well control

16. Durante una operación de ahogo de un pozo ¿a qué presión deseamos igualar la presión al fondo del pozo?. a. Que sea por lo menos igual a la presión de bombeo lento. b. Que sea por lo menos igual a la presión interna de tubería (barras de sondeo). c. Que sea por lo menos igual a la presión de cierre interna del casing. d. Que sea por lo menos igual a la presión del fluido de la formación.

16. Cuando baja tubería al pozo, los retornos del lodo al tanque de viajes es menos que lo calculado. Una vez de vuelta en la perforación, el flujo de retorno es menos que lo esperado. ¿Cuál es la causa más probable para que ocurra esto?. a. Un amago (surgencia, kick). b. Pérdidas totales. c. Perdidas parciales. Succión tipo pistón ascendente (swabbing).

16. Mientras se baja al pozo a 6,000 pies, un chequeo de 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?. a. 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. b. 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. c. Calzar una válvula de seguridad de apertura plena, cerrar la valvula de seguridad, abrir la válvula HCR, cerrar el preventor (BOP) cerrar el estrangulador (choke). d. Cerrar un preventor (BOP), calzar una válvula de seguridad de apertura plena, cerrar la válvula de seguridad, abrir el estrangulador (choke), cerrar el estrangulador, registrar presión.

16. Una herramienta de Presión mientras se Perfora (PWD) en el ensamble de Fondo del Pozo puedo proporcionar información que indica una reducción de la DEC (ECD) durante las operaciones de perforación. ¿Qué podría causar la reducción en la DEC mientras se perfora?. a. Una pérdida del sobre balance (overbalance) por fluidos de la formación contaminando el lodo en el espacio anular. b. Un cambio en el azimut y elevación del pozo. c. Un cambio en la velocidad de penetración (VCD, ROP). d. Un aumento en el sobre balance (overbalance) debido a un aumento de la presión de formación.

16. Antes de cortar la línea de perforación, con la broca (trepano) en el zapato del casing, ¿Qué artículo del equipo deberá instalarse para mejorar la capacidad de control del pozo?. a. Válvula de Seguridad de Apertura Plena (Full Opennig Safety Valve). b. Válvula de retención tipo dardo (drop in check valve). c. Preventor interno (inside blowout preventer). d. Cabezal de circulación.

16. ¿Cuál es el método SECUNDARIO usado para controlar la presión del fluido de formación?. a. La viscosidad del lodo. b. La presión hidrostática del lodo. c. Los tapones de cemento. d. Los preventores de reventones.

16. ¿Cuál es el propósito del stripping (deslizamiento de tubería con preventor cerrado)?. a. Forzar tubos a un pozo cundo 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. b. Bajar tuberías (barras) a un pozo cerrado para colocar la sarta de perforación por debajo del influjo, mientras se mantiene la BHP (presión al fondo) constante. c. Reducir la presión del casing intercambiando la presión hidrostática por presión de superficie. d. Bajando tubería (barras) a un pozo abierto para volver rápido al fondo de que el flujo se torne excesivo.

16. Durante el método de Esperar y Densificar, después de que las bombas se llevaron hasta la velocidad adecuada y antes de que el lodo para ahogar (kill mud) lluege hasta la broca (trepano) ¿Cómo controla Ud la Presión al Fondo del Pozo mientras se bombea fluido para ahogar por la sarta de perforación?. a. Manteniendo constante la presión del casing. b. Siguiendo un programa de presiones del casing. c. Manteniendo constante la presión de la tubería de perforación (barras de sondeo). d. Siguiendo un programa de presiones de la tubería de perforación.

16. Cuando el pozo tiene un amago (surgencia, kick) ¿Qué practica operativa conducirá a aun influjo más grande cuando usted está cerrando el pozo?. a. Probar las válvulas que se colocan sobre la sarta durante pruebas de preventores (BOP). b. Simulacros regulares en los tanques para la cuadrilla de perforación. c. Llamar al Toolpusher (capataz del sondeo) al piso de perforación antes de cerrar el pozo. d. Capacitación regular para el torrero (encuellador, chango, derrickman) sobre las tareas de vigilar el nivel de los tanques (piletas).

16. Al hacer una conexión, el Perforador cerro el pozo debido a un tiempo de contra flujo anormalmente largo. Las presiones estabilizadas en superficie eran iguales a 150 psi en tubería (barras) y Espacio Anular. Usted sospecha que el pozo ha estado dando balonamiento (ballooning). Después de purgar las presiones a cero (0) en incrementos de 50 psi, las presiones permanecieron en cero. En el pozo hay lodo a base aceite. ¿Qué instrucciones le daría al Perforador?. a. Fijarse si hay flujo por la línea del estrangulador (choke). Si no hay flujo, abrir el preventor (BOP) y circular mientras se aumenta la densidad del lodo en 0.5 ppg (lb/gal) y seguir perforando. b. Fijarse si hay flujo por la línea del estrangulador (choke). Si no hay flujo, circular de fondo a superficie por el estrangulador. c. Abrir el preventor, levantar la densidad del pozo en 1 ppg (lb/gal) y seguir perforando. d. Abrir el preventor y seguir perforando.

16. ¿Cómo sabe usted que un flotador de auto llenado está tapado?. a. Aumenta el tiempo de bajar al pozo. b. No vuelven retornos al tanque de viajes. c. Los retornos de monitoreo del viaje disminuirán. d. El aumento normal de peso al gancho con la profundidad se hará más lento debido al efecto del factor de flotación (buoyancy).

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

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

16. Se hace un intento de cerrar un ariete (ram) de tubería desde el panel. ¿Qué ha pasado si la luz de abierta permanece encendida, la luz de cerrado no se enciende y las presiones en el múltiple (manifold) permanecen estáticas?. a. El foco (lamparita) de luz se quemo. b. Hay una fuga en la línea hidráulica hacia el preventor (BOP) para cerrar. c. La válvula de 3 posiciones y 4 sentidos en la unidad de control hidráulico del preventor (BOP) ha fallado y no funciono. d. Hay una fuga en la línea hidráulica hacia el preventor (BOP) para abrir.

16. ¿Cuál es la razón principal para un simulacro de viaje?. a. Para asegurarse de que la cuadrilla este capacitada para matar (ahogar) el pozo. b. Para asegurarse de que la cuadrilla sea capaz de reconocer eficazmente y reaccionar frente a un amago (surgencia, kick) mientras sube o baja tubería. c. Para probar las alarmas de los tanques (piletas), flujos y tanques de viajes. d. Para ver cuán rápido el Perforador puede alinear el sistema al múltiple del estrangulador choke manifold.

16. Después de que se cierra el pozo, ¿Qué otro dato clave deberá registrarse?. a. Peso en el gancho. b. Presión de cierre interna de tubería (barras de sondeo) (SIDPP). c. Peso sobre la broca (trepano). d. El torque de la mesa rotatoria.

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

16. Después de que se cierra el pozo, ¿Qué otro dato clave deberá registrarse?. o El torque de la mesa rotatoria. o Peso del gancho. o Ganancias en tanques. o Peso sobre la broca (trepano).

16. El lodo para matar se ha bombeado hasta la broca (trepano) durante el método de Esperar y Densificar. Se apagan las bombas y se observan las siguientes presiones. Presión interna de tubería (barras) actual = 150 psi Presión interna de casing actual = 630 psi ¿Cuál de lo siguiente no debería hacerse para evaluar la situación?. a. Revisar el sistema circulante para ver si se bombeo un lodo más liviano. b. Fijarse si hay presión atrapada. c. Revisar los cálculos de emboladas (strokes) superficie a broca y lodo para ahogar el pozo. d. Purgar la presión del casing a cero psi y confirmar que el pozo esta ahogado (muerto.

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

16. ¿Qué puede provocar una lectura inexacta de la Presión Reducida de Bombeo (PRB)?. a. Hacer circular el lodo por un periodo para romper los geles. b. Densidad de lodo constante por todo el pozo. c. Lodo gelificado en el pozo después de un viaje para cambiar broca (trepano). d. Registrar la presión en el panel de control del estrangulador (choke).

16. ¿Cuál de los siguientes es una advertencia “fondo a superficie” de que la presión de formación puede estar aumentando?. a. Aumento de la presión de circulación con disminución de velocidad de la bomba. . Aumento en gas de conexión, de viaje, o de fondo. c. Un aumento de la densidad de la lutita (esquisto). d. Aumento de las RPM.

16. ¿Dónde deberá medirse la densidad del lodo de “retorno”?. a. Zaranda (Temblorina). b. Línea de retorno del desgasificador de vacío. c. Tanque (pileta) de succión. d. Tanque de retorno.

16. ¿Cuál de las siguientes oraciones es la correcta si hay una válvula sin retorno (flujo en un solo sentido) inserta en la sarta?. a. No puede bajarse al pozo en posición cerrada. b. Más fácil de insertar si en la sarta de perforación se encuentra un flujo fuerte. c. No permitirá que se baje cable para registro (perfilaje) eléctrico dentro de la sarta de perforación. d. Tiene potencial de perder por la llave de abrir/cerrar.

17. Mientras sacaba sarta del pozo, el Asistente del Perforador (AP) observo un llenado inapropiado del pozo. La broca (trepano) está a 990 pies del fondo. El AP informa al Perforador el problema. Se observa flujo positivo y se cierra un preventor (BOP). Las presiones se han estabilizado. ¿Qué le pediría usted al Perforador que haga a continuación?. a. Prepararse para viajar de vuelta al fondo para realizar la operación de ahogo. b. Deslizar (strip) cinco o más paradas (tiros, stands) a preventor cerrado y reevaluar la situación. c. Alinear el estrangulador en preparación para el Método del Perforación. d. Alinear el estrangulador en preparación para el Método de Esperar y Densificar.

17. 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?. a. El pozo esta balanceado; las presiones en el fondo esta balanceadas en ambos lados del pozo. b. 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. c. 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). d. 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.

17. ¿Qué es una “barrera” mecánica de control de pozo?. Un procedimiento para remover un influjo (kick) del pozo. Una parte del equipo o una práctica que reduce el riesgo de pérdidas de lodo. Una parte del equipo que evita flujos de la formación. Una herramienta en el BHA (ensamble del fondo) que evita que el pozo tenga amagos (surgencias, kick).

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

17. ¿Cómo afecta el control del pozo un aumento de temperatura en el mismo cuando se usa un lodo no acuoso (base aceite). a. No hay efecto significativo sobre la presión hidrostática en el pozo. b. Aumenta la presión hidrostática en el pozo. c. Reduce la presión hidrostática en el pozo.

17. ¿Cuándo es más probable que usted se fije para ver si el pozo está fluyendo?. a. Después de un 5% de aumento de la velocidad de penetración. b. Luego de medir la presión reducida de bombeo. c. Antes de que el ensamble de fondo (BHA) sea levantado a través de la sarta de preventores. d. Después de que el perforador ha aumentado el peso sobre la broca (trepano).

17. Usted está bajando una herramienta lisa no cizallable al pozo en un equipo de perforación con preventores de superficie. El pozo fluye cuando la herramienta está atravesando el conjunto de preventores (BOP). ¿Cuál es la mejor acción que puede emprender el Perforador para cerrar el pozo?. a. Comenzar a circular para usar la DEC (EDC) para detener el amago (surgencia, kick). b. Armar la válvula de seguridad en la sarta y cerrar el preventor anular. c. Levantar una junta o parada (tiro, stand) de tubo cizallable, colocar en posición e instalar la válvula de seguridad. d. Tirar la sarta al pozo.

17. Usted está bajando una herramienta lisa no cizallable al pozo en un equipo de perforación con preventores de superficie. El pozo fluye cuando la herramienta está atravesando el conjunto de preventores (BOP). ¿Cuál es la acción más rápida que puede emprenderse el perforador para cerrar el pozo?. o Tirar la sarta al pozo. o Levantar una junta o parada (tiro, stand) de tubo cizallable, colocar en posición e instalar la válvula de seguridad. o Comenzar a circular para usar la DEC (ECD) para detener el amago (surgencia. Kick). o Montar y cerrar la válvula de seguridad en la sarta y cerrar el preventor anular.

17. El torrero (chango, 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 por tomar?. a. Llamar al Toolpusher (capataz del sondeo) para pedir consejos. b. Informar al Ingeniero de Lodos (inyeccionista). c. Pedir al torrero (chango, derrickman) que se fije si hubo alguna transferencia de lodo. d. Realizar una revisión para ver si hay flujo.

17. ¿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. El volumen en los tanques (piletas) cambiara. c. Se reduce la viscosidad del lodo. d. Habrá que desviar el fluido para saltear las zarandas (temblorinas).

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

18. Cuando se baja casing con un ensamble de válvula de flotador con auto llenado, ¿Qué podría indicar que el ensamble de auto llenado se tapó y que el casing no se estaba llenando?. a. El peso al gancho aumentarla en el factor de flotación del acero que se baja al pozo. b. Incapacidad para alcanzar la profundidad total PT (TD) con el casing (revestidor). c. Imposibilidad de hacer rotar el casing. d. El monitoreo con el tanque para viajes mostraría desviaciones de los volúmenes estimados.

18. ¿Qué deberán hacer los trabajadores de la perforación en los tanques (piletas) o zarandas (temblorinas) si observan un cambio en la densidad, viscosidad o nivel del lodo?. a. Informar inmediatamente los cambios al Perforador. b. Continuar monitoreando el lodo para ver si los cambios permanecen con el tiempo. c. Informar al Ingeniero de Lodos (inyeccionista) cuando el realiza sus análisis habituales. d. Agregar aceite base o agua al sistema de lodo.

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

19. ¿Qué gas utiliza usted para precargar las botellas del acumulador en una unidad hidráulica de control de preventores (BOP)?. Anhídrido Carbónico (Dióxido de Carbono, CO2). Oxigeno. Nitrógeno. Aire.

19. ¿Cómo afecta la perforación en una formación con presión anormal al control primario de pozos?. a. Aumenta el aumento de presión por efecto de pistoneo descendente cuando se hace un viaje. b. Aumenta el sobre balance (overbalance) de presión hidrostática. c. Hará que la detección de un amago (surgencia, kick) sea más difícil. d. . Reduce el sobre balance (overbalance) de presión hidrostática.

20. El estrangulador tendrá que cerrarse gradualmente debido a una fisura (washout) de la sarta por debajo de los preventores (BOP). ¿Qué efecto tiene esto sobre la presión al fondo del pozo?. Disminuya. Quedará igual. Aumente.

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

20. ¿Cuál de los siguientes parámetros afectara el valor de la Presión de Cierre Interna de Casing?. a. Capacidad por pie de la sarta de perforación. b. El volumen del amago (surgencia, kick). c. El pH del lodo. d. Longitud de línea del estrangulador (choke).

20. ¿Cómo afecta la perdida de presión anular a la Presión al Fondo del Pozo (BHP)?. a. Hará que la BHP sea más alta que la presión hidrostática. b. No tendrá ningún efecto sobre la BHP. c. Hará que la BHP se más baja que la presión hidrostática.

¿Cómo afecta la perdida de presión anular a la Presión al Fondo del Pozo (BHP)?. a. Hará que la BHP sea más alta que la presión hidrostática. b. No tendrá ningún efecto sobre la BHP. c. Hará que la BHP se más baja que la presión hidrostática.

21. ¿Qué acción debería emprender un Perforador después de un cambio en la velocidad de penetración?. a. Circular de fondo a superficie. b. Reducir la velocidad de la bomba. c. Reducir el peso sobre la broca (trepano). d. Fijarse si hay flujo.

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

21. ¿Cuál es el mínimo número de barreras establecidas que se requiere normalmente para cualquier fase de las operaciones?. a. Una. b. Tres. c. Dos. d. Cuatro.

21. ¿Por qué se otorga al Perforador la autoridad de cerrar el pozo sin esperar un permiso?. a. El Perforador puede monitorear el flujo del pozo para permitir una ganancia mínima de 10 bbls. El Perforador es la única persona capacitada para ahogar (matar) el pozo. c. El Perforador está autorizado para cerrar el pozo sin demora. d. El Perforador tiene la “contraseña” para activar los controles de preventores (BOP).

21. ¿Qué es una prueba de presión “negativa”?. a. Una prueba en la que se hace que la barrera falle. b. Una prueba sobre una barrera donde la presión al tope de la barrera se aumenta a un valor más alto que la presión por debajo de la barrera. c. Una prueba sobre una barrera donde la presión al tope de la barrera se reduce a un valor por debajo de la presión por debajo de la barrera. d. Una prueba en la que una barrera se prueba hasta que hay una fuga.

21. Cuando se perfora en una zona de transición a una formación con presión anormal, ¿Qué cambios esperara ver usted en los datos de perforación?. a. Reducción en el torque de la sarta de perforación en más del 50%. b. Reducción del arrastre durante las conexiones. c. Un aumento gradual de la VDP (ROP, velocidad de penetración). d. Aumento del peso sobre la broca (trepano) para mantener la misma VDP.

21. Se detectó un amargo (surgencia, kick) mientras se perforaba y se cerró el pozo. Volumen anular en pozo abierto = 200 bbls Capacidad de la tubería de perforación (barras de sondeo) = 100 bbls La sección de pozo abierto tiene una serie de formaciones que son zonas de perdida potencial de circulación. ¿Cuál de los siguientes métodos de control de pozos debería usarse para minimizar la presión en el pozo en pozo abierto?. a. Forzamiento (bullheading). b. El Método Volumétrico. c. El Método de Esperar y Densificar. d. El Método del Perforador.

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

21. ¿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?. a. Cuando el tope del influjo alcanza el zapato. b. Solo durante el cierre inicial. c. Cuando el tope del gas alcanza la superficie.

22. Usted está perforando con una broca (trepano) de 12 ¼ pulgadas con una velocidad de penetración promedio de 95 pies/hora. Durante los últimos 60 minutos no hubo cambios en el nivel de los tanques (piletas). ¿Qué acción tomaría usted?. a. Prepararse para mezclar material obturante (LCM) porque usted puede estar perdiendo algo de lodo hacia la formación. b. Fijarse si el pozo fluye para averiguar por qué el volumen en tanques (piletas) está estable. c. Continuar perforando, todo va bien. d. Aumentar el peso sobre la broca (trepano) ahora que la velocidad de penetración está estable.

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

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

22. ¿Qué puede aumentar las presiones por efecto de pistoneo cuando usted está bajando tubería (barra de sondeo) al pozo?. o Un despeje (holgura) anular estrecho. o Bajo esfuerzo de gel (gel strength) del lodo. o Boquillas (toberas) de broca (trepano) grandes. o Un despeje (holgura) anular amplio.

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

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

22. ¿Dónde ocurre la mayor parte de la expansión con un amago (surgencia,kick) de gas?. o Justo inmediatamente de haber pasado por el zapato del casing. o En pozo abierto. o En el fondo del pozo. o Cerca del tope del pozo.

22. ¿Por qué se hace una prueba negativa sobre el tapon de cemento o Solapa del Liner (liner lap)?. o Para ver si hay flujo desde abajo del tapón / solapa del liner. o Para probar si el tapón es suficientemente duro para penetrarlo perforando. o Para inyectar cemento a la solapa del liner. o Para ver si hay flujo desde arriba del tapón / solapa del liner.

22. Con base en la información que hay a continuación, ¿Qué sucederá con la presión del zapato del casing si se usara el Método de Esperar y Densificar en vez del Método del perforador? Información del Pozo Profundidad del pozo – 10000 pies Profundidad del zapato – 8830 pies Emboladas Superficie a Broca (Trepano) - 1630 strokes Emboladas Broca a Zapato – 1300 strokes Emboladas Broca a Superficie – 6480 strokes PCIT (SIDPP) (presión de cierre interna en tubería o barras) – 500psi PCIC (SICP) (presión de cierre interna del casing) – 800 psi Densidad actual del lodo – 10.3 ppg (lb/gal) Densidad del lodo para ahogar – 11.3 ppg (lb/gal) MAASP (presión anular máxima admisible en superficie) – 1300 psi Ganancia en tanque (piletas) – 28 bbls. o La presión en el zapato será más alta. o La presión en el zapato será más baja. o La presión en el zapato será igual.

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

22. ¿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)?. o Solo la presión de cierre interna de tubería (barras) aumentara. o Las presiones tanto de tubería (barras) como del anular aumentaran. o Solo la presión de cierre interna de tubería (barras) aumentara. o Las presiones de cierre permanecerán constantes.

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

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

22. Mientras sacaba sarta del pozo, el Asistente del perforador (AP) observo un llenado inapropiado del pozo: Después de sacar cinco paradas (tiros, stands) el pozo no ha tomado fluido del tanque de viajes. Debería haber tomado tres barriles. El AP informa al perforador el problema. ¿Qué acción debería emprender el perforador?. o Conectar la Kelly o el impulsor superior (Top Drive) y circular de fondo a su superficie. o Fijarse inmediatamente si hay flujo y cerrar el pozo si se requiere. o Cerrar el desviador (diverter) y conectarlo desgasificador. o Sacar cinco o más paradas (tiros, stands) y reevaluar la situación.

22. Un pozo se ha cerrado por un amago (surgencia, kck) 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?. o 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. o El pozo esta balanceado; las presiones en el fondo están balanceadas en ambos lados del pozo. o 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. o 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).

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

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

22. ¿Cuál de las siguientes oraciones sobre preventores (BOP) tipo ariete con diámetro fijo es correcta?. o Los preventores tipo ariete con diámetros fijo no requieren un sistema de traba. o Los preventores tipo ariete con diámetros fijo pueden cerrarse y sellar sobre varios tamaños de tubería (barras). o Los preventores tipo ariete con diámetro fijo pueden usarse para colgar la sarta de perforación. o Los preventores tipo ariete con diámetro fijo están diseñados para contener y sellar presión nominal de trabajo desde arriba de los arietes cerrados y también desde abajo.

22. Usted está haciendo stripping hacia el pozo (deslizamiento de tubos con preventor cerrado ¿Cómo puede mantener una presión de fondo de pozo constante? (Suponer que no hay migración de flujo). o Purgar el desplazamiento total de la tubería de perforación (desplazamiento del acero mientras desliza (stripping) cada parada (tiro, terna, stand). o Bombear un volumen del lodo en el pozo igual al desplazamiento de tubería de perforación (barras de sondeo)mientras se desliza (stripping) con preventor cerrado cada parada (tiro, terna, stand). o Bombear un volumen del lodo en el pozo igual al desplazamiento de tubería de perforación (barras de sondeo) a fondo cerrado mientras se desliza (stripping) con preventor cerrado cada parada (tiro, terna, stand). o Purgar el desplazamiento total a fondo cerrado de la tubería de perforación (desplazamiento más capacidad) mientras desliza (strpping) cada parada (tiro, terna, stand).

Usted está haciendo stripping hacia el pozo (deslizamiento de tubos con preventor cerrado ¿Cómo puede mantener una presión de fondo de pozo constante? (Suponer que no hay migración de flujo). o Purgar el desplazamiento total de la tubería de perforación (desplazamiento del acero mientras desliza (stripping) cada parada (tiro, terna, stand). o Bombear un volumen del lodo en el pozo igual al desplazamiento de tubería de perforación (barras de sondeo)mientras se desliza (stripping) con preventor cerrado cada parada (tiro, terna, stand). o Bombear un volumen del lodo en el pozo igual al desplazamiento de tubería de perforación (barras de sondeo) a fondo cerrado mientras se desliza (stripping) con preventor cerrado cada parada (tiro, terna, stand). o Purgar el desplazamiento total a fondo cerrado de la tubería de perforación (desplazamiento más capacidad) mientras desliza (strpping) cada parada (tiro, terna, stand).

22. Usted está desplazando la sarta de perforación con lodo con densidad de ahogo (para matar). ¿Qué sección de la tubería (barras de sondeo) listados a continuación tendrá mayor velocidad de desplazamiento por pie?. o 65/8 pulgadas con un D. I. de 5.761 pulgadas. o 4 pulgadas con un D. I. de 3.240 pulgadas. o 65/8 pulgadas con un D. I. de 5.965 pulgadas. o 5 pulgadas con un D. I. de 4.276 pulgadas.

22. ¿Cómo reconoce usted una fisura (washout) en el estrangulador (choke)?. o Hay un aumento en la presión del casing sin cambio en la presión de tubería. o Ambas presiones, la de tubería (barras) y casing disminuyen aunque usted este cerrando el estrangulador. o Hay un rápido aumento en la presión de tubería sin cambia alguna en la presión del casing. o Ambas presiones, la de tubería (barras) y casing aumentan aunque usted haya cerrado el estrangulador.

22. ¿Qué método de ahogo bombea lodo para ahogar (kill mud) en el mismo momento en el que circula y desaloja el influjo por el espacio anular?. o El método de esperar y densificar. o El método volumétrico. o El método del Perforador. o La técnica de Forzamiento (Bullheading).

22. Si los desplazamientos calculados para el viajen no se cumplen cuando se saca tubería del pozo, ¿Qué debería hacer usted?. o Notificar al supervisor, prepararse para bajar de vuelta al fondo y fondo a superficie. o Revisar sus datos de viaje del pozo anterior y si hay solo uno pocos barriles de diferencia continúe sacando. o Bombea una píldora pesada y volver al fondo. o Vaciar el tanque de viajes (maniobras) para corregir el desplazamiento del fluido.

22. Después de la primera circulación con el Método del Perforador, se cierra el pozo. ¿Qué presiones deberían observarse si todo el influjo fue desalojado exitosamente del pozo?. o SIDPP más alta que la SICP original. o SICP igual al SIDPP original (presión de casing igual a la de cierre de tubería original). o SICP más alta que la SIDPP original (presión del casing mayor a la de cierre de tubería original). o SIDPP igual a la SICP original.

22. ¿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)?. o Cuando usted mantiene las transferencias al sistema activo de lodo en un mínimo mientras perfora. o Cuando usted permite que el lodo desborde por las zarandas (temblorinas). o Cuando usted saltea (evade) los tanques de control de sólidos. o Cuando usted reduce el límite de la alarma de nivel en tanques (piletas) de 10 bbls a 5 bbls.

22. Que dato es importante conocer si hay arietes de cizallamiento en el conjunto de preventores (BOP)?. o La presión de apertura. o El peso de colgar. o El tamaño y la resistencia de los tubulares que los arietes pueden cizallar.

22. En el panel del perforador operado con aire para un preventor (BOP) de superficie, el preventor tipo ariete está cerrado y se observó lo siguiente: 1. La luz de abierto se apagó. 2. La luz de cerrado se encendió. 3. La presión en el preventor anular no cambio. 4. La presión del múltiple (manifold) bajo y luego volvió a la posición original. 5. La presión del acumulador bajo a 2500 psi y permaneció constante ¿Cuál es la causa más probable del problema?. o La válvula selectora (válvula de 3 posiciones/4 direcciones) esta trabaja en posición de abierta. o El interruptor de presión o las bombas en la unidad de control de preventores (BOP) no funciono. o Hay un bloqueo en la línea hidráulica que conecta el preventor (UBOP) a la unidad de control del preventor. o Los interruptores de posición eléctrica están funcionando mal.

23. ¿Cuál de las siguientes no es una señal de advertencia de un aumento en la presión de formación?. o Un aumento de la densidad de la lutita (esquisto). o Aumento del gas de fondo. o Aumento de los escombros en las zarandas (temblorinas). o Aumento del gas de conexión.

23. Mientras se prepara para hacer circular el Lodo de Ahogo (kill Mud o lodo para matar) la burbuja de gas comienza a migrar. Si no se tomara ninguna acción, ¿Qué pasara con la presión sobre la burbuja de gas mientras el gas asciende?. o Aumenta. o Disminuye. o Permanece aproximadamente igual.

23. Un pozo abierto está lleno de fluido limpio y usted no está circulando. ¿Cuál es la Presión al Fondo del Pozo (BHP)?. o La BHP es igual a la presión hidrostática menos a la perdida de carga (Presión) Anular. o La BHP es igual a la presión hidrostática menos la perdida de Presión Anular. o La BHP es igual a la presión hidrostática.

22. La bomba se apagó cuando se estaba haciendo la primera circulación del Método del perforador. La presión interna de tubería (barras) ahora indica 525 psi y la presión interna del casing ahora indica 700 psi. Información del Pozo. Presión de cierre interna de tubería (barras) = 450 psi Presión de cierre interna de casing = 600 psi Presión inicial de circulación = 800 psi Densidad de lodo = 11.2 ppg (lb/gal) ¿Cuánto sobre el balance (overbalance) hay actualmente en el pozo? o 175 psi o 100 psi o 150 psi o 75 psi. 23. Hay una sola válvula preventora interna (inside BOP) con una conexión macho NC50. La sarta de perforación consiste en: Tubería de perforación peso pesado de 5 pulgadas (NC50). Dril collars (portamechas) de 8 pulgadas (65/8 Reg.). ¿Cuál de los siguientes adaptadores (croosovers) tiene que haber en el piso del taladro mientras se hace un viaje?. o 65/8 pulgadas Reg.hembra x 75/8 pulgadas Reg. Macho. o NC50 hembra x 65/8 pulgadas Reg. Macho. o NC50 hembra x 65/8 pulgadas Reg. Hembra. o NC50 hembra x75/8 pulgadas Reg. Macho.

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

22. ¿Cómo hace generalmente el personal del equipo de perforación para monitorear si el lodo está contaminado?. o Registrar el peso sobre la broca (trepano, mecha) cada 15 minutos. o Hacen mediciones de densidad y de viscosidad en las zarandas (temblorinas, shakers) y en el tanque (pileta) de succión. o Revisan el informe del ingeniero de Lodo (inyeccionista) cada 8 horas. o Chequean si hay flujo (flow check) en cada conexión.

22. Cuando se baja casing con un ensamble de válvula de flotador con auto llenado, ¿Qué podría indicar que el ensamble de auto llenado está funcionando correctamente?. o Cuando se hace circulación inversa, el número de emboladas (strokes) bombeadas antes de que el lodo fluya fuera del casing no coincide con los valores calculados. o Los retornos del pozo son iguales al volumen del casing con fondo cerrado que se baja al pozo. o El peso al gancho disminuirá en el factor de flotación del acero que baja al pozo. o Los retornos del pozo son iguales al volumen de acero que se bajó.

22. Mientras se hace circular un flujo de gas dentro del casing, la presión del casing se acerca a la MAASP (máxima presión anular admisible en superficie), ¿Qué debería hacer usted?. o Continuar con el procedimiento de ahogo correcto, la creciente MAASP no provocara fractura de la formación. o Continuar con los procedimientos de ahogo, pero usar el control automático de MAASP para evitar una fractura de la formación. o Parar los procedimientos de ahogo, y purgar hasta llegar a MAASP reduciendo así el riesgo de fractura de la formación. o Continuar con el procedimiento de ahogo, pero abrir el estrangulador (choke) según resulte necesario para mantener la presión del casing igual a la MAASP, arriesgando así la posibilidad de un influjo adicional.

22. Usted está realizando exitosamente la primera circulación del método del Perforador. La presión interna de la tubería de perforación (barras de sondeo) se ha mantenido 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 la tubería (barras) a 700 psi. La presión del estrangulador permanece igual a 460 psi. ¿Qué tipo de problemas es más probable que haya ocurrido?. o Una boquilla de la broca (trepano) ha desaparecido por erosión. o El estrangulador se está tapando. o Se ha tapado una boquilla de la broca. o Una fisura (washout) en la sarta de perforación (barras de sondeo).

22. Mientras se perfora una larga sección horizontal de un pozo, se observó una ganancia en tanques (piletas) de 10 bbls y se cerró el pozo. Luego del cierre, se notó que la SIDPP (presión de cierre de tubería) y la SICP (presión de cierre de casing) eran aproximadamnte iguales, ¿Qué podemos suponer a partir de estas presiones?. o Que el flujo está en la sección horizontal del pozo. o Que es un influjo de agua salada. o Que esto es probablemente el resultado del pistoneo ascendente (surging) de la sarta. o Que probablemente se trata de balonamiento (ballooning).

22. ¿Cuál es la razón principal para un simulacro de desviador (diverter)?. o Para asegurar que la cuadrilla es capaz de cerrar el pozo y preparar el lodo para matar el pozo (kil mud). o Para asegurarse de que la cuadrilla sea capaz de reconocer eficazmente y reaccionar frente a un amago (surgencia, kick) superficial (somero) desviando los fluidos lejos del equipo de perforación. o Para ver cuán rápido el perforador puede alinear el sistema desde la línea de venteo hasta el separador de lodo/gas. o Para probar las alarmas de los tanques (piletas), de la línea de flujo de retorno y del tanque de viaje.

22. ¿Cuál es la razón principal para un simulacro de desviador (diverter)?. o Para probar las alarmas de los tanques (piletas), de la línea de flujo de retorno y del tanque de viaje. o Para asegurar que la cuadrilla es capaz de cerrar el pozo y preparar el lodo para matar del pozo (kill mud). o Para asegurarse de que la cuadrilla sea capaz de reconocer eficazmente y reaccionar frente a un amago (surgencia, kick) superficie (somero) desviando los fluidos lejos del equipo de perforación. o Para ver cuán rápido el perforador puede alinear el sistema desde la línea de venteo hasta el separador de logo/gas.

22. ¿Cuál es la razón principal de medir la densidad y la viscosidad del lodo cuando este sale del pozo?. o Proporciona información sobre los efectos del pozo en el lodo. o Indica al lodista (inyeccionista) cuando efectuar los ensayos del lodo. o Permite que se siga el programa del lodo del plan del pozo. o Asegura conformidad con la política de la compañía.