Mientras se realiza una verificación de flujo despues de un cambio en la velocidad de penetracion, el tanque de viajes aumenta dos barriles en cuatro minutos. ¿Que accion debera emprenderse?
Comenzar a circular el fondo a superficie. Cerrar el pozo Monitorear el pozo por otros 4 minutos para ver si el pozo aun esta fluyendo. Volver a perforar porque la ganancia se debe a cambios de temperatura en el pozo.
El perforador esta bajando al pozo y monitoreando el pozo con el tanque de viajes durante las ultimas 5 paradas (tiro, estands) el tanque de viajes ha ganado 3 barrilles mas que el volumen calculado. ¿Qué deberia hacer el perforador? Seguir sacando la sarta, pero fijarse si hay fugas en las valvulas del tanque de viajes. Continuar bajando al fondo de modo que pueda ahogarse(matarse) el pozo. Sacar 5 paradas mas y si los numeros se emparejan. Alertar a la cuadrilla de perforacion y fijarse si el pozo fluye.
El torrero(chango, encuellador, derrickman) indica que habido un aumento de 10 bbl en los tanques(piletas) durante los ultimos 15 minutos ¿Cual es la accion mas segura que puede tomar el perforador? Llamar al Toopusher(capataz de sondeo) para pedir consejos. Pedir al Torrero (chango, encuellador, derrickman) que se fije si hubo alguna transferencia de lodo. Informar al ingeniero de lodos(inyeccionista) Fijarse para ver si hay flujo.
Si se nota un indicador positivo de amago(surgencia, kick) al revisar el caudal de salida, ¿Cul deberia ser la primera acción del perforador? Llamar al Toolpusher (capataz de sondeo) para pedir instrucciones. Cerrar el pozo inmdiatamente y proteger el pozo. Continuar perforando otros cinco(5) pies y luego cerrar el pozo. Continuar monitoreando el pozo para ver si fluye. Si el flujo continua, cerrar el pozo despues de una ganancia de 5bbl.
¿Qué acción deberá emprender un Perforador si se registra un repentino aumento en el nivel del gas de lodo? Fijarse si hay flujo y llamar al Supervisor Parar la perforación, circular de fondo a superficie, registrar los niveles de gas e informar a su supervisor. Solicitar al ingeniero de Lodos(inyeccionista) que aumente la densidad del lodo en 0.3 ppg (lb/gal) Aumentar la velocidad de penetración para minimizar las señales de advertencia.
Luego de accionar el control del preventor anular a la posición de cerrado, la luz de abierto se apaga, pero la luz de cerrado no se enciende. El manómetro de la presión del preventor anular baja y luego retorna a la presión correcta. ¿Qué ha ocurrido? La línea hidráulica de cierre al preventor (BOP) esta tapada La válvula de 4 sentidos en la unidad hidráulica de cierre fallo en desplazarse Hay una fuga en la línea hidráulica al preventor (BOP) El circuito o el foco (lamparita) de luz de cerrado han fallado.
7. Se ha operado una función desde el panel remoto. La luz de abierto se paga y la luz de cerrado se enciende, pero la presión en el manómetro no bajo. ¿Cuál es la causa probable del problema? Una fuga en el sistema La línea de cierre esta bloqueada La presión de aire es demasiado baja El interruptor de presión esta fallando.
8. Usted cierra un preventor tipo arietes usando el panel remoto de preventores (BOP).
La luz de arietes abiertos se apaga y se ilumina la luz de cerrado, pero usted advierte que las presiones del acumulador y del múltiple (manifold) han permanecido estáticas. ¿Qué ha ocurrido? La válvula de arietes de 3 posiciones y 4 sentidos en el acumulador no se ha movido. Posible bloqueo en la línea entre la unidad del acumulador y la sarta de preventores (BOP) La válvula maestra no se mantuvo apretada hacia abajo por 5 segundos. No hay aire en el panel.
9. En el sistema de control hidráulico de pre ventor, el preventor anular se cierra en el panel remoto de pre ventor del perforador. La luz de abierto se apaga y la luz de cerrado se ilumina. ¿Qué indica esto? Se ha activado un micro interruptor en la parte posterior del panel de preventores montado en el piso de perforación, indicando que el preventor anular está en posición cerrada. El preventor anular se ha cerrado Se ha enviado una señal a la unidad reguladora del preventor anular. Ha funcionado la válvula del preventor anular de 4 sentidos y 3 posiciones en el acumulador.
DIA 1 PARTE 1
10. Cual de las siguientes oraciones sobre empaques tipo O-ring (anillo de goma) es la correcta? Los empaques de O-ring están diseñados para usarse muchas veces. Los empaques de O-ring RX y BX proporcionan un sello activado por la presión. Los empaques de O -ring R y RX tienen la misma forma Debe aplicarse mucha grasa cuando se colocan las juntas tipo O-ring.
11. ¿Por qué es importante para miembros del equipo de trabajo informar inmediatamente al Perforador si ven cualquier potencial de problemas de control del pozo? Para permitir al perforador inhabilitar las alarmas de los tanques (piletas) y de caudal (gasto) de flujo. Para ayudar al Perforador a reconocer señales de advertencia de amagos(surgencias kicks) Para permitir al Perforador que aumente la velocidad de penetración Para permitir al Perforador que aumente la velocidad de viaje.
12. . Usted tiene una válvula preventora interna (inside BOP) con una conexión NC38 macho/hembra. La sarta de perforación consiste en:
Tubería (barras) de 3 ½ pulgadas (N38)
Drill Collars (portamechas) de 4 ¾ pulgadas (NC35).
¿Cuál de los siguientes adaptadores (crossovers) tiene que haber en el piso del taladro mientras de hace un viaje? NC38 hembra x NC35 macho NC38 hembra x NC50 macho NC46 hembra x NC35 macho NC46 hembra x NC38 macho.
13. Cuando se prueba un conjunto de preventores de superficie con un tapon de pruebas (test plug), ¿Por qué las válvulas de salida lateral debajo del tapon deben mantenerse en posición abierta? Porque la prueba creara pesos extremos al gancho Por el potencial de daño a la cabeza del pozo / casing /pozo abierto. Porque se necesitará una circulación inversa para librar el tapón de prueba Para evitar un bloqueo de presión. .
14. ¿Qué dato es importante conocer si hay arietes de cizallamiento en el conjunto de preventores (BOP)? La presión de apertura El peso de colgar El tamaño y la resistencia de los tubulares que los arietes pueden cizallar.
15. ¿Porqué es importante reducir la presión de cierre hidráulico regulado para el preventor (BOP) anular antes de bajar un casing de gran diámetro? Para evitar el colapso del casing durante el cierre Para reducir el tiempo de cierre Para preparar un cierre suave.
16. Un amago (kick) es: Un flujo descontrolado de fluidos de formacion a la superficie. El aumento de la presión en el fondo cuando arrancan las bombas Un influjo de fluidos de formación hacia el pozo El aumento de la presión de cierre debido a la migracion de gas.
17. ¿Cuál es la función del botón o manivela maestro ("empujar para operar") en el panel remoto de los preventores (BOP)? Para permitir que las funciones en el panel remoto del Perforador se tornen activas. Ajustar la presión operativa de los arietes de tubería Activar la energía (electricidad) para controlar las bombas de carga de la unidad. Activar las luces.
18. ¿Cuál es la función de los Arietes Ciegos de tubería (Blind Rams)? Para colgar la sarta de perforación durante un ahogo Para cortar la sarta de perforación y sellar el pozo. Como respaldo del preventor anular Para sellar el pozo abierto.
19. Cuando se mata un pozo ¿Por qué no se usa un Desgasificador de Vacío en vez de un Separador de Lodo y Gas? Porque sólo puede remover gas en solución. Porque no esta ubicado en un área a prueba de explosiones. Porque los recortes (cuttings) deben removerse primero. Porque tiene limitaciones de volumen.
20. ¿Por qué la presión que se acumula en el Separador de Lodo y Gas puede ser peligrosa? Aumentará el riesgo de pérdida de circulación. Afectará la presión interna de la tubería de perforación (barras de sondeo) Permitirá que el gas sople por la Línea de Venteo. Puede forzar al gas a entrar en el área de zarandas (temblorinas).
DIA 1 PROCEDIMIENTO DE CIERRE TABLA
21. Mientras se baja al pozo a 6000 pies, un chequeo de flujo da positivo. El procedimiento del taladro es cerrar el pozo usando el procedimiento de cierre duro. ¿Cuál es el procedimiento correcto para cerrar el pozo? Abrir la válvula HCR y el estrangulador (choke), cerrar el preventor (BOP), insertar la válvula de seguridad de apertura plena, cerrar el estrangulador, registrar la presión. Insertar la válvula de seguridad de apertura plena, abrir la válvula HCR y el estrangulador (choke), cerrar el preventor (BOP), cerrar la válvula de seguridad, registar la presión. Cerrar un preventor (BOP), calzar una válvula de seguridad de apertura plena, cerrar la válvula de seguridad, abrir el estrangulador (choke), registrar la presión. Insertar una válvula de seguridad de apertura plena, cerrar la válvula de seguridad, cerrar el preventor (BOP), abrir la válvula HCR, registrar la presión.
DIA 1 PARTE II
22. ¿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. Cerrar el desviador (diverter) y monitorear la linea de venteo. Alinear el tanque de viajes para monitorear el flujo por encima de los preventores cerrados Observar visualmente mirando a través de la mesa rotatoria.
23. Mientras se baja al pozo a 6000 pies, un chequeo de flujo da positivo. El procedimiento dal taladro es cerrar el pozo usando el procedimiento de cierre duro.
¿Cuál es el procedimiento correcto para cerrar el pozo? Abrir la valvula HCR y el estrangulador (choke), cerrar el preventor (BOP), insertar la válvula de seguridad de apertura plena, cerrar el estrangulador, registrar la presión. Insertar la válvula de seguridad de apertura plena, abrir la válvula HCR y el estrangulador (choke), cerrar el preventor (BOP), cerrar la válvula de seguridad, registrar la presión. Cerrar un preventor (BOP), calzar una válvula de seguridad de apertura plena, cerrar la válvula de seguridad, abrir el estrangulador (choke), registrar la presión. Insertar una válvula de seguridad de apertura plena, cerrar la válvula de seguridad, cerrar el preventor (BOP), abrir la válvula HCR, registrar la presión.
24. Mientras se bombea a 50 Emboladas (Strokes) por Minuto (EPM, SPM) la presión en el manómetro del tubo vertical (standpipe) indica 1250 psi, ¿Cuál es aproximadamente la presión en el tubo vertical (standpipe) si usted aumenta la velocidad de la bomba a 60 EPM (SPM)? 868 psi 1800 psi 575 psi 1500 psi.
25. Se cierra un pozo. ¿Cuál es la presión del cierre del casing (revestidor) en este tubo en U (vaso comunicante) estático?
Información del pozo:
La presión interna de tubería (barras de sondeo) indica 0 psi (no hay válvula de flotador en la sarta)
Profundidad del Pozo = 7,000 PVV (TVD) / 7,225 PM (MD)
La sarta de perforación esta llena de lodo de 9.7 ppg (lb/gal)
El espacio anular está lleno de una mezcla de gas y lodo de 6.0 ppg (lb/gal) 4920 psi 1390 psi 1347 psi 3530 psi.
26. ¿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 procedimeintos de cambio de turno no se consideran importantes durante las operaciones de control de pozos. Asegurar la continuidad de las operaciones y transmitir información sobre las tendencias para identificar problemas potenciales. Para permitir que se asignen culpas en caso de un incidente durante las operaciones de ahogo.
27. Qué puede pasar si usted excede la Presión Anular Máxima Admisible en (MAASP)? La formación puede fracturarse. Se dañara la camisa de la bomba de lodo. El preventor anular quedará dañado Colapso del casing.
28. ¿Cuál es la definición de presión anormal de formación? Una presión que es más alta que la presión hidrostática que tiene una columna llena de agua de la formación. Una presión que difiere de la presión hidrostática que tiene una columna llena de petróleo (aceite) de la formación. Una presión que es igual a la presión hidrostática que tiene una columna de agua dulce. Una presión que difiere de la presión hidrostática que tiene una columna llena de gas de la formación.
29. ¿Cuál es la Presión Anular Máxima Admisible en Superficie (MAASP)? La máxima presión admisible en el manómetro de tubería (sondeo) durante una operación de ahogo. La presión total que provocará pérdidas hacia la formación menos la presión hidrostática del lodo. La máxima presión admisible en el fondo del pozo durante una operación de ahogo. La presión total aplicada en el zapato que provocará pérdidas.
30. ¿Cuál es la causa más común de las presiones de formación anormalmente altas en todo el mundo. Arenas agotadas (depleted) Fracturas en caliza Capas de carbonatos Fluido atrapado bajo una lutita (esquisito) impermeable.
31. ¿Qué es el porcentaje de espacio vacío en una formación? Permeabilidad Formación de baja presión Densidad de lutitas Porosidad.
32. La bomba se apaga, el pozo está fluyendo, y hay ganancias en las piletas (los tanques) de lodo. Se encienda la bomba de nuevo y la ganancia en las piletas (tanques) de lodo se detiene. ¿Por quése detiene la ganancia de volumen en los tanques (piletas) de lodo cuando la bomba está funcionando? La presión hidrostática de lodo es mayor que la presión de la formación. La densidad del lodo dentro de la tubería de perforación (barras de sondeo) está creando un sobre balance contra la presión de la formación. La presión de la bomba es mayor que la presión hidrostática del lodo. La pérdida de presión en el anular está creando un sobre balance contra la presión de la formación.
33. Una herramienta de Presión mientras se perfora (PWD) en el ensamble de Fondo del pozo puede proporcionar información que indica que hay un influjo mientras se perfora. ¿Qué información de una herramienta PWD (presión mientras se perfora) señalaría un influjo en el pozo? Un aumento de la Densidad Equivalente de Circulación (DEC, ECD) Un registro de peso sobre la Broca (WOB), Sacudidas y Torque Una indicación de azimut y elevación del pozo Una reducción de la Densidad Equivalente de Circulación (DEC, ECD).
DIA 1 PRESIÓN TOTAL AL ZAPATO TABLA
34. Durante la primera circulación del Método del perforador, se hace circular una burbuja de gas hacia arriba por el espacio anular encima del zapato del casing. La presión de tubería de perforación (barras de sondeo) se mantiene constante a la presión correcta. ¿ Qué ocurre con la presión en el zapato del casing? La presión en el zapato del casing aumenta La presión en el zapato del casing permanece constante La presión en el zapato del casing disminuye.
35. ¿ En qué punto durante una operación de control de un amago (arremetida) de gas esperaría usted la más alta presión justo debajo el zapato del revestidor? Cuando el tope del gas alcanza la superficie. Cuando el tope del influjo alcanza el zapato. Sólo durante el cierre inicial.
DIA 1 PARTE III
36. ¿Qué pasa con el volumen de gas en el pozo cuando un amago (surgencia, kick) de gas se hace circular apropiadamente y se desaloja del pozo. El volumen de gas permanecerá igual. El volumen de gas aumentará El volumen de gas disminuirá.
37.Cuando el pozo tiene un amago (surgencia, kick) ¿Qué práctica operativa conducirá a un influjo más grande cuando usted está cerrando el pozo? Simulacros regulares en los tanques para la cuadrilla de perforación. Capacitación regular para el torrero (encuellador, chango, derrickman) sobre las tareas de vigilar el nivel de los tanques (piletas) Probar las válvulas que se colocan sobre la sarta durante pruebas de preventores (BOP) Llamar al Toolpusher (capataz del sondeo) al piso de perforación antes de cerrar el pozo.
38. Si las presiónes de cierre son 600 psi para la SIDPP (cierre de interior de tubería o barra de sondeo) y 800 psi SICP (presión interna de cierre de casing) y ambas comienzan a aumentar lentamente mientras se prepara el lodo de ahogo (para matar) para un Metódo de esperar y Densificar, ¿Qué tipo de influjo hay en el pozo? Petróleo (aceite) Agua salada Agua dulce Gas.
39. ¿Por qué la presión del casing es generalmente más alta que la presión de cierre interna de tubería de perforacíon (barras de sondeo)? 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. Porque la línea del estrangulador (choke) es más amplia en diámetro que la línea de matar.
40. Un pozo se ha cerrado por un amago (surgencia, kick) y las presiones de cierre se han estabilizado. La SIDPP (presión de cierre interna de tubería o barras) indica 350 psi, la SICP (presión de cierre interna de casing) indica 900 psi, ¿Qué está sucediendo en el pozo? El pozo está balanceado, las presiones en el fondo están balanceadas en ambos lados del pozo. El pozo no está completamente lleno de lodo y hay más presión al fondo del pozo del lado de la tubería de perforación (barras de sondeo) El pozo no está balanceado, la presión al fondo del pozo (PFP, BHP) en el lado del espacio anular es más alta que el lado de la tubería (barras) del tubo en U. El pozo no está balanceado, la presión al fondo del pozo en el lado del espacio anular es más baja debido a la contaminación por parte de los fluidos de la formación.
41. Usted cierra un pozo por un amago (surgencia kick) con la broca (trépano) en el fondo. ¿La lectura de qué manómetro usa usted para calcular la presión de formación? EL manómetro de presión interna de la tubería (barras de sondeo) en el panel del perforador. El manómetro de presión interna del casing en el panel del estrangulador (choke) El manómetro de presión interna de la tubería (barras de sondeo) en el panel del estrangulador (choke) El manómetro del múltiple del estrangulador (choke manifold).
42. ¿Por qué es importante detectar un amago (surgencia, kick) lo más pronto posible? Minímizar el tamaño de un influjo resultará en una SICP más baja. Minimizar el tamaño de un influjo resultará en una SICP (presión de cierre interna de casing) más alta Minimizar el tamaño de un influjo resultará en una SIDPP (presión de cierre interna de tubería) más baja. Minimizar el tamaño de un influjo resultará en una SIDPP más alta.
DIA 1 TAREA
43. Luego de accionar el control del preventor anular a la posición de cerrado, la luz de abierto se apaga, pero la luz de cerrado no se enciende. El manómetro de la presión del preventor anular baja y luego retorna a la presión correcta. ¿Qué ha ocurrido? La línea hidráulica de cierre al preventor (BOP) está tapada. La válvula de 4 sentidos en la unidad hidráulica de cierre falló en desplazarse. Hay una fuga en la línea hidráulica al preventor (BOP). El circuito o el foco (lamparita) de luz de cerrado han fallado.
44. Mientras se prepara para un viaje fuera del pozo, el perforador está preocupado por la posibilidad de succionar (por pistoneo ascendiente de la sarta) un amago (surgencia, kick). El Perforador planea acondicionar el lodo y reducir la velocidad de sarta en el viaje. El margen de viaje estimado es de no más de 0.2 ppg (lb/gal). ¿Qué consejo de daría al Perforador para mínimizar el riesgo de succión? Bombear una píldora densa y prepararse para sacar tubería (barras) seca. Levantar sarta mientras se bombea hasta que la broca (trépano) está por encima del zapato. Hacer un viaje "con tubería llena" hasta el zapato y luego bombear una píldora. Bombear una píldora de agua salada en la tubría de perforación (barras de sondeo).
45. Su densidad de lodo (MW) actual es de 11.5 ppg (lb/gal). Se le indica que bombees 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/ple. ¿Cuantos pies de tubería (barra) seca tendrá después de haber bombeado? 34 pies 321 pies 84 pies 342 pies.
46. Usted esta perforando con una broca (trépano) de 12 1/4 pulgadas con una velocidad de penetración promedio de 95 pies/hora. Durante los ultimos 60 minutos no hubo cambios en el nivel de los tanques (piletas). ¿Qué acción tomaría usted? Prepararse para mezclar material obturante (LCM) porque usted puede estar perdiendo algo de lodo hacia la formación. Fijarse si el pozo fluye para averiguar por qué el volumen en tanques (piletas) es estable. Continuar perforando, todo va bien. Aumentar el peso sobre la broca (trépano) ahora que la velocidad de penetración está estable.
47. La píldora se bombea a la tubería de perforación (barra de sondeo), se apaga labomba y se cierra el pozo.
Densidad de lodo = 11 ppg (lb/gal)
Densidad de píldora = 13 ppg (lb/gal)
Longitud de la píldora = 1000 pies
Profundidad del pozo PM (MD) y PVV (TVD) = 8000 pies
¿Que presión verá usted en el manómetro de presión interna del Casing debido al efecto del tubo en U? 572 psi cero (0) psi 676 psi 104 psi.
48. Seleccionar la definición correcta de "relación de cierre" ("closing ratio") de un preventor tipo ariete. Presión operativa requerida para cerrar los arietes contra la presión máxima anticipada en el pozo. Presión operativa requerida para cerrar los arietes contra la presión de formación. Presión operativa requerida para abrir los arietes a la clasificación de presión nominal del preventor (BOP) Relación entre el área de empaque y el área del vástago del pistón.
49. ¿ Cuál indicador de amago (surgencia, kick) se detecta primero? Incremento de volumen en los tanques (piletas) Aumento de volumen en el tanque de viajes. Aumento del caudal (gasto) de salida. Aumento de la presión de la bomba.
50. Usted esta perforando. Otros pozos del área han experimentado formaciones con balonamiento (ballooning). Cuando apaga las bombas para hacer una conexión, el pozo fluye.
* Usted cierra el pozo con una ganancia de 6 barriles
* Las presiones de cierre se han estabilizado: SIDPP (PCT presión de cierre de tubería o barras) = 120 psi, SICP (PCC, presión de cierre del casing) = 180 psi.
*Usted purga 2 barriles de fluido por el estrangulador (choke) y vuelve a cerrar el pozo.
* SIDPP = 120 psy y SICP = 200 psi.
¿Qué es lo más probable que esté sucediendo en el pozo?
Influjo del fluido de la formación Pérdida de circulación Balonamiento (ballooning) del pozo Hidratos en el estrangulador (choke).
51. Usted ha estado perforando a un promedio de 20 pies /hora. La broca (trépano) ha hecho un cuarto del número estimado de horas de perforación. La herramienta MWD ( medación mientras se perfora) falla y usted saca la sarta fuera del pozo. Se decide reemplazar la MWD y bajar la misma broca al pozo. Al volver al fondo la penetración con el mismo peso sobre la broca promedia 64 pies/hora. ¿Qué acción podría usted tomar? Cerrar el pozo y circular de fondo a superficie. Fijarse si hay flujo del pozo y considerar una circulacion de fondo a superficie a través de la línea del estrangulador (choke line) Fijarse si hay flujo del pozo y considerar una circulacion de fondo a superficie a través de la línea del estrangulador (choke line) Reducir el peso sobre la broca (trépano) para llegar a un promedio de pies/hora.
Continuar perforando, el aumento en penetracion se debe a la nueva herramienta MWD.
52¿Cuál es la función de venteo /purga /linea de paso directo en el múltiple del estrangulador (choke manifold)? Facilitar un fácil manejo del estrangulador. Aplicar contrapresión mientras se controla un influjo (amago, surgencia, kick) Purgar un alto volumen de fluido de la formación saltenado (evadiendo) el estrangulador.
53. Cuando se prueba un conjunto de preventores de superficie con un tapón de pruebas. ¿Por qué las válvulas de salida lateral debajo del tapon deben mantenerse en pocision abierta? Para fijarse si hay un tapón de prueba con fugas Para evitar un bloqueo de presión Porque la prueba creará pasos extremos al gancho De otro modo, se necesitara una circulación inversa para librar el tapón de prueba.
54. ¿Por qué es una buena práctica durante durante el ahogo de un pozo monitorear la parte de arriba del pozo en el tanque de viajes? Para ver si hay un influjo secundario durante el ahogo. Para ver si hay pérdidas en el zapato Para monitorear los retornos desde el separador de lodo y gas Para ver si hay fugas por los preventores (BOP).
55. Usted opera el preventor anular, y ambos, el manómetro de presión en el preventor anular y el manómetro del acumulador, bajan, pero no regresan de vuelta a la presión normal. La bomba de carga está funcionando continuamente.
¿Qué fue lo que probablemente sucedió? La válvula de 3 posiciones no fue operada. Fuga en la línea de cierre del preventor anular. La valvulá maestra no fue operada La línea de cierre esta bloqueada.
56. ¿Qué término describe "un flujo descontrolado de fluidos de la formación perceptible en superficie o en el fondo del mar"? Reventón Formación fracturada Amago (surgencia, kick) Pérdida de circulación.
57. Mientras se realizaba una verificaciónn de flujo después de un cambio en la velocidad de penetración, el tanque de viajes aumenta 2 barrilles en 4 minutos. ¿Qué acción deberá emprenderse? Comenzar a circular de fondo a superficie. Cerrar el pozo Monitorear el pozo por otros 4 minutos para ver si el pozo aún está fluyendo. Volver a perforar porque la ganancia se debe a cambios de temperatura en el pozo.
58. ¿Cuál es la función principal del estrangulador (choke) en el sistema general de preventores (BOP)? Dirigir hidrocarburos a la antorcha Dirigir los fluidos del pozo al separador de lodo y gas Para generar contrapresión mientras se desaloja circulando un amago (surgencia, kick) Para cerrar el pozo suavemente .
59. ¿Cuál es el uso más común del Desgasificador de Vacío? Se usa como repuesto de emergencia en caso de que falle el "Separador de Gas y Lodo" (Poor Boy) Se usa principalmente para separar el gas de los líquidos mientras se hacen pruebas. Se usa para remover gas después de que se ha hecho circular lodo por las zarandas (temblorinas) Se usa sólo cuando se desaloja circulando un amago (surgencia, kick).
60. ¿Qué acción debería emprender un Perforador después de un cambio en la velocidad de penetración? Reducir el peso sobre la broca (trépano) Circular de fondo a superficie Reducir la velocidad de la bomba Fijarse si hay flujo.
61. ¿En qué par de manómetros del panel remoto de preventores esperaría usted ver una reducción de la presión cuando se esta cerrando el preventor anular? La presión del Acumulador y la presión anular La presión Anular y la presión del múltiple (Manifold) Presión del múltiple (Manifold) y presión del Acumulador La presión aire y la presión Múltiple (Manifold).
62. El manómetro de presión interna de tubería de perforación (barras de sondeo) en el panel remoto del estrangulador (choke) indica 350 psi. El manómetro de presión interna de tubería de perforación (barras de sondeo) en el múltiple (manifold) del tubo vertical (standpipe) indica 650 psi. ¿Qué acción deberá emprenderse? Investigar la diferencia Comenzar al ahogo (kill) usando 350 psi porque es el estrangulador remoto el que se usará durante la operación de ahogo (kill) Comenzar el ahogo (kill) usando 650 psi porque se necesita sobre el balance (overbalance) para la operación d ematar (ahogar) el pozo. Usar la presión promedio de 500 psi para comenzar el ahogo (kill).
63. ¿Cuál es apróximadamente la nueva presión de la bomba a 50 emboladas (strokes) por minuto (EPM, SPM) si la presión fue de 425 psi a 42 EPM (SPM)? 506 psi 602 psi 300 psi 357 psi.
64. Calcular la densidad equivalente de lodo que fracturará el zapato del casing usando el gráfico de prueba de admisión (goteo, leak-off) de más abajo. 13,7 ppg 14,2 ppg 14,1 ppg 13,9 ppg.
65. En la figura de abajo ¿Qué dimensión determina la máxima presión dentro del separador antes de que exista potencial para que el gas de formación. "salga volando" al área de las zarandas? La altura del cuerpo (H1) y el diámetro interno del cuerpo (D1) La longitud y el diámetro interno (D3) del tubo de entrada del tanque de amortiguación (buffer) al múltiple del estrangulador (choke) La altura del tubo sifón (dip tube) (H2) La longitud de la línea de venteo (H4) y su diámetro interno (D2).
66. Presión de admisión (goteo, leak - off) en superficie = 1000 psi
PVV(TVD) del Zapato del Casing = 7500
Densidad de lodo durante la prueba = 11 ppg (lb/gal)
¿Cuál es la presión de fractura en el zapato del casing? 6100 psi 5425 psi 5290 psi 4200 psi.
67. Usted bombea una píldora de 30 bbl con los siguientes parámetros:
Densidad de la píldora: 16,2 ppg (lb/gal)
Capacidad de tubería (barra de sondeo) de 5 pulgadas: 0,01776 psi/pie
Densidad de lodo: 15,2 ppg (lb/gal)
Profundidad del pozo: 12335 pies PM (MD) y 12121 pies PVV (TVD)
Cálcular cuánto lodo, además del volumen de la píldora, saldra del pozo por efecto del tubo en U. 2 bts 45 bts 5 bts 30 bts.
68. ¿Cuál es la función de los Arietes ciegos/de Cizallamiento de tuberia (Blind/shear Rams)? Como respaldo del preventor anular Para cortar la sarta de perforación y sellar el pozo Para cerrar el pozo si el Desviador (Diverter) falla Para colgar la sarta de perforación durante un ahogo.
69. Se ha operado una función desde el panel remoto. La luz de abierto se apaga y la luz de cerrado se enciende, pero la presión en el manómetro no bajó. ¿Cuál es la causa probable del problema? Una fuga en el sistema La línea de cierre está bloqueada La presión de aitre es demasiado baja EL interruptor de presión está fallando.
70. ¿Cuándo es más probable que usred se fije para ver si el pozo está fluyendo? Antes de que el ensamble de fondo (BHA) sea levantado a tráves de la sarta de preventores. Luego de medir la presión reducida de bombeo Después de un 5 1/2 de aumento de la velocidad de penetración. Después de que el perforador ha aumentado el peso sobre la broca (trépano).
71. ¿ Cómo se denomina la presión del fluido dentro de los espacios porales de la roca? Presión de fractura Presión hodrostática Presión de formación Presión total del pozo.
72. ¿Que herramienta es parte del Ensamble de Fondo del Pozo (EFP, bottorn hole assembly, BHA) y permite qe al pozo se le hagan registros eléctricos (perfilajes) y se monitoree durante las operaciones de perforación? La herramienta de perforación rotatoria y orientable (steerable, RSS) La herramienta de medición con un solo disparo (single shot survey tool) La herramienta de registro eléctrico (perfilaje, LWD) mientras se perfora. El motor hidráulico de lodo (motor de fondo, turbina de lodo).
73. ¿Cuál es uno de los peligros cuando un amago (surgencia, kick) de gas se hace circular por el múltiple del estrangulador (choke manifold)? El mayor volumen de gas puede sobrecargar el separador de lodo y gas. El mayor volumen de gas en el separador de lodo y gas aumentara la presión al fondo del pozo. El gas provocará un aumento de temperatura en el estrangulador (choke) remoto y dañara los sellos de goma (hule, caucho) El gas se transformará en líquido y aumentara el nivel de los tanques (piletas).
74. ¿Cuál de estas oraciones sobre el preventor anular es cierta? No permitirá que pasen las juntas de los tubos Diseñada para cerrar sobre un rango más amplio de tubos de perforación (barras de sondeo) que los arietes de tubería No esta deiseñado para sellar sobre una barra Kelly cuadrada u hexagonal. Esta diseñado para sellar alrededor de cualquier objeto que haya en el pozo.
75. ¿En cuales de las siguientes situaciones es ventajoso usar una válvula de flotador en la sarta de perforación? Para leer la presión interna de tubría de perforación (barras de sondeo) después de un amago (surgencia, kick) Para permitir una circulación inversa Para evitar contraflujo mientras se hace un viaje o durante una conexión. Para reducir la presión de compresión (surge) por efecto pistoneo hacia abajo.
76. El Perforador está bajando al pozo y monitoreando el pozo con el tanque de viajes. Durante las últimas 5 paradas (tiros, stands) el tanque de viajes ha ganado 3 barriles más que el volumen calculado. ¿Qué debería hacer el Perforador? a) Seguir sacando sarta pero fijarse si hay fugas en las válvulas del tanque de viajes. b) Continuar bajando al fondo de modo que pueda ahogarse (matarse) el pozo c) Sacar 5 paradas más y si los números se emparejan d) Alertar a la cuadrilla de perforación y fijarse si el pozo fluye.
77. ¿Cuál es la razón principal por medir la densidad y la viscosidad del lodo en el tanque (pileta) de succión? a) Proporciona datos del lodo antes de que éste se bombee al pozo b) Permite que se siga el programa de lodo del plan del pozo c) Mantiene al hombre a cargo de los tanques (piletas) ocupado mezclando productos durante su turno d) Asegura conformidad con la política de la compañía.
78. Se tomó un amago (surgencia, kick) a la Profundidad Total (PT, TD) y se lo hará circular usando el Método del Perforador. Usted tiene un tanque (pileta) activo (10 pies de profundidad) con 180 bbls de capacidad.
Tamaño del amago = 10 bbls
PT (TD) / PVV (TVD) = 4,800 pies
Densidad de lodo en el pozo = 9.9 ppg (lb/gal)
SIDPP (presión de cierre interna en tubería o barras) = 250 psi
SICP (presión de cierre interna del casing) = 350 psi
Presión de formación = 2721 psi
Presión máxima de casing prevista en superficie durante la operación de matar el pozo = 500 psi
Luego del incremento inicial de 10 barriles, ¿qué otra ganancia en tanques (piletas) se anticipa? Ignorar efectos de la temperatura y el factor de compresibilidad del lodo.
a) 109 barriles b) 44 barriles c) 78 barriles d) 1851 barriles.
79. ¿Qué es un “chequeo de flujo”? a) Monitorear el tiempo que toma para que el canal de salida (línea de flote, flowline) se desagote en los tanques (piletas) durante una conexión b) Observar si el pozo fluye después de que se han apagado las bombas c) Monitorear el número de barriles que fluyen de vuelta a los tanques (piletas) durante una conexión d) Observar el número de barriles que toma mantener el pozo lleno luego de extraer 10 paradas (tiros, stands).
80. ¿Por qué es importante informar al Perforador cuando se enciende o apaga el desgasificador o el desilter (desarcillador)? a) Aumentará el caudal de salida del pozo b) Habrá que desviar el fluido para saltear las zarandas (temblorinas) c) Se reducirá la viscosidad del lodo d) El volumen en los tanques (piletas) cambiará.
81. ¿Qué presión deberá mantenerse en la cámara de cierre del preventor (BOP) anular durante la operación de stripping (deslizamiento de tubería con preventor cerrado? a) 300 psi menos que la presión para cerrar el ariete de tubería (barras) b) La presión mínima para mantener un sello c) Mínima 500 psi d) La presión mínima que permita que una junta de tubos pase por el empaque con una pérdida de 30,000 lbs de peso al gancho (hook load).
82. ¿En qué sitio deberían leerse las presiones de superficie después de haber cerrado el pozo durante un amago (surgencia, kick)? a) El panel de control del estrangulador remoto b) La consola del perforador c) El múltiple (manifold) del estrangulador (choke) d) En el múltiple (manifold) del tubo vertical (standpipe).
83. Usted asentó un liner y ahora está circulando por el pozo para limpiar el lodo antes de perforar el zapato del liner. ¿Dónde hay senderos potenciales de fuga que permitan que el fluido de la formación entre en el pozo? a) Solapa o zapato del liner con fugas b) Cámara de apertura de los preventores (BOP) c) Sarta de perforación d) Cámara de cierre de los preventores (BOP).
84. ¿Qué tipo de válvula debería haber montada en la tubería de perforación (barras de sondeo) si el pozo tiene un amago (surgencia, kick) mientras se está haciendo un viaje? a) Válvula del estrangulador b) Válvula de Seguridad de Apertura Total (Full Opening Safety Valve) c) Válvula sin retorno d) Válvula de flotador.
85. Cuando se preparan para un cambio de turno durante una operación de ahogo de un pozo, ¿cuál sería la mejor práctica al conducir el traspaso? a) Una vez que la cuadrilla actual se ha ido del sitio, llamar a la cuadrilla nueva al piso de perforación para una reunión para analizar las obligaciones b) Hacerse cargo inmediatamente de la cuadrilla actual y trabajar con el supervisor para ayudar a ahogar (matar) el pozo c) Solicitar que el Ingeniero de Lodos (inyeccionista) analice las tareas con cada uno de los miembros de la cuadrilla d) Todas las partes involucradas deberían estar en actividad por un tiempo suficiente como para permitir una completa comunicación de las actividades en curso.
86. Usted cierra un preventor tipo arietes usando el panel remoto de preventores (BOP) La luz de arietes abiertos se apaga y se ilumina la luz de cerrado, pero usted advierte que las presiones del acumulador y del múltiple (manifold) han permanecido estáticas. ¿Qué ha ocurrido? a) La válvula de arietes de 3 posiciones y 4 sentidos en el acumulador no se ha movido b) Posible bloqueo en la línea entre la unidad del acumulador y la sarta de preventores (BOP) c) La válvula maestra no se mantuvo apretada hacia abajo por 5 segundos d) No hay aire en el panel.
87. Profundidad del zapato del casing = 11,000 PVV (TVD), PM (MD) = 12,250 pies.,
Densidad de lodo durante la prueba = 14.0 ppg (lb/gal)
Presión de admisión (goteo, leak-off) = 1950 psi
Calcular la Densidad de Lodo Máxima Admisible. a) 17.5 ppg b) 17.4 ppg c) 17.3 ppg d) 17.2 ppg.
88. Luego de haber cerrado exitosamente el pozo durante un amago, ¿cuál de las siguientes es una responsabilidad crucial del Supervisor? a) Revisar los niveles y los alineamientos de los tanques (piletas) de lodo b) Preparar el lodo con densidad para matar (ahogar el pozo) c) Comunicar el plan a la cuadrilla de perforación d) Medir la densidad de lodo que entra y que sale del pozo.
89. ¿Cuándo debería usted recalcular la Presión Anular Máxima Admisible en Superficie (MAASP)? a) Luego de cada 300 a 500 pies perforados b) Cada turno c) Después de un cambio en la densidad del lodo d) Luego de cambiar la broca (trépano).
90. El torrero (chango, encuellador, derrickman) indica que ha habido un aumento de 10 bbl en los tanques (piletas) durante los últimos 15 minutos. ¿Cuál es la acción más segura que puede tomar el Perforador? a) Llamar al Toolpusher (capataz del sondeo) para pedir consejos b) Pedir al torrero (chango, derrickman) que se fije si hubo alguna transferencia de lodo c) Informar al Ingeniero de Lodos (inyeccionista) d) Fijarse para ver si hay flujo.
91. ¿Qué manómetros en un panel de control de preventores remoto exhibirá una reducción de presión cuando usted cierra los arietes de tubería? a) El manómetro de presión de aire y el de la presión del anular b) El manómetro de presión del múltiple (manifold) y el de la presión del anular c) El manómetro de presión del acumulador y el de presión del múltiple (manifold) d) El manómetro de la presión del anular.
92. ¿Cuál es la función principal del “orificio de drenaje” (weep hole) en un preventor (BOP) tipo ariete? a) Mostrar que los sellos en el bonete tienen fugas b) Liberar presión atrapada durante la prueba de preventores (BOP) c) Indicar una fuga en el sello del vástago del pistón de lodo d) Prevenir la contaminación de la cámara de apertura.
93. Luego de haber cerrado exitosamente el pozo durante un amago (surgencia, kick), ¿Cuál es la tarea típica de un torrero (encuellador, chango, derrick hand)? a) Medir la densidad del lodo en el sistema activo b) Calcular emboladas (strokes) de superficie hasta la broca (trépano) c) Ir al piso de perforación y alinear el múltiple (manifold) d) Medir las presiones en el manómetro del estrangulador (choke).
94. Usted ha cerrado el pozo después de un amago (surgencia, kick). ¿Cuál de las siguientes no tendría que monitorear el torrero (enganchador, encuellador derrickhand) porque estaría fuera de su responsabilidad? a) Registrar los niveles en los tanques y revisar los dispositivos de medición b) Fijarse si hay fugas en las bombas o en las líneas c) Medir la densidad de lodo en todos los tanques (piletas) d) Monitorear presiones en el estrangulador (choke).
95. ¿Cuál de las siguientes situaciones hace que sea más difícil detectar un amago (surgencia, kick) con el PVT (totalizador del volumen en tanques o piletas)? a) Cuando usted mantiene las transferencias al sistema activo de lodo en un mínimo mientras perfora b) Cuando usted reduce el límite de la alarma de nivel en tanques (piletas) de 10 bbls a 5 bbls c) Cuando usted permite que el lodo desborde por las zarandas (temblorinas) d) Cuando usted saltea (evade) los tanques de control de sólidos.
96. ¿Cuál de las siguientes dimensiones afecta la presión a la que el gas puede “excederse y llegar a soplar” hasta el área de las zarandas (temblorinas)? a) Altura del cuerpo y D.I. (Diámetro interno) del cuerpo b) D.I. de la línea desde el múltiple del estrangulador (choke manifold) c) La longitud y el D.I. de la línea de venteo d) Altura del sello de líquido.
97. ¿Qué puede incrementar el riesgo de exceder la MAASP durante una operación de ahogo (kill)? a) Una sección corta de pozo abierto b) Una gran diferencia entre la presión de ruptura de la formación y la presión hidrostática del lodo c) Una pequeña diferencia entre la presión de ruptura de la formación y la presión hidrostática del lodo d) Un pequeño influjo.
98. El programa de perforación requiere una prueba de integridad de la formación (PIF, FIT) hasta 15.2 ppg (lb/gal) de Densidad Equivalente de Lodo (DEL, EMW) en el zapato del casing.
Profundidad del Zapato = 4,000 pies (PVV, TVD); 5,500 pies (PM, MD)
Densidad de lodo durante la prueba = 9.5 ppg (lb/gal)
¿Qué presión en superficie se requiere para probar el zapato hasta 15.2 de DEL (EMW)? a) 1,630 psi b) 2,382 psi c) 1,186 psi d) 1,976 psi.
99. Usted baja hasta el zapato y efectúa una operación de deslizar y cortar en la línea (cuerda) de perforación La operación normalmente toma 60 minutos. ¿Cuál es la mejor manera de monitorear el pozo? a) Cerrar el pozo y registrar las presiones cada 15 minutos b) Instalar una válvula de seguridad en la sarta de perforación, conectar con el Tanque de Viajes y poner la alarma c) Alinear el tanque de viajes y poner la alarma para el mismo d) Alinearse con los tanques (piletas) de lodo e informar al Mud Logger (técnico de registro de datos) que vigile para ver si hay ganancias de lodo.
100. Cuando se está perforando y se registran niveles altos de gas de conexión, hay una falla eléctrica que elimina la capacidad de circular y girar (rotar). ¿Cuál es la acción más segura por tomar? a) Mover tubería hacia arriba y abajo (vaivén) para evitar una pega (aprisionamiento) de tubería b) Alinear el tanque de viajes y monitorear el pozo c) Extraer sarta hasta el zapato de casing y dar a la sarta movimiento de vaivén (reciprocar) d) Desconectar y cerrar el pozo y monitorear para ver si aumenta la presión en el pozo.
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