pies Tope de perf. MD (PM)3600 pies /YVD (PVV) 3550 pies Fondo de perf. MD (PM)3800 pies /YVD (PVV) 3750 pies Casing revestidor 7” D.E. 6,004 “ D.I. Longitud del casing MD (PM) 4000 pies / TVD (PVV) 3950 pies Fluido de la tubería = 2 lpg Fluido en el anular = 9.7 lpg Manga deslizante MD (PM) 3440 pies/ TVD (PVV) 3410 pies. 39.6 bls. 31.6 bls. 29.1 bls. 42.1 bls.

19. Cuando usted está bombeando salmuera de control por la tubería, que debería pasar con la presión de superficie de la tubería. Debe mantenerse constante. Debe aumentar lentamente. Debe disminuir lentamente.

20. Cual es una de las ventajas de usar el método de circulación normal. Mejor posibilidad de sacar el gas del pozo que otros métodos de matar. Solo se puede hacer una circulación. Método preferido cuando el pozo tiene presencia de H2S. Tomo menos tiempo que otros métodos.

21. ¿Cuál es la técnica de intervención de pozos con probabilidad de inducir fractura en el fondo del pozo y perdida de fluido?. Esperar y densificar. Volumétrico. Forzamiento (bullheading). Circulación norma.

22. Cuál de los siguientes se usa para medir el porcentaje de retornos desde un pozo en el cual se está circulando. Totalizador de volumen en los tanques (presas, piletas). Tanque de viaje. Equipo medidor de caudal (gasto) de fluidos (o flo sho). Contador de emboladas (strokes).

23. ¿Antes de extraer tubería en un pozo productor, ¿Qué acción debería tomarse para mantener el pozo balanceado?. Bombear un tarugo (slug, píldora). Bajar un anillo colector. Desplazar los fluidos de formación con NO2. Reemplazar fluidos de la formación con fluido calculado para matar.

24. ¿Cuándo debería preferirse Bullheading (forzamiento) en vez de circulación?. Tubo colapsado. Imposibilidad de manejar el influjo en la superficie. Empaquetador (packer) con fugas. Hueco en la tubería.

25. Cuál de los siguientes sería un problema critico durante una operación de limpieza. Hacer circular fluidos de formación. Remover incrustaciones. Abrir un manga deslizante. Presiona atrapada inesperada.

26. Cuál es el riesgo potencial de control de pozo de un pozo inyector. Presión en superficie posible desde la formación cargada (presurizada). Corrosión que provoca perdida de integridad del pozo. Reventón subterráneo desde un pozo adyacente. Todo lo anterior.

27. Que puede pasar cuando las concentraciones de H2S están entre 50 y 100 ppm dentro de la primera hora de exposición. a) Olor a huevo podrido. b) Irritación de ojos. c) Desvanecimiento. d) Tanto A como B.

28. La autoridad para parar el trabajo involucra que tres áreas en el sitio de pozo. Seguridad en el sitio de trabajo, gestión en el sitio de trabajo y operaciones peligrosas. Auto mantenimiento, mezcla / entrega de fluidos y auditoria de abastecimientos. Personal de operaciones, personal de oficina y personal de compañía de servicios.

29. Cuál de las siguientes opciones nos define un gas toxico venenoso, que a veces se encentra mesclado y producido con los fluidos del pozo petróleo y gas. Agua. NaCl. N2. H2S.

30. Cual no es un potencial objeto caído cuando se trabaja en el piso de perforación. Tubería. Fuente de electricidad. Llave tubular. Perno.

31. Cual es una de las consecuencias de la presión atrapada. Emisión descontrolada. Flujo ecualizado. Tubular colapsado. Pérdidas de vidas.

32. Identificar un propósito de los fluidos en operaciones de work over / terminación. Minimiza la perdida de circulación. Reduce la productividad del pozo. Forma un revoque (enjarre). Control de presión.

33. Que pueda pasar cuando las concentraciones de H2S son de 500 ppm o mas. Perturbación respiratoria. Muerte en 30 minutos a una hora. Perdidas del sentido de equilibrio. Todo lo anterior.

34. Luego de realizar una operación de forzamiento para controlar un pozo, se libera el packer para empezar a extraer la sarta del hueco. Luego de haber sacado 25 paradas, se evidencia de que el volumen de llenado del pozo es menor al cálculo del desplazamiento del metal, resultando en un posible suaveo. Cuál es la causa del suaveo. El poco espacio anular que queda entre el packer y el casing en el pozo. No se llenó el pozo de forma durante la operación de extracción de la sarta. No se bombeo una píldora pesada por la tubería para sacar tubería seca.

35. Si usted se encontraba realizando un viaje con su sarta fuera del fondo del pozo y el pozo se le viene, cuál sería el mejor curso a tomar para controlar el pozo. Usar método de circulación inversa. Usar método de control directa. Llevar la sarta al fondo del pozo usando el método stripping y luego usar un método de control con circulación. Usar el método lubricar y llenar.

36. Calcular la densidad del fluido de control que se requiere para equilibrar la presión de formación de 3850 psi, en un pozo de 9200 pies de TVD (PVV) y 9700 pies MD (PM). 8 lpg. 8.1 lpg. 7.9 lpg. 8.2 lpg.

37. Calcular la densidad de lodo de matado en un pozo que tiene los siguientes datos. SIDPP = 4560 psi TVD tope de las perforaciones = 8346 pies MD tope de las perforaciones = 8406 pies TVD base de las perforaciones = 8401 pies MD base de las perforaciones = 8638 pies Densidad promedio en el pozo = 3.4 lpg. 13.9 lpg. 14 lpg. 13.8 lpg. 14.1 lpg.

38. Cuál es el propósito de un fluido de empaque (packer) en terminación. Minimizar el crecimiento de bacterias. Minimizar la corrosión. Todo lo anterior.

39. ¿Cuál es el propósito de hacer stripping por arietes en operaciones de HWO?. Cerrar y usar como respaldo cuando se reparan los arietes maestros. Para cerrar y mover tubería hacia el pozo en ausencia de un preventor anular. Cerrar y sellar alrededor de un rango de tamaños de tubería incluyendo las juntas de acople. Para cerrar y sellar un pozo abierto.

40. Cuál de las siguientes propiedades es esenciales para el control del pozo. Viscosidad. Reologia. Densidad. Salinidad.