Practica pozo 2

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

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

Usted ha descendido hasta el zapato flotador (float shoe) después de un trabajo de revestimiento y cementación. Las instrucciones indican circular hasta que el pozo quede limpio antes de penetrar (perforar) el zapato. ¿Por qué debería usted monitorear los niveles de piletas y el caudal durante esta operación?. Para determinar cuándo finaliza la circulación de fondo a superficie. Para fijarse si hay pérdidas mientras el cemento extra se va arrastrando fuera del pozo. Para monitorear la expansión térmica del cemento. Para verificar que el zapato flotador (float shoe) no tenga fugas.

¿Cuál es la función del estrangulador (choke) en el múltiple del estrangulador (choke, manifold)?. Purgar un alto volumen de fluido de la formación. Para crear una contrapresión cuando se ahoga un pozo. Para cerrar el pozo suavemente.

Después de que usted cerró el preventor anular, la presión del acumulador bajó pero no volvió a la presión operativa normal. El preventor (BOP) cerró y usted no puede ver ninguna fuga. ¿Cuál podría ser el problema?. El regulador del preventor anular está perdiendo con fuga hacia el tanque del reservorio. La bomba de carga del acumulador no ha arrancado para volver a poner la presión del acumulador en la presión correcta. La válvula del preventor anular de 3 posiciones no se ha movido. El regulador del preventor anular necesita ajustarse para llevar la presión del acumulador de vuelta a la presión correcta.

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

¿Qué es lo que mejor describe el efecto de la migración de gas en las presiones del pozo?. Todas las presiones aumentan. Todas las presiones disminuyen. Todas las presiones permanecen igual.

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

Si la válvula de seguridad de la bomba de lodo se abriera durante un ahogo de pozo, ¿Cuál de las siguientes acciones será la mejor para asegurar el pozo?. Parar la bomba y cerrar el estrangulador. Parar la bomba, cerrar el IBOP (válvula “preventor interno”) o la válvula de la Kelly, y cerrar el estrangulador (choke). Cerrar los arietes de cizallamiento, cerrar el estrangulador (choke). Colgar la sarta de perforación, cerrar los arietes ciegos / de cizallamiento, cerrar el estrangulador (choke).

¿Cuál de los siguientes indicadores pueden advertir que hay un aumento en la presión de formación?. RPM. El torque de la mesa rotatoria. Velocidad de Penetración (ROP). Todos los anteriores.

Durante una operación de ahogo se ajusta el estrangulador (choke) para aumentar la presión de la tubería de perforación (barras de sondeo) en 100 psi. Las EPM (SPM) se mantienen constantes. ¿Qué pasará con la presión en el zapato del casing?. Permanecerá constante. Disminuirá. Aumentará.

¿Qué debería hacerse cuando se desliza tubería hacia el pozo con preventor cerrado (stripping) a través del preventor anular?. Regular la presión de cierre del preventor anular a la mínima presión hidráulica que controle la presión del pozo. Abrir el estrangulador (choke) para reducir la presión del pozo mientras la junta de tubos pasa por el preventor anular. Aumentar la presión de cierre del preventor anular para reducir fugas (pérdidas). Junta de los tubos quede debajo del anular y repetir para cada junta de tubos (barras).

Usted está desalojando una surgencia en un pozo profundo y la presión interna del casing se acerca a la MAASP (presión máxima de casing admisible en superficie) mientras el influjo está aún en pozo abierto. ¿Cuál es la acción MÁS IMPORTANTE que hay que tomar?. Minimizar cualquier presión extra en el espacio anular sin permitir que la presión al fondo del pozo quede por debajo de la presión poral. Mantener la presión del casing en la MAASP abriendo el estrangulador (choke). Comenzar a bombear lodo por la sarta de perforación 1 ppg (lb/gal) más alta de lo que usted necesita para ahogar el pozo.

¿Qué datos de presión anormal mide normalmente el Mud Logger (técnico de registro de datos)?. Emboladas por minuto. Peso al gancho. Peso sobre el trépano. Nivel de gas en el lodo.

¿Qué es lo que indica la SIDPP (presión de cierre interna de tubería o barras) cuando se cierra un pozo porque hay una surgencia?. La diferencia entre la presión de formación y la presión hidrostática del fluido en la tubería de perforación (barras de sondeo). La presión atrapada provocada por haber cerrado el pozo. La diferencia entre la presión de formación y la presión hidrostática que provoca una fuga. La Presión Anular Máxima Admisible en Superficie.

¿Qué pasaría con la MAASP si disminuyera la Densidad del Lodo?. La MAASP disminuirá. La MAASP permanecerá igual. La MAASP aumentará.

Si un pozo se cierra con 0 psi SICP (presión de cierre interior de casing o PCIC) y 435 psi SIDPP (presión de cierre interior de tubería o barras, PCIT). ¿Cuál es la razón para tener cero SICP?. Hay una falla en la sarta de perforación. Hubo una succión (swabbed in, por pistoneo ascendente) en el pozo. El pozo se empaquetó (packed off) alrededor del ensamble de fondo (EDF, BHA). Se fracturó la formación en el zapato del casing.

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

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

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

En un taladro con preventores de superficie, ¿Qué presión se mantiene constante mientras la velocidad de bombeo se aumenta hasta la velocidad de ahogo (kill rate)?. La Presión Final de Circulación. La presión Interna del Casing. La presión de la tubería (barras de sondeo). La presión de fractura.

Usted ha bombeado Lodo para Matar (LPM, KWM) al trépano al comienzo de un método de Esperar y Densificar para ahogar el pozo. Se decide apagar las bombas y revisar las presiones. Usted observa que aún hay presiones en el manómetro de Tubería de Perforación (barras de sondeo). ¿Qué podría hacer usted?. El LPM (lodo para matar) ha provocado un sobre balance en el pozo, atrapando un exceso de presión. Fijarse si hay presión atrapada. Nada, debido al LPM hay un efecto de tubo en U provocando un aumento de la Presión de Tubería de Perforación. Continuar bombeando, el LPM no ha llegado a la superficie, por lo tanto la PCIT (SIDPP) no indicará cero.

¿Cuál es la verdad sobre los Métodos del Perforador y de Esperar y Densificar si se tomara una surgencia después de perforar en una zona sobrepresurizada?. El Método del Perforador requiere 2 circulaciones pero el Método de Esperar y Densificar requiere solo una circulación. El Método de Esperar y Densificar involucra desalojar el influjo circulando mientras se bombea densidad de lodo original. El Método del Perforador involucra desalojar el influjo circulando mientras se bombea lodo para matar hasta el trépano. El Método de Esperar y Densificar siempre tendrá presiones más bajas en el zapato del casing que el Método del Perforador.

¿Qué puede provocar una surgencia cuando se baja al pozo?. Condicionar el lodo antes de bajar casing. Succión (swabbing) de la formación. Mantener el casing lleno de lodo. Pérdidas inducidas por compresión (surging) causan una caída en el nivel del lodo.

¿Cuál es una práctica correcta cuando se lleva a cabo la segunda circulación del Método del Perforador? (No ha quedado nada del influjo en el pozo). Llevar las bombas hasta la velocidad apropiada manteniendo constante la presión de la tubería de perforación (barras de sondeo). Una vez que llegó el fluido de matar al trépano, cerrar el pozo y fijarse si las presiones de tubería y casing son iguales. Mantener la presión de tubería (barras) constante una vez que el fluido de matar está en el trépano. Mantener la presión en tubería (barras) constante durante toda la segunda circulación.

Cuando se bombea la primera circulación del Método del Perforador, ¿Qué ocurrirá con el volumen en las piletas de lodo mientras el gas circula y asciende por el pozo?. Disminuirá. Aumentará. Permanecerá igual.

Usted está perforando con un trépano de 12 1/4 pulgadas con una velocidad de penetración promedio de 45 pies /hora. Durante los últimos 60 minutos no hubo cambios en el nivel de las piletas. ¿Qué puede estar pasando en el pozo?. Todo va bien cuando el nivel de las piletas es constante. Usted puede estar ganando algo de fluido de formación. Usted puede estar perdiendo algo de lodo hacia la formación.

En el panel del Perforador operado con aire para un preventor (BOP) de superficie, el preventor tipo ariete está cerrado y se observó lo siguiente: • La luz de abierto se apagó. • La luz de cerrado se encendió. • La presión en el preventor anular no cambió. • La presión del múltiple (manifold) bajó y luego volvió a la posición original. • La presión del acumulador bajó a 2500 psi y permaneció constante. ¿Cuál es la causa más probable del problema?. Los interruptores de posición eléctrica están funcionando mal. Hay un bloqueo en la línea hidráulica que conecta el preventor (UBOP) a la unidad de control del preventor. La válvula selectora (válvula de 3 posiciones / 4 direcciones está trabada en posición de abierta. El interruptor de presión o las bombas en la unidad de control de preventores (BOP) no funcionó.

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

Si el sensor de flujo mostro de repente una pérdida total de retornos y no puede verse nada de lodo en el anular, ¿Qué es lo más conveniente hacer?. Bombear más rápido agregando material obturante(LCM). Cerrar el pozo y observar las presiones. Parar todo el bombeo y esperar órdenes. Llenar el anular desde arriba con fluido base y monitorear.

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

La primera circulación del Método del Perforador se completó correctamente y las bombas se apagaron. La Presión de Cierre Interna de Casing (PCIC, SICP) marca 300 psi más que la Presión de Cierre Interna de Tubería (barras) (PCIT O o SIDPP). ¿Qué acción debería tomar usted?. Continuar circulando y aumentar la presión de la bomba en 300 psi con el estrangulador (choke). Bombear lodo para matar hasta el trépano manteniendo constante la presión del casing. Reanudar la circulación y continuar hasta que el influjo esté fuera del pozo y la PCIC y la PCIT (SICP y SIDPP) estén iguales. Purgar la PCIC hasta que se iguale con la PCIT.

Si el pozo está fluyendo durante una conexión y se sospecha que hay “balonamiento” (“ballooning”), ¿cuál es la acción más segura y prudente que puede tomar el Perforador?. Seguir los procedimientos de cierre, registrar presiones, ganancia en piletas y luego notificar al Supervisor. Completar la conexión y reanudar las operaciones de perforación para parar el flujo. Dejar de perforar y circular fondo a superficie a un caudal reducido de bombeo. Medir el tiempo que toma para que 5 bbls de lodo fluyan al tanque de viaje, luego cerrar el pozo.

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

¿Por qué es importante detectar una surgencia lo más pronto posible?. Para reducir la Densidad del Lodo para Ahogar requerido para matar el pozo. Para minimizar la presión sobre la superficie del casing durante la operación de ahogo. Para permitir que pueda usarse el método Volumétrico. Para evitar la expansión del gas mientras se lo hace circular hacia arriba por el anular.

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

Si se quebrara la manguera de la mesa rotatoria durante una operación de ahogo ¿Qué es lo primero que habría que hacer?. Cerrar el estrangulador (choke). Parar la bomba, cerrar la válvula de seguridad de apertura plena en la sarta de perforación y cerrar el estrangulador (choke). Prepararse para una circulación inversa. Cerrar los arietes de Cizallamiento.

El manómetro de presión interna del casing en el panel remoto del estrangulador (choke) indica 350 psi. El manómetro de presión interna del casing en el múltiple (manifold) del estrangulador (choke) indica 650 psi. ¿Qué acción deberá emprenderse?. Comenzar el ahogo (kill) usando 350 psi porque es el estrangulador remoto el que se usará durante la operación de ahogo (kill). Usar la presión promedio de 500 psi para comenzar el ahogo (kill). Investigar el motivo de la diferencia. Comenzar el ahogo (kill) usando 650 psi porque se necesita sobre balance (overbalance) para la operación de matar (ahogar) el pozo.

¿Qué pasa con el volumen en las piletas de lodo mientras el gas se hace circular hacia arriba del pozo cuando se está ahogando (matando) un pozo?. El volumen aumenta. El volumen permanece igual. El volumen disminuye.

¿Cómo sabe usted que un flotador de auto llenado está tapado?. Los retornos durante el monitoreo del viaje disminuirán hasta igualar el desplazamiento a sarta cerrada en el fondo (desplazamiento más capacidad interna). Aumenta el peso al gancho. Aumenta el tiempo de bajar al pozo. Los retornos durante el monitoreo del viaje aumentarán hasta igualar el desplazamiento a sarta cerrada en el fondo (desplazamiento más capacidad interna).

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

¿Qué puede provocar un tamaño más grande de surgencia y una mayor Presión de Cierre de Interior de Casing (SICP)?. La permeabilidad de la formación. Resistencia de la formación. Balonamiento. La porosidad de la formación.

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

A medida que usted perfora y avanza con la profundidad del pozo, ¿Qué sucede con el volumen máximo admisible de surgencia de gas que puede tomarse en el fondo y desalojarse circulando sin fracturar la formación? (Suponer que todos los demás parámetros de perforación y de la formación permanecen iguales). Disminuye. Aumenta. Queda igual.

Su densidad de lodo actual es de 11.5 ppg (lb/gal). Se le indica que bombee una píldora de 35 bbl con densidad 13.5 ppg (lb/gal). La capacidad de su tubería (barra) de perforación es de 0.0178 bbl/pie. ¿Cuál es el volumen total que retorna a superficie?. 41 bbl. 30 bbl. 70 bbl. 62 bbl.

Usted está deslizando tubería a preventor cerrado (stripping) por el preventor anular y purgando el desplazamiento de tubería a fondo cerrado (capacidad más desplazamiento del metal). ¿Cómo verifica la integridad del preventor anular durante el proceso de desplazamiento (stripping)?. Rotar lentamente mientras se desliza al pozo con preventor cerrado para reducir el desgaste del preventor anular. Hacer que un miembro de la cuadrilla de perforación mire el pozo y se fije si hay fugas cuando se mueve la tubería. Monitorear el canal de salida (línea de flote, flowline) sobre el tanque de viajes para fijarse si hay fugas por el preventor anular. Hacer pasar un retén limpiador de goma por debajo de la mesa rotatoria para que actúe como respaldo del preventor anular.

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

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

¿Qué efecto tiene un aumento de la temperatura sobre la densidad de un fluido?. Aumentará la densidad del fluido. No tendrá efecto alguno sobre la densidad del fluido. Reducirá la densidad del fluido.

¿Qué práctica conviene aplicar si hay un aumento significativo del gas de conexión?. Considerar un aumento de la densidad de lodo. Agregar viscosificantes para aumentar el esfuerzo de geles. Continuar perforando con velocidad de penetración reducida. Considerar una reducción de la densidad de lodo.

Cuando se usa el Método de Esperar y Densificar para circular lodo para matar (ahogar) hasta el trépano, la presión de tubería (barras) debería: Quedar igual. Disminuir lentamente. Aumentar lentamente.

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

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

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

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

Se está haciendo circular una surgencia desde el pozo usando el Método del Perforador en un equipo de perforación con preventores de superficie. Cuando la surgencia está en la sección del pozo abierto se decide parar las bombas y cerrar el pozo. Antes del cierre la presión de bombeo = 800 psi y la presión interna de casing = 450 psi. Luego de cerrar la SICP (presión interna de cierre de casing) = 550 psi. ¿Cuál podría ser la causa de esta presión interna de casing más alta?. El lodo en el pozo se está enfriando. El lodo para ahogar es demasiado liviano provocando el aumento de presión. La presión quedo atrapada durante el cierre. El lodo para ahogar es demasiado alto provocando el aumento de presión.

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

Una pérdida de Densidad Equivalente de Circulación (DEC, ECD) puede ser una indicación de que el pozo está bajo balance (sub balanceado, underbalance). ¿Qué herramienta de fondo de pozo sería la mejor elección para medir DEC (densidad equivalente de circulación, ECD) mientras se perfora?. Una Herramienta Estabilizadora de Calibre Ajustable (AGS por adjustable gauge stabilizer). Una herramienta rotatoria orientable (steerable). Cualquier herramienta de tipo “Memoria”. Una herramienta de Presión Mientras se Perfora (PWD, presure while drilling).

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

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

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

Durante la perforación ocurrieron pérdidas severas. Se apagaron las bombas y no se podía ver el lodo en el pozo. Entonces el pozo se llenó hasta el tope con agua y permaneció estático. Densidad del lodo = 12 ppg (lb/gal) Densidad de la salmuera = 8.6 ppg (lb/gal) Altura de la columna de agua en el espacio anular = 150 pies. ¿Cuál es la reducción de la presión al fondo del pozo con 150 pies de agua comparada con la presión antes de las pérdidas?. 30 psi. 67 psi. 26 psi. 94 psi.

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

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

Usted está realizando una operación de casing y cementación. La bomba de cemento está bombeando cemento por el casing, ¿Qué debería pasar al nivel de piletas activas durante esta etapa de la operación?. El nivel de las piletas permanecerá constante. El nivel en piletas aumentará. El nivel en piletas disminuirá.

¿Cómo queda afectada la presión al fondo del pozo (BHP) cuando las lutitas suaves se desintegran en el lodo e incrementan la viscosidad?. La BHP aumentará. La BHP permanecerá igual. La BHP disminuirá.

Cuando se perfora en una zona de transición a una formación con presión anormal, ¿Qué cambios esperará ver usted en el lodo?. Aumento de la densidad del lodo. Reducción del filtrado del lodo. Aumento de salinidad en un lodo a base de agua dulce. Disminución del contenido del gas.

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

¿Por qué hay que matar (ahogar) el pozo a una velocidad reducida de bombeo?. Para determinar la velocidad de la bomba para desplazar cemento. Para evitar el estallido del casing. Para parar la rotación del motor de fondo durante la operación de ahogo de un pozo. Para minimizar los efectos de la pérdida de presión anular.

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

Durante una perforación de ahogo se ajusta el estrangulador (choke) para aumentar la presión de la tubería de perforación (barras de sondeo) en 100 psi. Las EPM (SPM) se mantienen constantes. ¿Qué pasará con la presión al fondo del pozo?. Permanecerá constante. Disminuirá. Aumentará.

¿Cuál de los siguientes afecta la Presión de Cierre Interna de la Tubería de Perforación (barras de sondeo)?. Volumen anular de trépano al zapato. El gradiente del influjo. Tamaño del influjo en el espacio anular. Presión del fluido de la formación.

¿Cuál de las siguientes es una posible señal de advertencia de un aumento en la presión de formación?. Disminución del gas de fondo. Disminución gradual en la Velocidad de Penetración (VDP, ROP). Aumento del gas de conexión. Aumento de la densidad de la lutita (esquistos).

Durante la segunda circulación del Método del Perforador con fluido de ahogar circulando por el espacio anular, la presión en la tubería (barras) comienza a aumentar rápidamente y no responde a los ajustes en el estrangulador (choke). La presión del casing disminuye rápidamente. ¿Cuál es la causa más probable para que ocurra esto?. Se ha tapado una boquilla del trépano. La velocidad de la bomba ha aumentado. La fricción en el espacio anular ha aumentado con el lodo para ahogar (kill, mud). El espacio anular está empaquetado (packed off).

Mientras se perfora a una velocidad de penetración constante, la carga de recortes (cuttings) sobre las zarandas aumentó y éstas no pueden copar con la cantidad de recortes que retornan del pozo. ¿Qué es lo más seguro que conviene hacer?. Fijarse si el pozo está fluyendo. Si no hay flujo, circular de fondo a superficie a velocidad reducida para que las zarandas puedan controlar el volumen de recortes. Fijarse si el pozo fluye. Si no hay flujo, continuar perforando a la misma velocidad de penetración (ROP). Fijarse si el pozo fluye. Si no hay flujo, continuar a la misma velocidad de penetración (ROP). Permitir que la mitad de los retornos de lodo se salteen (evadan) las zarandas. Reducir velocidad de las bombas hasta que las zarandas puedan copar con la cantidad de recortes que retornan y continuar perforando.

¿Cuál de las siguientes situaciones NO requiere revisar para ver si el pozo fluye?. 10 % de aumento en la velocidad de penetración (ROP) por 10 pies. 50 % de aumento en la velocidad de penetración (ROP) por 5 pies. Después de que el perforador ha aumentado el peso sobre el trépano. Después de bajar la sarta al fondo del pozo.

¿Cuál es la definición correcta de permeabilidad?. La presión del fluido en el espacio poral. La cantidad de roca sólida en la formación. La capacidad de los fluidos de formación de moverse a través de la roca. La densidad de los fluidos de la formación.

Se cierra un pozo. ¿Cuál es la presión de cierre del casing (revestidor) en este tubo en U (vaso comunicante) estático? Información del pozo: La presión interna de tubería (barras de sondeo) indica 0 psi ( no hay válvula de flotador en la sarta). Profundidad del pozo= 7.000 PM (MD) La sarta de la perforación está llena de lodo de 9.7 ppg ( lb/gal) El espacio anular está lleno de una mezcla de gas y lodo de 6.0 ppg. 1347 psi. 1390 psi. 4920 psi. 3530 psi.

Usted ha bombeado Lodo para Matar (LPM, KWM) al trépano al comienzo de un método de Esperar y Densificar para ahogar el pozo. Se decide apagar las bombas y revisar las presiones. Usted observa que aún hay presión en el manómetro de la Tubería de Perforación (barras de sondeo). Usted se fijó si había presión atrapada, pero la presión de la Tubería de Perforación regresó al mismo valor. ¿Qué podría hacer usted?. El LPM (lodo para matar) ha provocado un sobre balance en el pozo, atrapando un exceso de presión. Circular algunas emboladas más, luego cerrar el pozo y fijarse otra vez. Nada, debido al LPM hay un efecto de tubo en U provocando un aumento de la Presión de Tubería de Perforación. Continuar bombeando, el LPM (lodo para matar) no ha llegado a la superficie, por lo tanto el pozo no está ahogado.

¿Cómo puede saber usted la diferencia entre una surgencia y una formación que hace balonamiento?. Si usted purga algo de la presión de cierre y luego vuelve a cerrar el pozo, la presión volverá a levantarse con una surgencia, pero no con balonamiento. Habrá presiones de cierre para una surgencia, ninguna presión para balonamiento. Una formación que hace balonamiento siempre generará una ganancia en piletas pero ese no es el caso para una surgencia. No podrá saber la diferencia entre ambos hasta que bombee de fondo a superficie.

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

¿Cuál es la causa más común de las presiones de formación anormalmente altas en todo el mundo?. Arenas agotadas (depleted). Capas de carbonatos. Fluidos atrapados en lutitas (esquistos). Fracturas en caliza.

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

Usted cierra el pozo por una surgencia pero no sabe cuál es la presión a velocidad reducida de bombeo. ¿Qué procedimiento debería usar usted para obtener la presión inicial de circulación (PIC, ICP) correcta?. Llamar al Mud Logger (técnico de registros geológicos) y solicitar el mejor cálculo posible de la Presión Inicial de Circulación para usar durante el ahogo del pozo. Seguir el procedimiento de arranque correcto. Leer la presión en el manómetro de tubería de perforación (barras de sondeo), restando cualquier presión sobre balance o de margen de seguridad. Esta es la PIC (presión inicial de circulación, ICP). Usar la PCIT (SIDPP) como presión de circulación. Seleccione la presión a velocidad reducida de la bomba que tomó con el ultimo ensamble de fondo (EDF, BHA) en el pozo y más cercano a la profundidad donde tuvo lugar la surgencia. Agregue 100 psi a este valor como margen de seguridad.

Usted está fuera del pozo cambiando el trépano cuando el pozo comienza a fluir. ¿Qué acción deberá tomar para asegurar el pozo?. Bajar un tiro de portamechas y cerrar el preventor anular. Cerrar el desviador (diverter) y forzar el lodo para ahogar (matar) por la línea para matar. Cerrar los arietes Ciegos/de Cizallamiento. Bajar un tiro de tubería (barras) o de tubería pesada y cerrar los preventores tipo arietes para tubería.

¿Qué cambios en la presión de la bomba se observarán después de una circulación completa si la densidad del lodo se reduce?. La presión de la bomba aumentará. La presión de la bomba permanecerá igual. La presión de la bomba disminuirá.

Usted está ahogando un pozo. ¿Cuál es la mejor acción a tomar si falla la bomba?. Cerrar el pozo. Cambiar inmediatamente a otra bomba. Abrir el estrangulador (choke) para reducir la presión del casing. Cerrar el estrangulador (choke) para aumentar la presión del casing.

¿Cuál es la función principal de un desviador (diverter)?. Para actuar como sistema de respaldo por si fallara el preventor anular. Crear una contrapresión suficiente para que los fluidos de la formación dejen de entrar al pozo. Orientar los fluidos de la formación hacia una distancia prudente del piso de perforación. Cerrar el pozo cuando hay una surgencia cerca de la superficie.

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

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

¿Qué afecta la MAASP?. La presión máxima de la bomba. La densidad de lodo en el pozo. La viscosidad y el filtrado del lodo. El esfuerzo de geles de lodo.

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

Si se succiona (por pistoneo ascendente) una surgencia cuando se está haciendo un viaje ¿Qué tipo de barrera fue la que falló?. Barrera primaria (hidrostática). Barrera mecánica permanente. Barrera de cemento. Barrera mecánica temporaria.

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

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

Usted está perforando a 80 pies/ hora. Diámetro del trépano = 12 1/4 pulgadas Capacidad de pozo abierto= 0.1458 bbls/pie Capacidad del casing= 0.152 bbls/pie Capacidad de la tubería (barra) de perforación= 0.0178 bbl/pie Desplazamiento de la tubería (barra) de perforación= 0.008 bbl/pie El nivel de las piletas ha descendido 23 bbls en la última hora. ¿Qué acción tomaría usted?. Parar la perforación y fijarse si el pozo fluye, usted puede estar tomando un influjo (amargo, kick). Reducir la velocidad de penetración a 50 pies/hora. Continuar perforando, todo va bien con el nivel en las piletas. Informar al supervisor de que usted tiene pérdidas parciales.

¿Cuál de las siguientes oraciones sobre empaque de junta tórica (junta de anillo) es la correcta?. Los empaques de junta tórica tipo BX proporcionan un sello activado por la presión. La misma dureza de metal se usa para empaques de junta tórica y surcos del anillo. Los empaques de junta tórica están diseñados para usarse más de una vez. Solo empaques RX pueden usarse con bridas tipo BX.

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

¿Cuál de las siguientes acciones deberá tomarse cuando se perfora a través de una zona de transición?. Identificar características y tendencias de retorno de flujo durante las conexiones. Aumentar el tiempo entre mediciones de la densidad del lodo. Aumentar el peso sobre el trépano. Reducir Revoluciones por Minuto (RPM).

¿Qué pasaría si una válvula de auto llenado (de tipo tubo de auto llenado) falla y no se convierte en una válvula de retención?. El cemento no puede bombearse por el interior del casing. El cemento deberá hacerse circular con circulación inversa. Habrá que mantener la presión sobre el espacio anular para evitar efecto de tubo en U. Los fluidos del espacio anular o de la formación pueden meterse en el casing.