Sondeos de hidrocarburos

El registro Dipmiter: Mide la arcillosidad. Mide el buzamiento. Mide la porosidad.

La maduración térmica se mide mediante: El índice de reflexión de la vitrinita. El contenido total en carbono. El índice de refracción de la vitrinita.

La permeabilidad de un fluido cuando está presente en otros fluidos se llama: Permeabilidad Absoluta. Permeabilidad efectiva. No tiene denominación particular.

La permeabilidad de un fluido en un medio poroso es un valor vectorial: Falso. No tiene relación con la dirección en que se mida. Verdadero.

La productividad de un pozo es directamente proporcional a la permeabilidad del fluido en el medio: Verdadero. Es inversamente proporcional. Falso.

El formation tester: Mide la arcillosidad. Mide la porosidad. Mide la presión de la formación.

La permeabilidad efectiva de un fluido varía en función del porcentaje de los otros fluidos en el medio permeable: Verdadero. Falso. La permeabilidad efectiva es siempre constante.

El registro gamma ray mide: La porosidad de la formación. La permeabilidad. La arcillosidad de la formación.

La porosidad efectiva: Es función del grado de intercomunicación de poros. Es función del tamaño de poros. No tiene relación con el tamaño de poros.

El registro Neutrón: Mide la arcillosidad. Mide la permeabilidad. Mide la porosidad.

Las operaciones de acidificación en un pozo tienen como objetivo principal: Controlar la producción del pozo. Aumentar el factor “skin”. Reducir el factor “skin”.

El registro sónico: Mide la porosidad. Mide la arcillosidad. Mide la permeabilidad.

El punto de burbuja: Es el punto en el que se inicia la producción de la fase liquida. No tiene relación con las fases del fluido. Es el punto en el que se inicia la segregación de la fase gaseosa.

La viscosidad del crudo se expresa generalmente en: Centipoises. En segundos. Milidarcies.

El factor volumétrico Bo del crudo generalmente tiene un valor: Igual a la unidad. Inferior a la unidad Bg<1. Superior a la unidad.

El efecto de coning en los pozos con producción de agua: Obedecen a la diferencia de movilidad del agua respecto al crudo. No tienen relación con la permeabilidad efectiva de los fluidos. Es un fenómeno producido por la distinta presión del crudo y del agua.

La isoterma de Langmuir: Mide la capacidad de absorción por parte de la roca. Mide el gas libre en la roca. Mide la capacidad de almacenamiento de gas en la roca.

El contenido total en materia orgánica se analiza mediante: Registro de resistividad. Registro de rayos gamma. Registro neutrónico.

El petróleo es una mezcla simple y homogénea de compuestos orgánicos (hidrocarburos) y gas fundamentalmente, aunque también hay presencia de agua: El enunciado es correcto salvo que no hay agu. Falso. Verdadero.

Un proyecto petrolero tiene las fases siguientes: Desarrollo, Producción. Exploración, producción. Exploración, Desarrollo, Producción.

El riesgo exploratorio se calcula: Como una probabilidad que tiene solamente en cuenta la existencia de roca madre y el proceso de migración. Como producto de cinco probabilidades que analizan la definición de los distintos aspectos geológicos/geofísicos. Como una probabilidad de hallazgo en función de la definición sísmica.

El término “presión de formación”: Se refiere a la presión hidrostática. Se refiere a la overburden pressure. Ninguna es correcta.

El findingcost es: La suma de los costes correspondientes a las fases de exploración y delineación. Es la suma total de costes de un proyecto. Es el coste del pozo de exploración.

El registro CBL: Mide la calidad del cemento. Mide la permeabilidad. Mide la arcillosidad.

El registro “CBL” o “Cement Bond Log”: Registra la impedancia de la formación. Registra la amplitud del primer arribo sónico de la onda respuesta. Registra la frecuencia del sonido de la onda respuesta.

El registro “CBL” o “Cement Bond Log”: Las otras dos respuestas son válidas. Sirve para conocer la calidad de adherencia del cemento a la formación. Sirve para conocer si hay o no cemento detrás del casing.

Diferencia entre shale gas y tight gas: Es lo mismo. La permeabilidad de la formación. El método de extracción.

Los fluidos en fase liquida en condiciones de yacimiento: Son fluidos compresibles. Son fluidos no compresibles debido a que están ocluidos en un medio poroso. Se comportan como fluidos incompresibles mientras están en el yacimiento.

Un fluido sometido a una presión por encima del “bublepoint”: Siempre se presenta en más de una fase. Puede presentarse en más de una fase. Se presenta en una sola fase.

Se denomina gas húmedo al gas que: Tiene componentes superiores al heptano. Esta asociado con líquidos en el yacimiento. Produce líquidos en condiciones de superficie.

El agua en el yacimiento: Siempre se comporta como un fluido incompresible. Depende de la presión el que sea un fluido in comprensible o incomprensible. Siempre se comporta como un fluido comprensible.

La explotación de los yacimientos siempre exige la utilización de técnicas de bombeo o de levantamiento artificial: Verdadero. Siempre es necesario un elemento elevador del petróleo a superficie. Verdadero. Siempre es necesaria la técnica de perforación tanto en fase de exploración como en la de explotación. Falso. Existen yacimientos con surgencia natural denominada flujo natural.

¿Cuándo esta indicado el uso de la perforación sónica?. Con rocas duras. Solo en el caso de perforación de suelos. Con alternancia de roca y suelo.

La porosidad útil: Es la porosidad efectiva. No existe éste concepto. No tiene nada que ver con la porosidad efectiva.

el registro gamma ray mide: La porosidad de la formación. La permeabilidad. La arcillosidad de la formación.

Un diseño para fracturación debe implicar que se garantiza: La productividad. Minimizar el coste. La integridad del pozo.

Para abrir una fractura hay que superar la menor resistencia de la roca (minimum stress) ya sea vertical u horizontal: NO. SI. Siempre que el vertical sea menor.