Well Control 1

¿Por qué es importante para miembros del equipo de trabajo informar inmediatamente al Perforador si ven cualquier potencial de problemas de control de pozo?. Para ayudar al Perforador a identificar y actuar para minimizar el tamaño de una surgencia. Para informar al Perforador que aumente la velocidad de penetración. Para permitir al Perforador encender las alarmas de las piletas y de caudal de flujo. Para informar al Perforador que aumente la velocidad de viaje.

Presión de admisión (goteo, leak-off) en superficie= 1000 psi PVV (TVD) del Zapato del Casing= 7500 Densidad de lodo= 11 ppg (lb/gal) ¿Cuál es la presión de fractura en el zapato del casing?. 4200 psi. 5425 psi. 6100 psi. 5290 psi.

Usted tiene una válvula preventora interna (inside BOP) con una conexión NC 38 macho/ hembra. La sarta de perforación consiste en: Tubería (barras) de 3 1/2 pulgadas (NC38) Portamechas de 4 3/4 pulgadas (NC35) ¿Cuál de los siguientes adaptadores tiene que haber en el piso del taladro mientras se hace un viaje). NC38hembra x NC50 macho. NC46hembra x NC38 macho. NC46hembra x NC35 macho. NC38hembra x NC35 macho.

Usted está perforando un pozo vertical en un equipo de perforación con preventores de superficie. El pozo produce una surgencia y usted lo cierra. Las lecturas de presión son: Presión de Cierre Interna de Tubería (Barras) 350 psi Presión Interna del Casing 450 psi ¿Por qué hay una diferencia entre las dos lecturas?. Porque el influjo está dentro de la sarta de perforación y tiene una densidad menor que la del lodo. Porque el preventor (BOP) se cerró demasiado rápido provocando una presión atrapada. Porque el influjo está en el espacio anular y tiene una densidad menor que la del lodo. Porque el influjo tiene una densidad más alta que la del lodo.

Usted está conduciendo exitosamente la primera circulación del método del Perforador. La presión interna de tubería de perforación (barras de sondeo) se ha venido manteniendo a la Presión Inicial de Circulación de 560 psi. La presión del estrangulador (choke) se ha mantenido alrededor de los 460 psi por los últimos 15 minutos. Usted observa un repentino salto en la presión de tubería (barras) a 700 psi. La presión del estrangulador permanece igual a 460 psi. ¿Qué tipo de problema es el que tiene más probabilidad de haber ocurrido?. El estrangulador se está tapando. Una fisura (washout) en la sarta de perforación (barras de sondeo). Se ha tapado una boquilla del trépano. Una boquilla del trépano ha desaparecido por erosión.

¿Cuál es la razón principal para un simulacro de desviador (diverter)?. Para asegurarse que la cuadrilla sea capaz de reconocer eficazmente y reaccionar frente a una surgencia superficial derivando los fluidos lejos del equipo de perforación. Para ver cuán rápido el Perforador puede alinear el sistema desde la línea de venteo hasta el separador de lodo y gas. Para asegurar que la cuadrilla es capaz de cerrar el pozo y preparar el lodo de ahogo. Para probar las alarmas de las piletas, flujos y tanques de viaje.

Usted tiene una boquilla (tobera) tapada y la presión de la bomba aumento en 250 psi. ¿Qué pasará con la Presión al Fondo del Pozo (PFP, BHP) si usted ajusta el estrangulador para reducir la presión de la bomba en 250 psi?. La BHP disminuirá. La BHP aumentará. La BHP permanecerá igual.

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

¿Qué acción debería emprender un Perforador después de un cambio en la velocidad de penetración?. Circular de fondo a superficie. Reducir el peso sobre el trépano. Fijarse si hay flujo. Reducir la velocidad de la bomba.

Se hace circular una surgencia de agua salada fuera del pozo usando el Método del Perforador. Las presiones de cierre y el cálculo de gradiente del influjo determinan que el influjo es más denso que el lodo que hay en el pozo. ¿Cuándo llegara la presión sobre el casing en superficie a su máximo valor?. Cuando el influjo alcanza el zapato del casing. Cuando el lodo de ahogo se bombea a la tubería de perforación (barras de sondeo). Cuando hizo circular el amago hasta justo por debajo de los preventores (BOP). Cuando la geometría anular hace que el influjo llegue a su máxima altura.

¿Cuál de las siguientes es verdad en cuanto a detección de una surgencia durante operaciones de wireline (mediciones con cables)?. El pozo debería conectarse al tanque de viaje para monitorear el desplazamiento mientras el cable (wireline) se mete o se saca del pozo. El pozo debería conectarse con las piletas activas debido a los grandes volúmenes de desplazamiento de las herramientas de wireline (mediciones o perfilajes con cable). Los operarios de wireline (mediciones o perfilajes con cable) asumen la responsabilidad de detección de surgencias durante la operación de wireline. No hay necesidad de monitorear el pozo durante operaciones de wireline porque el pozo está estático.

Mientras perfora, su taladro ha experimentado cada vez más tiempo de contra flujo durante las conexiones por los últimos cinco tiros. Usted hace otra conexión y el flujo desde el pozo no disminuye. Usted ha medido una ganancia en piletas de cinco barriles durante los últimos 3 minutos. El Ingeniero de Lodo (inyeccionista) le dice que la ganancia en piletas es el resultado de una formación haciendo balonamiento. ¿Cuál es el análisis de la situación?. Continuar observando el contra flujo hasta que pare. Es el resultado de tubo en U debido a la gran cantidad de recortes (cuttings) en el anular. Bombear una píldora de alta viscosidad antes de seguir perforando. Es probablemente una surgencia. Cerrar el pozo y monitorear las presiones. Es balonamiento. Continuar sacando tubería (barras), como antes.

¿Qué es el “margen de seguridad” en una operación de ahogo?. Un incremento de 1 ppg (lb/gal) en la densidad calculada para el lodo de ahogo para mantener presión hidrostática si el aumento de la densidad del lodo no se mantiene durante la circulación. Un margen que compensa por si el operario del estrangulador (choke) lo cierra demasiado rápido. Un margen que reduce el riesgo de pérdidas durante el ahogo. Presión extra aplicada en el pozo para reducir el riesgo de quedar bajo balance (underbalanced).

Al hacer una conexión, el Perforador cerró el pozo debido a un tiempo de contraflujo anormalmente largo. Las presiones estabilizadas en superficie eran iguales a 150 psi en Tubería (barras) y Espacio Anular. Usted sospecha que la situación es el resultado de una formación que hace balonamiento. ¿Cómo haría para verificar que es balonamiento?. Continuar perforando y observar si hay una tendencia decreciente en los tiempos de contra flujo. Abrir el preventor y observar si el canal de salida (línea de flote, flowline) hay una disminución del flujo. Circular de fondo a superficie a velocidad reducida de bombeo por el estrangulador (choke) remoto. Abrir el preventor (BOP) y seguir perforando, pero observar atentamente el volumen de piletas.

Se tapa una boquilla (tobera) del trépano cuando usted está desplazando la sarta de perforación con Lodo de Ahogo y usando el Método de Esperar y Densificar. ¿Cuál es la respuesta correcta?. Registrar el aumento de la presión y recalcular la Presión a Velocidad Reducida de Bombeo (PVRB, O SCRP), la Presión Final de Circulación (PFC, o FCP), y el programa de presión para la tubería de perforación (barras de sondeo). Continuar siguiendo el programa de presiones para la tubería de perforación sin modificaciones. Abrir el estrangulador (choke) para mantener la presión de tubería de perforación (barras de sondeo) constante. Agregar el aumento de presión en tubería de perforación a cada valor del programa de presión para la tubería de perforación (barras de sondeo) y continuar circulando.

¿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 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. Una presión que difiere de la presión hidrostática que tiene una columna llena de petróleo (aceite) de la formación.

¿Cuándo debería monitorearse el pozo con instrumentación de nivel de piletas y de caudal de salida?. Toda vez que haya un potencial para que falle una barrera. Cuando se baja la sarta al pozo. Sólo cuando se perfora en pozo abierto. Durante las conexiones.

¿Qué es un “chequeo de flujo”. Monitorear el número de barriles que fluyen de vuelta a las piletas durante una conexión. Monitorear el tiempo que toma para que el canal de salida (línea de flote) se desagote en las piletas durante una conexión. Observar el número de barriles que toma mantener el pozo lleno luego de extraer 10 tiros. Observar si el pozo fluye después de que se han apagado las bombas.

¿Cuál es la función de los Arietes Ciegos de tubería (Blind Rams)?. Para cortar la sarta de perforación y sellar el pozo. Para colgar la sarta de perforación durante un ahogo. Para sellar el pozo abierto. Como respaldo del preventor anular.

¿Qué es una prueba positiva?. Una prueba sobre una barrera en la que la presión aplicada al lado de la formación de la barrera es más alta que la presión del lado de la superficie de la barrera. Una prueba sobre una barrera en la que la presión sobre el lado de la superficie de la barrera es más alta que la presión del lado de la formación de la barrera. Una prueba sobre una barrera en la que la presión sobre el lado de la formación de la barrera es igual que la presión del lado de la superficie de la barrera.

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 la presión del acumulador ha permanecido estática. ¿Qué ha ocurrido?. La válvula maestra no se sostuvo apretada por 5 segundos. Posible bloqueo en la línea entre la unidad del acumulador y la sarta de preventores (BOP). La válvula de arietes de 3 posiciones en el acumulador no se ha movido. Na hay presión de aire en el panel.

Se baja casing al pozo con un ensamble de válvula flotadora sin retorno. ¿Qué puede pasar si el casing no se mantiene lleno?. El casing estallará cerca de la superficie. El peso al gancho disminuirá de repente. La válvula de flotador puede fallar haciendo que el lodo se meta en el casing por efecto de tubo en U. El casing estallará justo encima del ensamble de válvula del flotador.

¿Cuál de las siguientes dimensiones afecta la presión a la que el gas puede “pasar volando” al área de las zarandas?. Altura del cuerpo y D.I. (Diámetro Interno) del cuerpo. La longitud y el D.I. de la línea de venteo. D.I. de la línea desde el múltiple del estrangulador (choke manifold). Altura del sello de líquido.

El manómetro de la presión interna de tubería de perforación (barras de sondeo) en el panel remoto del estrangulador (choke) indica 450 psi. El manómetro de presión interna de tubería de perforación (barras de sondeo) en el múltiple (manifold) tubo vertical (standpipe) indica 650 psi. ¿Qué manómetro debería usarse para calcular el lodo para matar (ahogar) el pozo?. La diferencia no es importante, calcular usando 650 psi para que haya un mayor margen de seguridad. La diferencia no es importante, calcular usando 350 psi. Usar la presión promedio de 500 psi para calcular. Ningún manómetro, primero investigar la diferencia.

¿Que término describe “un flujo descontrolado de fluidos de la formación en superficie o en el fondo del mar”?. Pérdida de la circulación. Formación fracturada. Reventón. Surgencia (amago, kick).

¿Cuál es el principio básico involucrado en todos los métodos de “Presión Constante en el Fondo” de control de pozos?. Mantener una presión que sea por lo menos igual a la presión de bombeo lento. Mantener una presión que sea por lo menos igual a la Presión de Cierre Interna de Tubería de Perforación (barras de sondeo). Mantener una presión que sea por lo menos igual a la presión de la formación. Mantener una presión que sea por lo menos igual a la Presión por Fricción en el Espacio Anular.

¿Cuál es la razón principal por medir la densidad y la viscosidad del lodo en la pileta de succión?. Permite que se siga el programa de lodo del plan del pozo. Asegura conformidad con la política de la compañía. Proporciona datos del lodo antes de que éste se bombee al pozo. Mantiene al hombre a cargo de las piletas ocupado mezclando productos durante su turno.

¿Cuál es el propósito del Stripping (deslizamiento de tubería con preventor cerrado)?. Bajando tubería (barras) a un pozo abierto para volver rápido al fondo antes de que el flujo se torne excesivo. Bajar tubería (barras) a un pozo cerrado para colocar la sarta de perforación por debajo del influjo, mientras se mantiene la BHP (presión al fondo) constante. Forzar tubos a un pozo cuando hay condiciones de tubería (barras) livianas para poder colocar la sarta de circulación de vuelta en el fondo y permitir una operación convencional de ahogo. Reducir la presión del casing intercambiando la presión hidrostática por presión de superficie.

Usted está bajando una herramienta no cizallable al pozo en un equipo de perforación con preventores de superficie. ¿Qué opción hay disponible para el Perforador si el pozo fluye cuando la herramienta está atravesando el conjunto de preventores (BOP)?. Continuar bajando al pozo y usar el efecto de compresión (surging, pistoneo hacia abajo) para parar la surgencia. Armar la válvula de seguridad en la sarta y cerrar el preventor anular. Circular para crear un efecto de DEC (ECD) en el fondo del pozo. Cerrar el Desviador (Diverter) y bombear lodo para matar (lodo de ahogo).

Se está haciendo circular una surgencia de gas a lo largo de la sección horizontal del pozo. ¿Qué debería pasar con el volumen de lodo en las piletas si se sigue el procedimiento de ahogo correcto?. Permanece aproximadamente constante. Disminuye cuando el lodo para matar (ahogar) ocupa toda la sección horizontal. Aumenta mientras el gas se expande. Aumenta al principio cuando el gas comienza a moverse y luego disminuye gradualmente.

¿Cuál de las siguientes está considerada como una “barrera de procedimiento”?. El fluido de perforación. Un conjunto de packers asentados. El zapato del casing. Monitoreo del pozo para percibir ganancias o pérdidas.

¿Por qué deberá usted dejar capacidad de sobra en el sistema activo de piletas cuando se desaloja una surgencia circulando?. Si el amago es de gas se expandirá y el nivel de piletas aumentará. Si el amago es de petróleo se expandirá y el nivel de piletas aumentará. Si el amago es de agua salada se expandirá y el nivel de piletas aumentará. Para guardar el fluido del amago cuando se lo desaloja del pozo.

Una Herramienta de Presión Mientras se Perfora (PWD) en el ensamble de Fondo del Pozo puede proporcionar información que indica una reducción de la DEC (ECD) durante las operaciones. ¿Qué podría causar la reducción en la DEC mientras se perfora?. Un cambio en la Velocidad de Penetración (VDP, ROP). Un cambio en el azimut y elevación del pozo. Un aumento en el sobre balance (overbalance) debido a un aumento de la presión de formación. Una pérdida del sobre balance (overbalance) por fluidos de la formación contaminando el lodo en el espacio anular.

¿Cuál es la definición de Presión de Cierre Interna de Tubería (barras de sondeo) (SIDPP)?. La presión total en el espacio anular menos la presión al fondo del pozo. La diferencia entre presión hidrostática del fluido en la sarta de perforación y la presión de formación. La diferencia entre presión hidrostática del fluido en el espacio anular y la presión de formación.

¿Cuál es el motivo por haber guardado fluido bajo presión en las botellas del acumulador en la unidad hidráulica de control de preventores (BOP)?. Para operar la válvula de la línea de matar (ahogar, kill line). Para reducir el tiempo de cierre de las funciones de los preventores (BOP). Para reemplazar el fluido de perforación cuando se realizan las pruebas semanales de preventores. Para operar el estrangulador (choke) remoto.

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

¿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 aplicada en el zapato que provocará perdidas. 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.

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

En un taladro con preventores de superficie, el Perforador acelera la bomba lentamente al comienzo de la operación de ahogo. ¿Qué presión deberá el operario del estrangulador (choke) mantener constante durante esta operación?. La presión a velocidad (o circulación) lenta de bombeo. Presión de cierre interna de tubería (barras de sondeo). Presión anular máxima admisible en superficie (MAASP). Presión interna del casing.

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?. Instalar una válvula de seguridad en la sarta de la perforación, conectar con el Tanque de Viajes y poner la alarma. Cerrar el pozo y registrar las presiones cada 15 minutos. Alinearse con las piletas de lodo e informar al Mud Logger (técnico de registros de datos) que vigile para ver si hay ganancias de lodo. Alinear el tanque de viajes y poner la alarma para el mismo.

Después de que se cierra el pozo, ¿Qué otro dato clave deberá registrarse?. Peso al gancho. Presión interna del casing (revestidor). Peso sobre el trépano. El torque de la mesa rotatoria.

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 en el fondo del pozo con 150 pies de agua comparada con la presión antes de las pérdidas?. 67 psi. 30 psi. 94 psi. 26 psi.

Cuando se usa un conjunto de preventores de superficie, ¿cuándo se completa el Método Volumétrico?. Cuando las presiones del casing igualan a la PCIT (SIDPP). Cuando todo el gas se purgó desde el pozo. Cuando el gas alcanza la superficie. Cuando la presión del casing deja de aumentar.

¿Cuál de los siguientes puede ser un indicador con retraso (retrospectivo) de aumento en la presión de formación?. Cambio en la velocidad de penetración (ROP). Cambio en las RPM. Cambio en el torque de la mesa rotatoria. Cambio en el gas de fondo.

¿Cuál es la nueva presión de la bomba a 50 emboladas por minuto (EPM, SPM) si la presión fue de 425 psi a 42 EPM (SPM)?. 357 psi. 300 psi. 506 psi. 602 psi.

¿Qué pasaría si un collar de flotación de relleno automático (de tipo tubo de auto llenado) falla y no se convierte en una válvula de retención? (Suponer que el cemento es más pesado que el lodo que está desplazando). Habrá que mantener la presión sobre el espacio anular para evitar efecto de tubo en U. El cemento no puede bombearse por el interior del casing. El cemento podría retroceder dentro del casing por efecto tubo en U cuando se apagan las bombas. El cemento deberá hacerse circular con circulación inversa.

Cuando se prueba un conjunto de preventores de superficie con un tapón de pruebas, ¿Por qué las válvulas de salida lateral debajo del tapón deben mantenerse en posición abierta?. Para fijarse si hay un tapón de prueba con fugas. Para evitar que se cierre un preventor por efecto de la presión. De otro modo, se necesitara una circulación inversa para librar el tapón de prueba. Porque la prueba creará pesos extremos al gancho.

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

¿Qué funciones en un conjunto de preventores recibe su fluido operativo desde el múltiple (manifold) de los arietes?. Todas las funciones del conjunto de preventores. Preventores tipo arietes y anulares. Sólo los preventores tipo arietes. Arietes y HCR (válvulas de alta relación de cierre).

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

¿Qué información del pozo puede ayudar a determinar si el pozo está teniendo “balonamiento” (balloning)?. SICP mas alta que la DEC (ECD) (presión de cierre del casing mayor que la densidad equivalente de circulación). Aumento del índice de contra flujo de lodo durante las conexiones. Ninguna pérdida durante la perforación pero ganancias durante las conexiones. Pérdidas graduales cuando las bombas están funcionando y ganancias cuando están apagadas.

Durante la segunda circulación del Método del Perforador, el lodo para matar (ahogar) retorna a las zarandas. El pozo se cierra correctamente. ¿Cuáles deberían ser las presiones que se observan en los manómetros suponiendo que no hay presión atrapada en el pozo?. PCIC (SICP) y PCIT (SIDPP) serán iguales a la PCIT (SIDPP) original. La PCIC (SICP) será más alta que la PCIT (SIDPP). La PCIC (SICP) será más baja que la PCIT (SIDPP). Ambos manómetros, el de PCIC (SICP) y el de PCIT (SIDPP) indicaran 0 psi.

Mientras se perfora, el pozo está perdiendo lodo a razón de 15 bbls por hora. En la conexión, el pozo está fluyendo. Cuando se vuelven a encender las bombas, las pérdidas de lodo ocurren otra vez. ¿Qué podría estar pasando en el pozo?. La formación definitivamente no está haciendo balonamiento (balloning). Está ocurriendo swabbing (succión por sarta ascendente) cuando se hace la conexión. El pozo está sobre balance mientras se perfora y bajo balance durante la conexión. El pozo está haciendo efecto de tubo en U debido a densidades diferentes en la tubería (barras de sondeo) y el espacio anular.

Usted está perforando una sección de un pozo con un rango de tolerancia a la surgencia que indica un volumen máximo de surgencia admisible de menos de lo que el equipo ha mostrado poder detectar exitosamente y cerrar el pozo. ¿Qué acción podría tomarse?. Considerar asentar casing/liner. Asentar tapón de cemento y hacer un desvío lateral (sidetrack). Levantar el trépano hasta el zapato del casing tan rápido como sea posible. Continuar perforando con cuidado, la tolerancia a la surgencia mejorará con la profundidad.

¿Qué podría pasar si el gas migra después de que el pozo se cierra y las presiones se han estabilizado (no hay válvula de flotador en la sarta)?. Sólo la presión de cierre interna de tubería (barras) aumentará. Las presiones de cierre permanecerán constantes. Sólo la presión de cierre interna de tubería (barras) aumentará. Las presiones tanto de tubería (barras) como del anular aumentarán.

Durante la primera circulación del Método del Perforador, se apagó la bomba y se cerró el pozo. ¿Cuál es el sobre balance (overbalance) en el pozo? Información del pozo: Presión interna de tubería (barras) actual = 625 psi Presión interna de casing= 975 psi Presión inicial de circulación= 1420 psi SIDPP Inicial= 600 psi SICP inicial= 835 psi. 140 psi sobre balance (overbalance). 25 psi sobre balance (overbalance). 795 psi sobre balance (overbalance). 445 psi sobre balance (overbalance).

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

El pozo produjo una surgencia a 30 tiros del fondo. Ambas presiones de cierre indican 150 psi. ¿Cuál de las siguientes es la mejor acción por tomar para restaurar el control primario?. Deslizar al fondo con preventor cerrado (strip) y circular por el pozo usando la primera circulación del Método del Perforador. Aumentar la densidad del lodo en 150 psi equivalentes y desalojar circulando usando el Método de Esperar y Densificar. Desalojar el amago circulando a 30 tiros de distancia del fondo usando el Método del Perforador.

¿Cuál es el objetivo del Método de Esperar y Densificar?. Desplazar la sarta de perforación y el espacio anular con el fluido original. Desplazar sólo la sarta de perforación con lodo con densidad de ahogo (para matar). Desplazar sólo el espacio anular con densidad del lodo original. Desplazar la sarta de perforación y el espacio anular con el lodo para matar con una sola circulación.

¿Por qué es importante monitorear el volumen en piletas durante una operación de construcción de un pozo?. Para mantener constante la presión al fondo del pozo. Para saber cuándo ajustar la velocidad de la bomba. Para poder saber si hay pérdidas de lodo y monitorear la expansión del gas. Para saber cuándo ajustar la presión en la tubería de perforación (barras de sondeo).

¿Cuál de las siguientes oraciones es una buena práctica operativa en una sección superior del pozo que tiene riesgo de formaciones que contienen gas?. Controlar la velocidad de penetración. Mantener una alta velocidad de penetración (VDP, ROP). Bombear regularmente píldoras ligeras de barrido. No usar nunca una válvula de flotador en la tubería de perforación (barras de sondeo).

Usted ha tomado una surgencia pero el lodista (inyeccionista) le informa que no hay suficiente baritina para matar (ahogar) el pozo. Las presiones de cierre se han estabilizado. Mientras se espera por nuevos cargamentos de baritina las presiones de cierre están aumentando lentamente en 100 psi cada 30 minutos. ¿Qué curso de acción tomaría usted?. Forzar (bullhead) con la densidad actual del lodo para empujar los fluidos de la formación de gas de vuelta a la formación. Usar la primera circulación del Método del Perforador. Aumentar la densidad del lodo tanto como sea posible y circular al trépano para reducir la Presión de Cierre Interna de Tubería (barras), PCIT (SIDPP). Purgar lodo manteniendo la presión del casing constante al mismo valor que la presión de Cierre Interna de Casing (PCIC, SICP).

Mientras se bajaba el casing, la sarta se quedo atascada. El Operador tomo la decisión de sacar el casing. Usted aconsejo al Perforador ir despacio y observar sus volúmenes de llenado mientras extrae la sarta de casing. ¿Cuál es la razón para esto?. Potencial succión (swabbing) debido a una geometría estrecha entre pozo y casing. Potencial daño a la sarta de casing y costo para el Operador. Potencial pérdida de tiempo por no estar listo para bajar de vuelta al pozo. Potencial comprensión (surging) debido a una geometría estrecha entre pozo y casing.

¿En cuál de las siguientes situaciones el Método de Esperar y Densificar da una presión más baja en el zapato del casing, comparado con el Método de Perforador?. La capacidad anular en pozo abierto es más alta que la capacidad de la sarta de perforación. La capacidad anular en pozo abierto es más baja que la capacidad de la sarta de perforación. El Método de Esperar y Densificar siempre dará presiones más bajas en el Zapato del Casing.

¿En cuál de las siguientes situaciones el Método de Esperar y Densificar da una presión más baja en el zapato del casing, comparado con el Método de Perforador?. La capacidad anular en pozo abierto es más alta que la capacidad de la sarta de perforación. La capacidad anular en pozo abierto es más baja que la capacidad de la sarta de perforación. El Método de Esperar y Densificar siempre dará presiones más bajas en el Zapato del Casing.

¿Qué deberá hacerse si las pérdidas totales ocurrieron mientras se perforaba con un lodo a base de agua?. Parar la perforación, cerrar el pozo y ver qué pasa. Bombear inmediatamente obturante (LCM). Parar la perforación, llenar el pozo desde arriba con agua y monitorear. Perforar a ciegas.

¿Qué precauciones tomaría usted con el fluido de perforación antes de comenzar las operaciones de wireline (mediciones, perfilajes con cables)?. Se deberá emplazar una píldora obturante (con LCM) a la profundidad de interés antes de comenzar las operaciones de wireline. Aumentar la densidad del lodo antes de comenzar la operación de wireline (medición, perfilaje con cables) para compensar por la pérdida de DEC (ECD). El fluido de perforación deberá hacerse circular y acondicionarse por que el pozo quedara estático por un periodo extenso. Debido al pequeño diámetro de las herramientas, no hay que tomar precauciones especiales.

¿Cuál de los siguientes parámetros afectara el valor de la Presión de Cierre Interna de Casing?. Capacidad por pie de la sarta de perforación. La presión a velocidad (o circulación) lenta de bombeo. La presión del fluido de formación (presión poral). Longitud de línea del estrangulador.

Después de que se cierra el pozo, ¿Qué otro dato clave deberá registrarse?. El torque de la mesa rotatoria. Peso sobre el trépano. Ganancias en piletas. Peso al gancho.

Cuando se prueba un conjunto de preventores de superficie con un tapón de pruebas, ¿Por qué las válvulas de salida lateral debajo del tapón deben mantenerse en posición abierta?. Por que se necesitará una circulación inversa para liberar el tapón de prueba. Por el potencial de daño a la cabeza del pozo/casing/pozo abierto. Porque la prueba creará pesos extremos al gancho. Para evitar un bloqueo de presión.

Se está ahogando un pozo usando el Método de control de pozos de Esperar y Densificar. ¿En qué punto durante la operación debería mantenerse la presión final de circulación en el manómetro de la presión de tubería (barras)?. Una vez que el lodo para matar ha alcanzado el zapato del casing. Una vez que el lodo para matar ha circulado hasta el trépano. Después de esperar para que el lodo para matar este preparado y listo. Cuando el lodo para matar retorna a la superficie.

¿Qué tipo de condiciones de perforación puede hacer que la detección de una surgencia sea más difícil para el Perforador?. Perforar formaciones de alta permeabilidad con lodos a base de aceite. Perforar formaciones de baja permeabilidad con lodos a base de agua. Perforar formaciones de baja permeabilidad con lodos a base de aceite. Perforar formaciones de alta permeabilidad con lodos a base de agua.

Se baja casing al pozo con un ensamble de válvula de flotador sin retorno. ¿Qué puede pasar si el casing no se mantiene lleno?. Puede producirse un colapso del casing. El peso del gancho disminuirá de repente. El casing estallará justo encima del ensamble de válvula de flotador. El casing estallará cerca de la superficie.

¿Cuál es la razón principal para un simulacro en piletas?. Para probar las piletas y alarmas de flujo. Para asegurarse que la cuadrilla este capacitada para matar (ahogar) el pozo. Para ver cuán rápido el Perforador puede alinear el sistema al tanque de viajes. Para asegurarse de que la cuadrilla sea capaz de reconocer eficazmente y reaccionar frente a una surgencia.

Usted ha cerrado el pozo después de una surgencia. ¿Cuál de las siguientes no tendría que monitorear el enganchador, por que estaría fuera de su responsabilidad?. Medir la densidad de lodo en todos las piletas. Registrar los niveles en las piletas y revisar los dispositivos de medición. Fijarse si hay fugas en las bombas o en las líneas. Monitorear presiones en el estrangulador (choke).

¿Cuál de las siguientes oraciones sobre preventores (BOP) tipo arietes con diámetro fijo es correcta?. Los preventores tipo arietes no pueden usarse para colgar la sarta de perforación. Los preventores tipo arietes con diámetro fijo están diseñados para contener y sellar Presión Nominal de Trabajo desde arriba de los arietes cerrados y también desde abajo. Los preventores tipo arietes con diámetro fijo pueden cerrarse y sellar sobre varios tamaños de tubería (barras). Los preventores tipo arietes con diámetro fijo están diseñados para contener la Presión Nominal de Trabajo sólo desde abajo de los arietes cerrados.

Cuando se perfora en una zona de transición a una formación con presión anormal, ¿Qué cambios esperar ver usted en la formación con base en lo que retorna a las zarandas?. Disminución de la cantidad de escombros. Reducción en el tamaño de cada recorte (cutting). Aumento de la densidad de los recortes de Lutita (Esquistos). Disminución de la densidad de los recortes de Lutita (Esquistos).

¿Cómo afecta un aumento de presión a la densidad de un lodo no acuoso (base aceite)?. Aumenta la densidad. No hay ningún efecto sobre la densidad. Reduce la densidad.

¿Qué es una zona de transición?. Una sección de la formación en la que la presión de formación está cambiando. Un cambio en la formación de alta permeabilidad a baja permeabilidad. Profundidad a la que las formaciones son suficientemente fuertes como para poder cerrar el pozo con preventores. La posición en un reservorio (yacimiento) donde el gas cambia a petróleo o agua.

¿Cómo se denomina la presión del fluido dentro de los espacios porales de la roca?. Presión total del pozo. Presión de formación. Presión de fractura. Presión hidrostática.

Se asienta un tapón de cemento de 500 pies de largo dentro del zapato del casing. El lodo en el pozo será desplazado con salmuera. ¿Cuál será la reducción en presión hidrostática al tope del tapón de cemento? Densidad de lodo viejo = 12.2 ppg (lb/gal) Salmuera = 8.6 ppg (lb/gal) Tope del tapón de cemento = 8200 pies. 3668 psi. 5202 psi. 1609 psi. 1535 psi.

¿Por qué debería cerrarse el pozo rápido después de haber detectado una surgencia?. Para minimizar el tamaño del influjo. Para minimizar la Presión de Cierre Interna de Tubería (barras de sondeo) (SIDPP). Para minimizar el lodo de ahogo requerido. Para reducir la velocidad de migración del influjo.

¿Cuál es el motivo por haber guardado fluido bajo presión en las botellas del acumulador en la unidad hidráulica de control de preventores (BOP)?. Para operar el estrangulador (choke) remoto. Para cerrar el preventor en caso de una falla de energía. Para operar la válvula de la línea para matar (ahogar, kill line). Para reemplazar el fluido de perforación cuando se realizan las pruebas semanales de preventores.

¿Cuál es el objetivo de la primera circulación del Método del Perforador?. Desplazar la sarta de perforación y el espacio anular con fluido de densidad para ahogar (matar). Desalojar el influjo circulando mientras se desplaza la tubería de perforación (barras de sondeo) y el espacio anular con fluido para matar (ahogar). Desalojar el fluido circulando con la densidad original del lodo.

Se colocan centralizadores sobre el casing antes de bajarlo. Son beneficiosos para un eficaz funcionamiento del casing. ¿Cuál de los siguientes puede ser un problema cuando se instalan centralizadores?. Mantiene el casing fijo en el centro axial del pozo. Aumenta las probabilidades de comprimir el pozo por pistoneo descendente mientras se baja el casing. Evitar el flujo después de haber cementado entre sarta de casing. Crear huecos en el cemento entre el casing y el pozo.

El lodista (inyeccionista) enciende el desgasificador y el desilter (desarcillador). ¿Qué ocurriría con el caudal de salida del pozo?. El caudal aumentará luego de dos a tres minutos. El caudal permanecerá igual. El caudal disminuirá luego de dos o tres minutos.

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?. Volver a perforar por que la ganancia se debe a cambios de temperatura en el pozo. Monitorear el pozo por otros 4 minutos para ver si el pozo aun está fluyendo. Comenzar a circular de fondo a superficie. Cerrar el pozo.

¿Cómo es una típica Velocidad Reducida de Bombeo (VRC, SCR)?. Igual que la velocidad de la bomba cuando se perfora. Entre 1 y 5 barriles por minuto. Entre 75 y 95 emboladas por minuto (EPM, SPM). 75% de la velocidad de la bomba cuando se perfora.

¿Cuál de los siguientes NO es un método de verificación de barrera del pozo?. Prueba de influjo (Prueba Negativa). Confirmación de peso establecido (contacto, tagging). Prueba de Leak – Off (de goteo o admisión). Prueba de Presión Positiva.

Usted está perforando. Durante el último tiro usted perdió 8 barriles. Cuando apaga las bombas para hacer una conexión, el pozo fluye. Usted cierra el pozo con una ganancia de 6 barriles y las presiones se estabilizaron así: SDIPP (PCT o presión de cierre de tubería o barras) = 120 psi SICP (PCC o presión de cierre de casing) = 110 psi El Superintendente del Equipo de Perforación purga 1 barril de fluido por el estrangulador (choke) y cierra el pozo. SDIPP es ahora de 100 y la SICP es ahora de 90. El superintendente del Equipo purga otro barril y vuelve a cerrar el pozo. SIDPP es ahora de 50 y la SICP es ahora de 35. ¿Qué es lo más probable que esté ocurriendo?. Hidratos en la línea del estrangulador (choke). Ocurrió una surgencia de gas. Ocurrió una surgencia de agua salada. El pozo está haciendo “balonamiento”.

¿Qué pasará con la presión interna del Casing cuando un influjo de gas se hace circular desde la sección horizontal y entra en la sección vertical?. La presión sobre el Casing aumentará. La presión sobre el Casing permanecerá igual. La presión sobre el Casing disminuirá.

¿Cómo sabe usted que un flotador de auto llenado está tapado?. Los retornos de monitoreo del viaje disminuirán. Los retornos de monitoreo del viaje aumentarán. Aumenta el tiempo de bajar al pozo. No vuelven retornos al tanque de viajes.

El pozo está lleno de lodo de 12.2 ppg (lb/gal). Se asienta y se prueba un tapón de cemento de 500 pies a 2000 pies por encima de la PPV (TVD). El lodo por encima del tapón se reemplazará por salmuera de 10.2 ppg (lb/gal). Si fallara el tapón de cemento, ¿qué pasaría con la presión al fondo del pozo?. La BPH disminuiría. La BPH permanecería igual. La BPH aumentaría.

Cuando se preparan para un cambio de turno durante una operación de ahogo de un pozo, ¿Cuál sería la mejor practica al conducir el traspaso?. Solicitar que el Ingeniero de Lodos (inyeccionista) analice las tareas con cada uno de los miembros de la cuadrilla. Hacerse cargo inmediatamente de la cuadrilla actual y trabajar con el supervisor para ayudar a ahogar (matar) el pozo. Todas las partes involucradas deberían estar en actividad por un tiempo suficiente como para permitir una completa comunicación de las actividades en curso. 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.

¿Cómo afecta una inesperada presión anormal al control primario del pozo?. Aumenta el aumento de presión por efecto de pistoneo descendente cuando se hace un viaje. Reduce el sobre balance (overbalance) de presión hidrostática. Aumenta el “margen de maniobra” (trip margin). Permite al perforador aumentar la velocidad de viaje por tiro.

Durante operaciones normales de perforación, se bombea una píldora de 30 bbl de fluido de perforación liviano a la tubería de perforación seguido por el lodo original. El perforador apaga la bomba para observar el pozo con lodo liviano aún dentro de la tubería de perforación (barras de sondeo). Profundidad del pozo (PVV, TVD) = 9000 pies. Capacidad de la tubería (barras de sondeo) = 0.01776 bbl/pie. Lodo con densidad original = 12 ppg (lb/gal) Lodo de baja densidad = 10 ppg (lb/ gal). ¿Cómo afecta esta operación la presión al fondo del pozo?. La presión al fondo del pozo aumentará 177 psi. La presión al fondo del pozo disminuirá 177 psi. La presión al fondo del pozo permanecerá igual.

El sensor del flujo muestra una pérdida total de retornos y no se puede ver el nivel del lodo en el anular. ¿Qué acción deberá emprenderse inmediatamente?. Bombear a la velocidad reducida agregando material obturante (LCM). Prepararse para llenar el anular con agua (o con el lodo más liviano que haya), y registrar el volumen. Cerrar el pozo y bombear material obturante (LCM). Continuar perforando cautelosamente.

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. ¿Qué está ocurriendo?. 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 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.

Mientras se baja al pozo a 6000 pies, un chequeo del flujo da positivo. El procedimiento del taladro es cerrar el pozo usando el procedimiento de cierre suave. ¿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 la válvula de seguridad, cerrar el estrangulador. Cerrar el preventor (BOP), calzar una válvula de seguridad de apertura plena, cerrar la válvula de seguridad, abrir el estrangulador (choke), 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 el estrangulador, cerrar la válvula de seguridad registrar la presión. Calzar una válvula de seguridad de apertura plena, cerrar la válvula de seguridad, abrir la válvula HCR, cerrar el preventor (BOP), cerrar el estrangulador (choke).

¿Cuál es el objetivo fundamental cuando desalojamos una surgencia circulando?. Hacer circulación inversa para remover más rápido el influjo. Usar la máxima velocidad de la bomba que sea posible. Tener una presión sobre balance (overbalance) tan cercana a la presión de fractura como sea posible. Mantener la presión al fondo del pozo constante y por lo menos igual a la presión de la formación.