OPERACION

El método de circulación inversa utiliza la presión de la tubería de revestimiento como presión de circulación. La presión en el fondo del pozo puede ser significativamente mayor que en la circulación directa debido a la fricción adicional en la tubería. cierto. falso.

¿Cuál es la mejor manera de confirmar una falla de la barrera secundaria (equipo de control de presiones)?. Aumento de presión. Perdida de presión hidrostática. Aumento en la cristalización del fluido. Perdida de presión.

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

4. ¿Cuál es la Máxima Presión Admisible de Trabajo (MAWP), dada la siguiente información?: • Cabeza de pozo= 10K • BOP (preventor) = 5K • Múltiple (manifold) del estrangulador= 10K • Bombas= 7K • Línea de la bomba en superficie= 15K. 5K. 10K. 15K. 7K.

¿Cuál de las siguientes opciones NO forma parte de una prueba de declinación de presión (drawdown) del acumulador?. Antes de probar, permitir que el sistema de acumuladores cargue hasta la máxima presión. Permitir que la presión del sistema se recargue luego de cada función. Cerrar preventor anular y arietes (máximo de 4), simular cerrar los arietes ciegos (abriendo un conjunto de arietes). Verificar que las presiones finales estén 200 psi por encima de la presión de precarga.

Durante las pérdidas, el equipo se rellena continuamente el espacio anular. Si la cuadrilla dejara de hacerlo, la presión al fondo del pozo . Aumentaría. Quedaría balanceada. Disminuirá.

¿Cuál de las siguientes puede ser una barrera mecánica?. Válvula de retención de dos vías. T de flujo. Conexión para válvula de dardo. Tapón de tubería.

Cuando se opera un preventor anular con un influjo en el pozo, la presión de cierre debe ser . Igual o por debajo de la presión de cierre de tubería. Por debajo de la presión de cierre mínima. Lo más alta posible. La mínima presión que mantenga un sello.

La válvula SCSSV debe estar siempre abierta cuando se introduce la sarta de terminación en el pozo. Cierto. Falso.

¿Cuál es la mejor manera de confirmar una falla de barrera primaria de fluido?. Aumento de la temperatura del fluido. Medir la temperatura del fluido. Aumento de la presión en superficie al cerrar el pozo. Medir la densidad del fluido con una balanza.

¿Cuál podría ser un indicador de migración de gas en caso de cierre en un pozo muy desviado?. Ningún aumento en la presión en superficie. Aumento de flujo en superficie. Aumento de la presión en superficie. Una repentina disminución de la presión en superficie.

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

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

¿Cuál de las siguientes NO es una característica de un preventor anular?. Cierra en un rango de D. E. Activación instantanea. Puede ser asistido por la presión del pozo (presión del pozo ayuda a cerrarlo). Activado hidráulicamente.

¿Cuál de las siguientes es una característica de un preventor anular?. Cierra en un rango de D. E. Puede ser asistido por la presión del pozo (presión del pozo ayuda a cerrarlo). Activado hidráulicamente. Todas las anteriores.

La , el mantenimiento, la inspección y la(s) de las barreras de los pozos son los componentes clave de la integridad de los pozos. Ubicación, pruebas. instalación, remoción. instalación, funcionalidad.

¿Cómo se define la barrera del pozo que evita el flujo desde la fuente, y está diseñada para aislar la presión del pozo en caso de una falla de la barrera primaria?. Cierre de emergencia. Barrera de procedimiento. Barrera secundria.

¿Cuál es la función del sistema de acumuladores?. Hacer funcionar el estrangulador. Sellar el pozo. Acumula y guarda fluido del pozo. Abre y cierra los componentes de preventores (BOP).

Calcular el volumen utilizable en barriles de un tanque de 8’Ancho x 6’Alto x 12’Largo. La succión está a un pie del fondo. 102.6 BBL. 100.1BBL. 97.3BBL. 85.5BBL.

¿Cuál es el propósito de realizar simulacros de viaje (maniobras con tuberías)?. Para asegurarse de que el operador de la plataforma está comprobando la integridad del pozo. Incrementar la productividad del pozo. Comprobar la competencia (aptitud) de la cuadrilla y observar la comunicación.

(La lectura en un) manómetro PSIg es siempre más alta que en un manómetro PSIa. Cierto. Falso.

¿Cuál es un riesgo potencial al recuperar un empaque (packer)?. Gas atrapado bajo el empaque. Levantar hacia incrustaciones haciendo que el empaque se deforme con forma de cuña. Potencial para succión (swab) en el pozo. Todos los anteriores.

¿Cómo se define una barrera de último recurso?. Barrera secundaria. Barrera de procedimiento. Barrera primaria. Cierre de emergencia.

No es necesario monitorear las presiones en superficie durante operaciones en un pozo muerto. Cierto. Falso.

Al cerrar una válvula manual en la boca del pozo, es importante saber cuántas vueltas hay desde que está totalmente abierta hasta que está totalmente cerrada. Cierto. Falso.

Si falla la barrera primaria, ¿cómo se mantiene la integridad del pozo?. Se activa la barrera terciaria. Se cierra la barrera de elevación más alta. Se activa el ESD (cierre de emergencia). Se activa la barrera secundaria.

Independientemente del área, la fuerza no cambia. Cierto. Falso.

Para asegurar la tubería durante la noche, se sacó la sarta de trabajo del pozo y se cerraron los arietes ciegos. A la mañana siguiente, el manómetro de la tubería de revestimiento marcaba 450 psi. ¿Cuál es el estado del pozo?. Activo. Muerto.

¿Cuál es una de las complicaciones de cierre de pozo cuando se baja una terminación ESP (con bomba eléctrica sumergible) a través de su conjunto de preventores?. Una fuga eléctrica podría hacer que los arietes se cierren prematuramente. El líner ranurado tendría aún un sendero de fugas si se cierran los preventores sobre el mismo. El cable eléctrico podría potencialmente crear un sendero de fugas por el preventor anular. El motor es la única porción de una ESP considerada cizallable.

Cuando se realiza una circulación convencional (hacia delante) y se lleva la bomba hasta la velocidad reducida de bombeo (de matar el pozo), se produce una disminución de la presión del revestidor (casing) al cerrar el estrangulador, ¿cuál es la causa más probable?. Múltiple (manifold) del estrangulador obturado. Estrangulador con fugas por falla. Migración del influjo. Efecto de tubo en U.

¿Cuál de los siguientes podría usarse como barrera de fluido?. Nitrógeno Comprimido. Cemento. Vapor. Salmuera.

Calcular el volumen para 12,000’ de tubería de 5 1/2” con D. I. de 4.67” y 4.545” de deriva (drift). 240.8BBL. 54.4BBL. 254,2BBL. 152.0BBL.

La válvula SSV es un dispositivo abierto a prueba de fallas. Cierto. Falso.

La siguiente acción no puede realizarse con un ariete ciego-de corte (BSR). Sellar sobre tuberia. Sellar un pozo abierto. Cortar la tuberia. Todas las anteriores.

¿Cuál de las siguientes juntas están energizadas a presión? (es decir, asistidas por el pozo). R/BX. R/RX. RX/BX. Todo lo anterior.

¿Cuál es la función de los arietes ciegos?. Cortar tubería. Cortar ensamble de fondo (BHA). Sella el pozo abierto sin presencia de tubulares. Sellar el espacio anular con tubería en el pozo.

Una cuadrilla de workover está sacando con stripping del pozo la sarta de trabajo; la junta de la herramienta ha pasado a través del preventor anular. ¿Qué está ocurriendo debajo del preventor anular?. La fuerza sobre la sarta disminuye. La fuerza sobre la sarta de trabajo aumenta. La presión al fondo del pozo disminuye. La fuerza no tiene ningún efecto sobre la sarta de trabajo.

Los preventores anulares funcionan con la misma presión regulada del acumulador que tienen los arietes de tubería. Cierto. Falso.

La presión de cierre de tubería es un indicador de . a) Diferencia entre la presión hidrostática de los fluidos producidos y la presión de formación en el pozo. Expansión de gas. Gradiente de fractura de la formación. Todas las anteriores.

¿Cuál es una posibilidad al cerrar el preventor anular con condiciones de tubería liviana (pipe light)?. Estallido de tubulares. Eyección de tubulares. Pandeo de tubulares. Todas las anteriores.

¿Cuál es la mejor manera de confirmar una falla de barrera primaria de fluido?. Pérdidas totales de fluido en el pozo. Medir la claridad del fluido. Aumento de la temperatura del fluido. Medir la viscosidad del fluido.

Calcular el volumen para 11,500’ de tubería de 3 1/2” con D. I. de 2.922” y 2.867” de deriva (drift). 136,9BBL. 32.6BBL. 93.8BBL. 95.4BBL.

Cuando se realiza una circulación convencional (hacia delante) y se lleva la bomba hasta la velocidad reducida de bombeo (de matar el pozo), se produce un aumento de la presión en el revestidor (casing) al abrir el estrangulador. ¿Cuál sería la causa más probable?. Efecto de tubo en U. Migración del influjo. Pérdida de fluido durante. Múltiple (manifold) del estrangulador obturado.

Durante una limpieza se inducen pérdidas y el nivel de fluido empieza a descender en un pozo. Antes de avisar al supervisor, ¿qué medidas podrían adoptarse para restablecer la barrera de fluido?. Bombeo continuo y al pozo y control de este. Aumentar la velocidad de la bomba y monitorear el pozo. Levantar el fondo de tubería hasta por encima de las perforaciones. Reducir la velocidad de bombeo y monitorear el pozo.

¿Cuál es una de las complicaciones de cierre de pozo cuando se baja una terminación ESP (con bomba eléctrica sumergible) a través de su conjunto de preventores?. El liner ranurado tendría aun un sendero de fugas si se cierran los preventores sobre el mismo. Una fuga eléctrica podría hacer que los arietes se cierren prematuramente. La ESP se consideran no cizallables. El motor es la única porción de una ESP considerada cizallable.

Calcular el factor de flotación (buoyancy) para una densidad de fluido de 10.2 lpg. 0.877. 0.852. 0.860. 0.844.

¿Cuál es el objetivo de probar una barrera?. Mantener la integridad del sello del entorno de la barrera. Aumentar la vida productiva del pozo. Verifica la integridad de la barrera. Reduce costos de mantenimiento.

¿Qué válvula del árbol de producción deberá usarse muy poco para asegurar que la válvula mantendrá la presión en cualquier emergencia?. Válvula de ala o de mariposa. Válvula de seguridad en superficie. Válvula Maestra (Máster) inferior. Válvula Swab (de succión).

¿Para qué sirve el orificio de drenaje en un preventor tipo ariete?. Para determinar si el sello del eje del ariete principal tiene fugas. No permitir que los arietes se cierren debido a que la presión del pozo es superior a la presión de apertura. Proporcionar una válvula de alivio para no dañar los cilindros debido a la alta presión. Tanto A como B.

El preventor anular está diseñado para sellar sobre cualquier objeto que se baje a, o se suba del pozo. Cierto. Falso.

El preventor anular está diseñado para sellar sobre cualquier objeto que se baje a, o se suba del pozo. Cierto. Falso.

¿Cuál es la mejor manera de confirmar una falla de barrera primaria de fluido?. Disminución de la temperatura del fluido. Flujo involuntario desde el pozo. Medir la viscosidad del fluido. Todas las anteriores.

Un pozo no cerrado a 5,000 pies tiene un influjo de gas con volumen de 10 bbls, ¿qué cambio de volumen ocurre cuando el influjo alcanza los 2,500 pies?. El Volumen se triplica. El volumen se reduce. El volumen se reduce. El volumen se duplica.

Durante una operación de reacondicionamiento, se hace necesario un aseguramiento nocturno desatendido con la sarta de trabajo en el pozo. ¿Qué combinación de barreras debe utilizarse como mínimo?. Arietes de tubería, fluido, y FOSV (válvula de seguridad de apertura plena). FOSV, fluido, y lubricador y obturador. Lubricador y obturador, fluido y arietes de tubería. Ninguna de las anteriores.

Identificar un propósito de los fluidos en operaciones de workover/terminación. Alta viscosidad. Control de la presión de formación. Minimiza la pérdida de circulación. Reduce la productividad del pozo.

¿Dónde debe guardarse una IBOP (válvula de seguridad de no retorno, Flujo en un solo sentido) durante las operaciones?. En la sala de almacenamiento. En el camión del Company Man. Canasta de herramientas. Ninguna de las anteriores.

¿Cuál de los siguientes es una función primaria de los colgadores de tubería?. Provee un perfil para bajar una BPV (válvula de contrapresión). Provee un aislamiento de barrera desde la tubería hasta el anular y el árbol. Para sostener el peso de la tubería en la cabeza del pozo o en el árbol. Todas las anteriores.

El valor probado para una cabeza de pozo, árbol, tubular, barrera u otro equipo de presión se define como . MAOP. MACP. MASP. MAWP.

Durante una operación de fresado, el pozo se cerró al advertirse un flujo. El manómetro de la tubería de producción y el de la tubería de revestimiento empezaron a subir. Al cabo de poco tiempo, ambos manómetros se estabilizaron. ¿Qué medidas podría adoptar la cuadrilla de reparación (workover)?. Notificar al supervisor la condición del pozo. Revisar equipos de preventores (BOPE) para ver si hay fuga. Abrir el pozo y fijarse si hay flujo. Tanto A como B.

Una presión menor contra una zona afectada disminuirá la fuerza aplicada. Cierto. Falso.

En un pozo horizontal, ¿qué podría pasar en la curva mientras se hace circular fluido de vuelta a la superficie?. Los sólidos podrían precipitarse provocando una obstrucción. Aumenta la velocidad anular. La circulación no es posible a través de la curva. Todo lo anterior.

¿Por qué es importante registrar los tiempos de cierre durante la prueba de abatimiento de presión?. Para verificar que la bomba de carga del acumulador funciona correctamente. Para verificar el correcto funcionamiento de los arietes/preventor anular/HCR. Para verificar el cierre por debajo de dos minutos de cierre. Para verificar que la válvula de derivación de alta presión y el regulador del múltiple (manifold) funcionan correctamente.

¿Qué prueba proporciona una comprobación física del funcionamiento del sistema de cierre de los preventores para asegurarse de que el sistema tiene suficiente presión y fluido hidráulico?. Prueba de abatimiento de presión (drawdown) del acumulador de los preventores (BOP). Chequeo total del sistema. Prueba de función de preventores (BOP). Prueba de hombre muerto.

Mientras se desaloja circulando un influjo, ocurre una complicación en el equipo, ¿cuál es la acción inmediata que hay que tomar?. Llamar al supervisor. Evaluar la situación, parar el trabajo, reparar el equipo. Si el equipo lo permite, continuar la tarea. Parar el trabajo, cerrar el pozo, evaluar la situación.

¿Cuál es la definición apropiada de MASP (Máxima Presión Anticipada en Superficie) en un pozo entubado (revestido)?. La presión más alta que se prevé encontrar en la superficie de un pozo productor que ha sido cerrado. La máxima presión anular menos la columna de fluido menos la presión en superficie. La más alta presión anticipada en el zapato. La presión más alta que se encuentra en el pozo.

Si existe una PCT (presión de cierre del tubo, SITP sigla en inglés) después de una operación de forzamiento (bullhead) ¿Cuál es el factor que contribuye a ello?. Densidad incorrecta del fluido para matar. No se bombeó lo suficientemente rápido como para evitar la migración de gas. Presión atrapada. Todas las anteriores.

¿Cuál de las siguientes respuestas describe mejor un IBOP (preventor interno)?. Una válvula de no retorno o de retención que permite la circulación inversa durante un incidente de control del pozo. Una válvula de no retorno o de retención siempre se inserta en posición abierta. Una válvula de no retorno o de retención o que no debería usarse para hacer stripping (deslizamiento de tubería a preventor cerrado) en el pozo. Una válvula de no retorno o de retención que permite bombear a la sarta de trabajo, pero evita flujo ascendente por la válvula.

Con un árbol de 10K, un cabezal de pozo de 5K y una válvula de bola de 3K, ¿cuál es la PTMA (presión de trabajo máxima admisible, sigla en inglés: MAWP)?. 5K. 3K. 10K. Ninguna de las anteriores.

26. ¿Cuál es un posible problema de control del pozo al soltar (desasentar) un empaque (packer)?. Cambios en la hidrostática del espacio anular. Exposición a condiciones del reservorio (yacimiento). Gas atrapado bajo el empaque. Todos los anteriores.

En una operación de reparación, todos los arietes deberán cerrarse en 45 segundos o menos. Cierto. Falso.

La válvula SCSSV debe estar siempre abierta cuando se introduce la sarta de terminación en el pozo. Cierto. Falso.

Forzamiento (Bullheading) se considera un método de presión de fondo constante. Cierto. Falso.

Si falla la barrera secundaria, ¿cómo se mantiene la integridad del pozo?. Activar cierre de emergencia. Se cierra la barrera de elevación más alta. Activar válvula selladora de cizallamiento. Volver a usar la barrera primaria.

Calcular el volumen anular para 8,500’ de tubería de 2 7/8” con D. I. de 2.441” y 2.347” de deriva (drift). El casing (revestidor) es de 7”, 26 ppf (lbs por pie), 6.276” de D. I. 279.75BBL. 256.98BBL. 336.35BBL. 276.04BBL.

¿Qué pasa con la presión al fondo del pozo a medida que baja el nivel de fluido?. Aumenta. No cambia. Disminuye.

Se cierra un pozo y el manómetro de casing (revestidor) marca 0 psi. Al cabo de 30 minutos, el manómetro de la tubería de revestimiento marca 400 psi y se ha estabilizado. ¿Cuál es el estado del pozo?. Pozo balanceado. Pozo afectado por enfriamiento adiabático. Pozo sobre balanceado. Pozo bajo balance.

Calcule la presión diferencial potencial máxima a través del tapón: Diámetro del tapón: 2.441 pulgadas Presión de formación debajo del tapón: 5,000 psi Profundidad del tapón (PM): 8,000' Profundidad del tapón (PVV): 7,500' Peso del fluido: 9.5 lpg. 1,381psi. 1,295psi. 3,705psi.

¿Qué podría hacer que un pozo muerto volviera a ser un pozo vivo (activo)?. Falla de una barrera mecánica dentro del pozo. Operaciones en pozos adyacentes. Falla de una barrera hidrostática. Todas las anteriores.

Durante un evento de control del pozo, el pozo se cierra. ¿Qué debe registrarse?. Presiones en cierre inicial de casing y tubería. Hora en que se cerró el pozo. Presiones en casing y tubería a intervalos regulares predeterminados. Todas las anteriores.

Identificar una característica deseable de los fluidos en operaciones de workover/terminación. Compatibilidad con la formación. Altos solidos. sensible a los hidratos. Alta Viscosidad.

¿Qué método podría usarse para reemplazar fluidos de la formación con fluido calculado para matar el pozo?. Circulación convencional(hacia adelante). Volumétrico. Circulación inversa. Tanto A como C.

Si hay presión en el pozo, ¿cuál es el riesgo mientras se baja la tubería a preventor cerrado (stripping)?. Creación de un sobre balance mecánico. Desgaste máximo de la cabeza del pozo. No hay riesgos. Eyección de la tubería.

El IBOP (preventor interno) sólo puede probarse con el dardo fuera del asiento. Cierto. Falso.

Luego de cerrar un pozo, no es necesario verificar si hay presiones o flujos si al pozo se le ha hecho forzamiento (bullheading). Cierto. Falso.

¿Cuál es un requisito para que un componente sea considerado una barrera?. El componente contiene al fluido del pozo. El componente está clasificado apto para soportar la MASP (presión máxima anticipada en superficie). El componente se prueba a presión y se verifica su posición y colocación. El componente está clasificado apto para H2S.

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

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

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.

Como se comporta el gas en una salmuera. Permitirá que el gas se mezcle 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.

¿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.

¿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.

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).

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

Cuál de los siguientes fluidos no es considerado como fluido de control de Work Over. KCL. CaCl. ZnBr. Lodo.

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

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.

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

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

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.

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).

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. Volumetrico. Lubricar y purgar. Directa. Forzamiento.

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.

61. 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). Un adaptador adecuado (cross over). Una válvula flotadora tipo flapper.

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.

¿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.

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. Todas las ateriores.

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 de este.

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 de circulación normal. Método de circulación inversa. Método stripping. Método volumétrico.

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.

¿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.

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.

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.

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

La velocidad que se usa para llevar a cabo el método del forzamiento debería ser al menos. Una rata 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.

Cuál es el principio de la mayoría de los 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.

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. 1873psi. 1127psi. 1258psi. 1160psi.

75. 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. 1040psi. 600psi. 1640psi. 850psi.

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.

¿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. Hoja de matar. Registro de perforación de pozo.

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.

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.

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) tubería 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.

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.

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.

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. El PH no aumenta ni disminuye la viscosidad de los fluidos.

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.

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. No hay limitaciones. El acero debe contener níquel y cromo.

Que factor determina el punto de cristalización. Presión. Densidad. Temperatura. Todas las aneriores.

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. 39.6BLS. 31.6BLS. 29.1BLS. 42.1BLS.

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.

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. Todas las anteriores.

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

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

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 por 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.

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.

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.

Dados los siguientes datos, calcular la fuerza ascendente efectiva contra un empacador (packer) asentado. • SICP (presión de cierre en el casing) = 500 psi • SITP (presión de cierre en el tubo) = 2,000 psi • Tamaño del tubo= 2 7/8" de D.E. • Tamaño del casing (revestidor)= 7" D. E./ 6.45" D. I. • TVD (PVV) = 5,000’ • MD (PM)= 6,250’. 65,349 LBS. 39,274 LBS. 76,969LBS. 12,983 LBS.

Los simulacros sólo deben realizarse con la cuadrilla implicada en el evento de control del pozo. Cierto. Falso.

¿Cómo se define un componente físico, probado, del equipo de control de pozos?. Barrera de procedimiento. Barrera mecánica. Barrera de fluido. Ninguno de los anteriores.

¿Cuál de las siguientes se considera una barrera dinámica?. Parar las bombas después de llenar tanto espacio anular como tubería y monitorear. Bombear un volumen de pozo sin más control. Bombeo y monitoreo continuos del pozo. Ninguno de los anteriores.

¿Cuál de las siguientes situaciones podría provocar complicaciones al cerrar un pozo?. Bajar un line (revestimiento) ranurado. Bajar un empaque (packer) de terminación. Bajar las líneas de control de la SSSV. Todas las anteriores.

¿Para qué fin(es) se realizan rutinariamente inspecciones visuales en equipos de preventores y cabeza de pozo?. Revisar la estabilidad mecánica. Fijarse si hay fugas de fluidos o de presión. Monitorear el mantenimiento. Todas las anteriores.

Mientras se hace un viaje con tubulares el pozo comienza a fluir por el tubo. ¿Cuál es la secuencia correcta para cerrar el pozo?. Cerrar los preventores, instalar la FOSV (válvula de seguridad de apertura plena, TIW) y cerrarla, espaciar tubería con respecto a preventores. Instalar la FOSV (válvula de seguridad de apertura plena, TIW) y cerrarla, espaciar la tubería con respecto a preventores, y cerrar el preventor. Espaciar tubería con respecto a los preventores, apagar las bombas, y cerrar el preventor. Instalar la IBOP (preventor interno, válvula de retención), espaciar tubería con respecto a preventores, y cerrar el preventor.

¿Cuál es el objetivo principal de efectuar simulacros en los tanques (piletas) ya sean de circulación o de reserva?. Para ver cuánto líquido se necesita para llenar los tanques para viaje. Comprobar la competencia de la cuadrilla y observar la comunicación. Aumentar la competencia de la cuadrilla con hacer maniobras (viajes) con tubería.

Identificar una característica deseable de los fluidos en operaciones de workover/terminación de pozos. Sensible a los hidratos. Altos sólidos. Alta viscocidad. Control de corrosión.

El gas migra a la misma velocidad en tubulares de cualquier diámetro. Cierto. Falso.

¿Cuál es la mejor manera de confirmar una falla de barrera primaria de fluido?. Desplazamiento inapropiado cuando se hace un viaje. Medir la temperatura del fluido. Aumento de la temperatura del fluido. Medir la densidad del fluido con una balanza.

¿Cuál es la función de un colgador de tubos?. Sellar el espacio anular. Proporcionar bloqueo o perfil de roscado para el colgador de tubería. Sostener el peso de la tubería. Todas las anteriores.

¿Qué hay que tener en cuenta durante una circulación inversa?. Aumento de los volúmenes de fluido bombeado. Aumento de la presión en el fondo del pozo debido a la fricción adicional de la tubería. Mayor velocidad a través de la tubería para operaciones de limpieza. Tanto B como C.

Una mayor presión contra una zona afectada aumentará la fuerza aplicada. Cierto. Falso.

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.

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 con el número de preventores es: Precarga. Prueba de presión. Prueba de Drawdown de acumulador. Prueba de funcionamiento.

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?. 3500psi. 2000psi. 5000psi. 4000psi.

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.

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.

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. 3000psi. 2700psi. 1300psi. 1200psi.

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

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

Que fluido se usa como recarga para las botellas de acumulador. Helio o N2. Gas natural. Oxigeno. Argón.

Por qué se debe mantener abierto el aire sobre la válvula subsuperficial. 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.

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.

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

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

Que función cumple una válvula subsuperficial 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 lift.

Que función cumple la herramienta packer en una completación 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.

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.

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

Cuál es la función principal de una manga deslizante (sliding sleeve). 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.

¿La SCSSV (válvula subsuperficial 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.

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. Todas las anteriores.

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.

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.

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 STK. 1751 STK. 1537 STK. 1753 STK.

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.

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

Por definición un pozo vivo es cualquier pozo que. Se cierra. Fluirá si queda abierto a la atmosfera. Tiene presión positiva en el tubo. Todas las anteriores.

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. Todas las anteriores.

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 esta.

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.

¿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.

Quien tiene la autoridad de cerrar el pozo sin demora. Company Man / Tool Pusher. Gerente de OPR. Perforador / Maquinista. Ingeniero de fluidos.

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.

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.

¿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.

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.

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

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.

¿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.

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

¿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.

¿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.

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.

Al bajar una SCVSSV (válvula de seguridad subsuperficial 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.

Calcular la salida de la bomba tríplex 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.

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

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.

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.

Que verificaciones de mantenimiento preventivo de acumulador deberían ocurrir antes de que comiencen las operaciones normales. Hay que 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.

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.

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 a 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.

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.

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.

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.

¿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.

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.

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

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

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

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.

El mecanismo para trabar arietes se usa para mantener el ariete en cualquier posición después de que éste ha sido puesto en funcionamiento. Cierto. Falso.

Calcular el factor de flotación para una densidad de fluido de 9.2 ppg. 0.867. 0.859. 0.848. 0.801.

Cuando se usa un sistema de acumulador de 3,000 psi, ¿cuál es la presión operativa regulada normal de un preventor tipo ariete después de la prueba de funcionamiento?. 1,000 psi. 3,000 psi. 1,500 psi. 1,200 psi.

Los preventores anulares están diseñados para cerrar sobre un tamaño específico de tubería. Cierto. Falso.

¿Cuál es la técnica de intervención de pozos con más probabilidad de inducir fractura en el fondo del pozo y pérdida de fluido?. Circulación directa (convencional). Esperar y Densificar. Volumétrico. Forzamiento (Bullheading).

¿Qué tipo de circulación describe bombear por la tubería y retornar por el espacio anular?. Lubricar y purgar. Circulación inversa. Circulación convencional (hacia adelante). Esperar y Densificar.

La presión más alta a la que estará sometido un componente de equipo dado durante la ejecución del servicio prescrito y/o durante una operación de contingencia se define como___. MRWP. MAOP. MASP. MAWP.

¿Cuál es una de las ventajas de un ariete ciego?. Corta la tubería. Sellar sobre tubería. Probar la tubería de producción. Sellar un pozo abierto.

Calcular la presión hidrostática dada la siguiente información: • Presión de cierre del tubo (de producción) = 300 psi. • Densidad del fluido = 10 lpg • Profundidad del pozo = 10,000’TVD (PVV) / 10,200’ MD (PM) • Profundidad del tubo = 10,000’TVD (PVV) / 10,200’ MD (PM) • Viscosidad = 50 cP • Pozo abierto = 7 5/8”. 5,304 psi. 5,604psi. 5,200 psi. 5,500 psi.

Durante una operación de reparación en la que se utilice tubería flexible, ¿qué tipo de barrera(s) podría(n) implementarse para garantizar que el pozo permanece en un estado controlado?. Barreras físicas. Barreras dinámicas. Barreras operativas. Todas las anteriores.

¿Cuál de los siguientes es un indicador de un forzamiento (Bullhead) fallido?. Presión en la superficie después de que se ha terminado el forzamiento (Bullhead). Pérdida inmediata de presión de la bomba mientras se efectúa el forzamiento (bullheading). Rápido aumento de la presión mientras se bombea fluido para matar. Todos los anteriores.

Calcule la presión diferencial potencial máxima a través del tapón: Diámetro del tapón: 2.441 pulgadas Presión de formación debajo del tapón: 5,000 psi Profundidad del tapón (PM): 8,000' Profundidad del tapón (PVV): 7,500' Peso del fluido: 9.5 lpg. 1,295 psi. 3,705 psi. 1,381 psi.

En una operación de reacondicionamiento de pozo, todos los cierres de preventores anulares no deberán durar más de 60 segundos. Cierto. Falso.

¿Dónde debería estar guardada su IBOP (BOP interna) y en qué posición cuando NO está en uso?. Piso del equipo de reparación, posición cerrada. Piso de equipo de reparación, posición abierta.

¿Cuál de los siguientes es necesario para determinar el fluido con densidad para matar el pozo?. SITP (presión de cierre del tubo, sigla en inglés). PVV (profundidad vertical verdadera, TVD en inglés). Columna de fluido establecida con densidad conocida. Todos los anteriores.

Mientras se penetra un tapón puente en un casing (revestidor) de 7 pulgadas, calcular la fuerza esperada debido a la presión atrapada debajo del tapón puente. • Presión anticipada debajo del tapón puente= 3,500 psi • Tamaño del tubo= 2 7/8" D.E. • Tamaño del casing (revestidor)= 7" D. E./ 6.45" D. I. • Tapón puente asentado a= 5,000’TVD (PVV)/6,250’ MD (PM). 17,730 lbf. 114,361 lbf. 134,696 lbf. 147,640 lbf.

¿Cuál es la definición más correcta de MASP (presión máxima admisible en superficie, sigla en inglés) en un pozo revestido?. Antes de aplicar la presión superficial, es la presión más alta prevista en el zapato. Antes de aplicar la presión de superficie, es la presión más alta que se prevé encontrar en la superficie de un pozo productor cerrado. Antes de aplicar la presión de superficie, es la presión más alta encontrada en el pozo. Antes de aplicar la presión superficial, es la presión anular más alta menos la columna de fluido menos la presión superficial.

Un simulacro con preventores se considera una barrera de procedimiento. Cierto. Falso.

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

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

¿Cómo se lleva a cabo la prueba de presión de una barrera?. Aumentar la presión de la bomba por encima de MASP (Presión máxima anticipada en superficie). Reducir cantidad de fluido bajo la barrera y fijarse si hay fugas. Aumentar la presión del acumulador hasta que ocurra una fuga. Aumentar la presión diferencial a través de una barrera.

¿Qué válvula del árbol debería cerrarse como último recurso en operaciones de control de pozos?. Válvula de sombrerete (Crown, corona). Válvula maestra superior. Válvula de ala (wing). Válvula maestra inferior.

¿Dónde debe guardarse una FOSV (válvula de seguridad de apertura plena) y la llave durante las operaciones?. Canasta de herramientas. En la sala de almacenamiento. En el camión del Company Man. Ninguna de las anteriores.

Durante una operación de fresado, el pozo se cerró al percibir un flujo. El manómetro de la tubería de producción y el de la tubería de revestimiento empezaron a subir. Al cabo de poco tiempo, ambos manómetros se estabilizaron. ¿Qué medidas podría adoptar la cuadrilla de reparación?. Revisar equipo de preventores (BOPE) para ver si hay fuga. Intentar purgar lentamente el casing hasta llegar a presión cero. Instalar tapón VR en la válvula de mariposa. Instalar válvula de contrapresión.

Mientras se desciende tubería al pozo, ¿cuál sería la mejor acción por tomar si hay un empacador (packer) atravesando el conjunto de preventores?. Cerrar preventor anular. Asentar el packer. Intentar un corte. Ninguno de los anteriores.

Calcular el número equivalente de emboladas (strokes) totales necesarios para desplazar el volumen del tubo cuando se saca seco para mantener el pozo lleno, usando la siguiente información: • Volumen de desplazamiento= 98.5 bbl • Caudal (gasto) de bomba= 0.0547 bbl/emb • Longitud de tubería = 9,800' PVV/12,000’ PM • D. E. de tubería= tubo de 5 ½” • D. I. de tubería=4.67” con deriva (drift) de 4.545”. 1,801 emboladas. 1,816 emboladas. 41.5 emboladas. 538.7 emboladas.

Si el cierre de emergencia falla, ¿qué acción deberá tomarse?. Aumentar la velocidad de la bomba. Recurrir a una barrera secundaria. Iniciar el plan de evacuación de emergencia. Recurrir a una barrera primaria.

¿Qué pieza del equipo se ajusta fácilmente para controlar la contrapresión en un pozo, pero requiere que esta manipulación se haga en el mismo estrangulador?. Válvula de Seguridad de Apertura Plena. Estrangulador remoto ajustable. Estrangulador manual ajustable. Estrangulador fijo.

El gas migrará más rápido a través de un fluido que tenga viscosidad más alta. Cierto. Falso.

A medida que aumenta el caudal (gasto), ¿qué ocurre con la pérdida de presión por fricción?. Permanece igual. Aumenta. Disminuye.

A medida que disminuye el caudal (gasto), ¿qué ocurre con la pérdida de presión por fricción?. Permanece igual. Aumenta. Disminuye.

Calcular el volumen para 8,500’ de tubería de 2 7/8” con D. I. de 2.441” y 2.347” de deriva (drift). 49.2 BLS. 45.4 BLS. 68.3 BLS. 20.2 BLS.

Calcule el gradiente de presión del siguiente fluido, 8.9 lpg. 0,433 PSI/FT. 0,4628 PSI/FT. 0,3248 PSI/FT. 0.401 PSI/FT.

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.

¿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.

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.

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.

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.

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.

19. 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.

¿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”.

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

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.

¿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.

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.

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

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

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.

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.

Calcular el peso de la sarta por efecto de bouyancia, 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. 76416 LBS. 71392 LBS. 81520 LBS.

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.

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.

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

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

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.

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.

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.

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.

¿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.

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.

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.

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.

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

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.

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.

¿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.

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.

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. Aumentando el peso del fluido. Aumentando la temperatura.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

¿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.

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.

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

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.

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

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.

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.

Calcular el gradiente de un fluido de densidad promedio 6,44 lpg. 0,3348 PSI/FT. 0,3248 PSI/FT. 0,4000 PSI/FT. 0,539 PSI/FT.

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

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.

Cuál de los siguientes equipos cizallables o no sellables en referencia a preventores, podría 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.

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

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).

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.

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.

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.

¿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.

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.

¿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.

¿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.

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.

¿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.

¿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”.

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 fácil. Las pruebas negativas de integridad ya no se realizan.

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.

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

80. 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.

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 choke pueda cerrar y abrir en el tiempo que establezca la norma API.

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.

Como usted reconoce un taponamiento de choke. La presión de la tubería, sin que exista cambio en la presión 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 tubería y la ganancia en los tanques empezara a disminuir.

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. Choke tapado.

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.

¿Qué información debe registrarse tras el cierre del pozo cuando se trabaja con un tanque (pileta) activo?. Hora del cierre, ganancia inicial en tanques (piletas), presión inicial del casing y presión inicial de la tubería. Hora del cierre, ganancia inicial en tanques (piletas), longitud de tubería en el pozo y presión inicial en el casing. Presión inicial del casing, presión inicial en tubería, volumen total en tanques (piletas) y temperatura de los fluidos del pozo.

¿Por qué se elegiría el método de forzamiento (Bullheading) en vez de método de circulación cuando se prepara para remover tubería en un pozo productor?. Empacador (packer) con fugas. Pescado de Wireline en el pozo. Gas H2S en el pozo. Hueco en la tubería.

¿Qué es lo que se requiere de un fluido para ser considerado como una barrera?. A)Suficiente volumen de fluido en el casing. B)Capacidad de observar la altura del fluido sin flujo. C)Proporcionar presión hidrostática suficiente. Tanto B como C.

¿Cuál de los siguientes problemas podría surgir al abrir una manga deslizante (camisa, sliding sleeve)?. La no ecualización podría ayudar a prevenir la formación de hidratos. Al abrir la manga deslizante sin ecualización, podría aumentar la velocidad con que se saca la tubería fuera del pozo. La profundidad y el peso de los fluidos dentro y fuera de la manga deslizante no afectan la operación. La ecualización es necesaria para evitar que estalle a herramienta de abrir y cerrar.

En una operación de reparación, todos los arietes deberán cerrarse en 45 segundos o menos. Cierto. Falso.

¿Qué pieza del equipo se ajusta fácilmente para controlar la contrapresión en un pozo, pero requiere que esta manipulación se haga de forma remota?. Válvula de Seguridad de Apertura Plena. Estrangulador fijo. Estrangulador manual ajustable. Estrangulador remoto ajustable.

Un procedimiento de entrenamiento garantiza que el personal esté familiarizado con las prácticas operativas correctas que deben seguirse en el uso del equipo de control de pozos para la prevención de reventones. Cierto. Falso.

¿Cuál es un riesgo potencial cuando se baja un empaque (packer)?. Asentamiento prematuro. Efecto de pistoneo descendente en el pozo. Daño al sello del empaque. Todos los anteriores.

Al sacar la tubería con una empacadura (packer) en el fondo, se observa que hay flujo a través de la tubería. Después de instalar una FOSV (válvula de seguridad de apertura plena), ¿qué complicación podría producirse?. Pesadez de tubería. Expansión térmica. Fragilización. Liviandad de tubería.

Mientras realizaba trabajos dentro de la tubería y con las herramientas en la superficie, la válvula maestra superior no dio la cantidad correcta de vueltas para cerrarse. ¿Cuál sería el siguiente paso?. Abrir la válvula maestra superior, levantar las herramientas por encima de la válvula maestra inferior y cerrar la válvula maestra inferior. Cerrar la válvula de corona para verificar que la válvula maestra superior no funciona correctamente. Abrir la válvula maestra superior, levantar las herramientas por encima de la válvula maestra superior y cerrar la válvula maestra superior. Purgar la presión para desmontar el lubricador.

¿Cuál es el beneficio de tener barreras múltiples?. Aumenta las presiones que las barreras pueden soportar. Capacidad para asegurar el pozo en caso de que falle una barrera. Reduce la necesidad de inspecciones visuales. Producción múltiple desde el pozo.

Si los fluidos a ambos lados del tubo en U son iguales, la presión en la superficie debería ser. La misma. 0 psi. Más alta en tubería que en el revestidor. Más alta en el revestidor que en tubería.

¿Cómo se valida la integridad de un elemento de barrera mecánica en un pozo?. Se verifica mediante prueba de presión. Con base en la MAASP (presión anular máxima admisible en superficie). Se verifica mediante la documentación del Certificado de Cumplimiento (CdC). Se verifica con pruebas de taller.

¿Qué es una presión de cierre?. Diferencia entre presión de bomba aplicada y presión de formación. Presión total del pozo. Diferencia entre presión hidrostática y presión de formación. Todo lo anterior.

Después de matar el pozo y de que haya entrado un influjo adicional en el pozo, al sacar el influjo con circulación inversa, ¿cómo se controla la presión del fondo del pozo durante la puesta en marcha de la bomba (arranque de la bomba)?. Manteniendo constante la presión de la tubería con el estrangulador a medida que aumenta la velocidad de bombeo. Manteniendo constante la presión en el casing con el estrangulador a medida que aumenta la velocidad de bombeo. Eligiendo un ritmo de bombeo lento antes de iniciar la operación. Bombeando lo más rápido posible a medida que se abre el estrangulador para aumentar la presión de fricción anular.