well control

29. ¿Cuál es la definición de presión de cierre interna de tubería (barras de sondeo) (SIDPP)?. o La presión total en el espacio anular menos la presión al fondo del pozo. o La diferencia entre la presión hidrostática del fluido en la sarta de perforación y la presión de formación. o La diferencia entre presión hidrostática del fluido en el espacio anular y la presión de formación.

29. Cuando se baja el 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?. o El peso al gancho aumentaría en el factor de flotación del acero que se baja al pozo. o Imposibilidad de hacer rotar el casing. o Incapacidad para alcanzar la profundidad total PT (TD) con el casing (revestidor). o El monitoreo con el tanque para viajes mostraría desviaciones de de los volúmenes estimados.

Usted está circulando por la tubería de perforación y con retornos por el anular. ¿Cuál de los siguientes afecta la presión al fondo del pozo?. o Perdida de presión en la tubería de perforación (barras de sondeo). o Perdida de presión por la línea de superficie. o Perdida de presión en la broca (trepano). o Perdida de presión anular.

¿Qué herramienta es parte del ensamble de fondo del pozo (EFP, bottom hole assembly, BHA) y permite que el pozo se le hagan registros eléctricos (perfilajes) y se monitoree durante las operaciones de perforación?. o La herramienta de registro electrónico (perfilajes, LWD) mientras se perfora. o La herramienta de perforación rotatoria y orientable (steerable, RSS). o La herramienta de medición con un solo disparo (single shot survey tool). o El motor hidráulico de lodo (motor de fondo, turbina de lodo).

Durante el ahogo de un pozo, se bombea lodo para matar (kill mud) a la broca (trepano) mientras se mantiene constante la presión de la tubería de perforación (barras de sondeo). ¿Cuál es el efecto sobre la presión al fondo del pozo?. o Disminuye. o Quedara igual. o Aumenta.

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

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

Si se nota un indicador positivo de amago (surgencia, kick) al revisar el caudal de salida. ¿Cuál debería ser la primera acción del perforador?. o Llamar al Toolpusher (capataz de sondeo) para pedir instrucciones. o Continuar perforando otros cinco pies y luego cerrar el pozo. o Cerrar el pozo inmediatamente y proteger el pozo. o Continuar monitoreando el pozo para ver si el fluye. Si el flujo continua, cerrar el pozo después de una ganancia de 5 bbl.

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

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

¿En qué sitio debería leerse la presión interna del casing después de haber cerrado el pozo durante un amaga (surgencia, kick)?. o En el zapato del casing. o En el manómetro de presión interna de la tubería (barras) en el múltiple del tubo vertical. o En las bombas de lodo. o En el manómetro del panel del estrangulador (choke) remoto.

El pozo ha venido perdiendo lodo mientras se perforaba la última parada (tiro, terna de tubos o barras). Durante la conexión el pozo continúa fluyendo después de que se apagaron las bombas. Usted sospecha que la formación está haciendo “Balonamiento” ¿Cuál es la primera acción que el perforador debería emprender?. o Comenzar a bombear inmediatamente para restaurar la PFP (BHP, presión al fondo del pozo). o Purgar 50 bbl hacia el tanque de viajes y fijarse si el caudal (gasto) del contra flujo se reduce. o Cerrar el pozo. o Hacer la conexión, volver a perforar en el fondo y agregar material obturante (LCM) al lodo.

Durante el procedimiento del método de esperar y densificar, ¿Cómo puede controlarse la presión al fondo del pozo cuando se está bombeando lodo con densidad para matar (ahogar) la sarta de perforación?. o Mantener la presión de tubería de perforación constante. o Siguiendo un programa de presiones del casing. o Seguir un programa de presión de la tubería (barras de sondeo). o Manteniendo constante la presión del casing.

Usted está perdiendo lodo mientras circula, pero ganando lodo cuando las bombas están apagadas. El pozo se cierra y usted sospecha que el pozo está haciendo Balonamiento. Se decide purgar 20 barriles de lodo con retorno a los tanques (piletas). ¿Cuál es el riesgo potencial de esta purga?. o Purgar demasiado puede reducir la probabilidad de perdidas. o La formación se desplomara (colapsara) al pozo y eso restringirá la circulación. o El pozo se erosionara. o Fluido adicional de la formación puede fluir al pozo.

¿Cuál es un procedimiento a seguir cuando se usa el método del perforador?. o Con las bombas funcionando a la velocidad de matar, mantener la presión en superficie constante del lado del tubo en U que tiene la densidad del fluido constante. o Con las bombas funcionando a la velocidad de matar, mantener la presión en superficie constante del lado del tubo en U que tiene la densidad del fluido variable. o Con las bombas funcionando a la velocidad de matar, mantener la presión en superficie constante del lado del tubo en U que tiene la densidad del fluido variable. o Toda vez que usted arranca, para, o cambia la velocidad de la bomba, mantener la presión de tubería (barras) constante.

En un pozo con volumen de broca (trepano) a zapato más alto que el volumen en la sarta de perforación, ¿Cuál de los siguientes métodos de ahogo minimizara el riesgo de pérdidas de circulación?. o El método del perforador. o El método volumétrico. o El método de forzamiento (bullheading). o El método de esperar y densificar.

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

224. ¿Cuál es la razón principal de tener que deslizar tubería (barras) hacia el pozo con preventores cerrados (stripping)?. o Para conceder más tiempo para mezclar lodo antes de llevar a cabo el método de esperar y densificar. o Para mejorar el desempeño del elemento de empaque del preventor anular. o Para reducir la DEC (ECD) cuando usted comienza a bombear. o Para ubicarse debajo del influjo para evacuarlo circulando.

223. ¿Qué es la tolerancia a un amago (surgencia, kick)?. o La máxima presión tolerable en superficie para una sarta particular de casing. o La clasificación requerida de presión de un preventor de reventones. o El máximo volumen de influjo que puede tomarse a cierta profundidad sin exceder la presión de fractura. o El máximo volumen de influjo para una densidad de amago dada que puede tomarse a cierta profundidad y desalojarse circulando sin exceder la presión de fractura.

222. Usted ha bombeado lodo para matar (LPM, KWM) a la broca (trepano) al comienzo de un método de esperar y densificar. Se decide apagar las bombas y revisar las presiones. Usted observa que aun hay presión en el manómetro de tubería de perforación (barras de sondeo) usted confirma que no hay presión atrapada. ¿Cuál es el estado actual del pozo?. o El lodo para matar (LPM) no ha llegado a la superficie aun de modo que la presión de tubería (barras) no debería ser igual a 0 psi. o El LPM ha provocado un sobre balance en el pozo. o Nada debido al LPM hay un efecto de tubo en U provocando un aumento de la presión de tubería de perforación. o La tubería de perforación (barras de sondeo) esta aun bajo balance o el contador de emboladas (strokes) no está correcto.

221. Cuando se llevan las bombas hasta la velocidad para matar (kill, rate) se permite que la presión del casing aumente por encima de la presión de cierre interna del casing. ¿Qué pasara con la presión al fondo del pozo?. o La presión al fondo del pozo aumentara y puede exceder la presión de fractura de la formación. o La presión al fondo del pozo disminuirá y probablemente provoque que entre más influjo al pozo. o No habrá cambios en la presión al fondo del pozo.

220. ¿Cuál es la función principal del estrangulador (choke) en el sistema general de preventores (BOP)?. o Dirigir los fluidos del pozo al separador de lodo y gas. o Dirigir hidrocarburos a la antorcha. o Para cerrar el pozo suavemente. o Para generar contrapresión mientras se desaloja circulando un amago (surgencia, kick).

219. Si el pozo esta fluyendo durante una conexión y se sospecha que hay Balonamiento. ¿Cuál es la acción más segura y prudente que puede tomar el perforador?. o Seguir los procedimientos de cierre, registrar presiones, ganancias en tanques (piletas) y luego notificar al supervisor. 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. o Dejar de perforar y circular fondo a superficie a un caudal (gasto) reducido de bombeo.

218. ¿Cuál es el beneficio de llenar internamente el revestimiento (casing) cuando se baja esta tubería de revestimiento?. o Proporcionar apoyo hidrostático al revestidor (casing) y componentes relacionados. o Para minimizar la presión de compresión por el efecto de pistoneo descendente. o Para reducir el peso al gancho y el desgaste del cable de perforación. o Para prevenir el estallido del revestimiento (casing) debido a la alta presión interna.

217. ¿En qué etapa durante una operación de ahogo puede la lectura de la presión del estrangulador (choke) exceder la MAASP (máxima presión anular admisible en superficie) sin fracturar la formación en el zapato?. o Cuando el influjo esta encima del zapato del casing. o Cuando el lodo para matar está en la broca (trepano). o Cuando el influjo esta en el fondo. o Cuando el influjo está en la sección de pozo abierto.

216. Hay una operación de ahogo de un pozo en curso usted, el perforador, está llegando al fin de su turno, ¿Qué haría para brindar un traspaso muy eficazmente?. o Piense lo que dirá su relevo al finalizar su turno. o Indicar a su relevo que apunte los puntos clave del traspaso y que analice cada punto. o Indicar a su relevo que apunte los puntos clave del traspaso y que se los entregue a usted. Usted pasara los puntos clave a los demás. o Indicar a su relevo que apunte los puntos clave de traspaso y entregar a la nueva cuadrilla.

215. Luego de levantar 2,000 pies, el pozo tuvo un amago (surgencia, kick) y se cerró. La SICP (presión de cierre interna del casing) está en 100 psi. El volumen succionado (swabbed) por efecto de pistoneo ascendente es de 10 bbls La capacidad del casing es de 0.147 bbls/pie. Suponiendo que el influjo succionado esta debajo de la broca (trepano) ¿Cuál será la SIDPP (presión de cierre interna de tubería o barras)? o Menor que la SICP. o Menor que la SICP. o Igual que la SICP. o Mayor que la SICP.

El pozo tiene un amago (surgencia, kick) mientras se hace un viaje ¿Cuál de las siguientes oraciones es la correcta si hay una válvula sin retorno (flujo en un solo sentido) inserta en la sarta?. o Tiene potencial de perder por la llave de abrir/cerrar. o No puede bajarse al pozo en posición cerrada. o Mas fácil de insertar si en la sarta de perforación se encuentra un flujo fuerte. o Tendrá que bombearse hasta abrirla para leer la presión de cierre interna de tubería (barras de sondeo).

213. ¿Cuál es la función de los Arietes Ciegos/de cizallamiento de tubería (Blind/shear Rams). o Como respaldo del preventor anular. o Para colgar la sarta de perforación durante un ahogo. o Para cortar la sarta de perforación y sellar el pozo. o Para cerrar el pozo si el desviador (diverter) falla.

212. El pozo esta llano de lodo de 12.2 ppg (lb/gal) se coloca un tapón de cemento de 500 pies y se prueba. El lodo por encima del tapón es reemplazarlo por salmuera de 10.2 ppg (lb/gal) si fallara el tapón de cemento, ¿en qué dirección se movería el fluido a través del tapón de cemento?. o La presión desde abajo haría que el fluido se mueva hacia arriba. o El fluido no se moverá a través del tapón porque la presión diferencial es cero. o La presión desde arriba haría que el fluido se mueva hacia abajo.

211. Cuando se perfora en una zona de transición a una formación con presión anormal, ¿Qué cambios espera ver usted en el lodo cuando este llega a la superficie?. o Disminución de la densidad del lodo. o Reducción del volumen de recortes de perforación. o Aumento de la densidad del lodo.

210. ¿Qué pasaría normalmente a los volúmenes de los tanques (piletas) si el influjo de gas se hiciera circular hacia arriba del pozo?. o Disminuya. o Aumente. o Quedara igual.

207. Usted esta perforando una sección de un pozo con un rango de tolerancia al amago (surgencia, kick) que indica un volumen máximo de amago admisible de menos de lo que el equipo ha mostrado poder detectar exitosamente y cerrar el pozo. ¿Qué acción podría tomarse?. o Considerar asentar casing/ liner. o Asentar tapón de cemento y hacer un desvió lateral. o Levantar la broca (trepano) hasta el zapato del casing tan rápido como sea posible. o Continuar perforando con cuidado, la tolerancia al amago mejorara con la profundidad.

206. Si el pozo esta 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 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 Seguir los procedimientos de cierre, registrar presiones, ganancia en tanques (piletas), y luego notificar al supervisor. o Completar la conexión y reanudar las operaciones de perforación para parar el flujo.

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

204. Usted esta perforando en una zona que ha experimentado Balonamiento (ballooning) en otros pozos del área. Usted experimento perdidas de 8 barriles durante la última parada (tiros, stand). Cuando usted apaga las bombas para hacer una conexión, el pozo continúa fluyendo más de los 8 barriles perdidos. ¿Qué debería hacer el perforador?. o Nada porque usted está seguro de que es un Balonamiento. o Armar el impulsor superior (top drive) y comenzar la circulación. o Cerrar el pozo y llamar al supervisor. o Llamar al representante de la compañía y analizar opciones.

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

202. 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 Continuar perforando cautelosamente. o Cerrar el pozo y bombear material obturante (LCM). o Bombear a velocidad reducida agregando material obturante (LCM). o Prepararse para llenar el anular con agua (o con el lodo mas liviano que haya), y registrar el volumen.

201. Usted está circulando un amago (surgencia, kick) de gas fuera del pozo usando el método del perforador. ¿Qué ocurriría normalmente con el nivel de tanques (piletas) activos durante la circulación?. o El nivel de tanques disminuirá debido a la expansión del gas y luego aumenta a medida que el gas sale por el estrangulador (choke). o El nivel de tanques disminuirá debido a la expansión del gas y luego permanece constante a medida que sale por el estrangulador (choke). o El nivel de tanques aumentaría debido a la expansión del gas y luego permanece constante a medida que sale gas por el estrangulador (choke). o El nivel de tanques aumentaría debido a la expansión del gas y luego disminuye a medida que el gas sale por el estrangulador (choke).

199. Mientras se perfora, su taladro ha experimentado cada vez mas tiempos de contra flujo durante las conexiones por las ultimas 5 paradas (tiros stands). Usted hace otra conexión y el flujo desde el pozo no disminuye. Usted ha medido una ganancia en tanques (piletas) de 5 barriles durante los últimos 3 minutos. El ingeniero de lodo (inyeccionista) le dice que la ganancia en tanques es el resultado de una formación haciendo Balonamiento. ¿Cuál es su análisis de la situación?. o Continuar observando el contra flujo hasta que pare. o Es Balonamiento. Continuar sacando tubería (barras) como antes. o Es probablemente un amago (surgencia, kick). Cerrar el pozo y monitorear las presiones. o 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.

198. ¿Cuál es una buena práctica cuando se observa un aumento de gas de conexión?. o Aumentar la viscosidad del lodo. o Controlar la velocidad de penetración (ROP) para mantener un número mínimo de eventos de gas de conexión en el pozo a la vez. o Reducir la viscosidad del lodo para minimizar la succión por ascenso de la sarta (swabbing). o Aumentar peso sobre la broca (trepano) y RPM para reducir el nivel de gas en el lodo.

196. Si usted mantiene la presión final de circulación constante mientras se hace circular lodo para matar (ahogar) hacia arriba por el espacio anular. ¿Qué sucederá con la presión al fondo del pozo?. o Disminuye. o Quedará igual. o Aumenta.

195. Se succiona (por pistoneo ascendente, swabbed) un amago (surgencia kick) cuando se está haciendo un viaje, ¿Qué tipo de barrera fue la que fallo?. o Barrera mecánica temporaria. o Barrera mecánica permanente. o Barrera primaria (hidrostática). o Barrera de cemento.

194. El lodista (inyeccionista, ingeniero de fluidos) enciende el desgacificador de vacío y el desilter (desarcillador). ¿Qué pasara normalmente con el nivel en tanques (piletas, presas)?. o El nivel en tanques (piletas) disminuirá. o El nivel en tanques (piletas) aumentara. o El nivel en tanques (piletas) permanecerá igual.

193. Se está haciendo circular lodo para matar (ahogar) por la sarta de perforación en un pozo horizontal. Las bombas se apagan y el pozo se cierra cuando el lodo para matar alcanza el comienzo de la sección horizontal (de 2000 pies de largo). ¿Cuál esperaría usted que sea la presión de cierre interna de tubería (barras) (SIDPP)? (suponer que no hay válvula de flotador en la sarta de perforación). o Cero. o La SIDPP original menos la presión hidrostática de 2000 pies de lodo. o Igual que la presión de cierre interna del casing (SICP). o La misma que la SIDPP (presión de cierre interna de tubería) original.

192. Se ha operado una función desde el panel de remoto. La luz de abierto se apaga y la luz de cerrado se enciende, pero la presión en el manómetro no bajo. ¿Cuál es la causa probable del problema?. o La línea de cierre está bloqueada. o Una fuga en el sistema. o El interruptor de presión está fallando. o La presión de aire es demasiado baja.

191. La capacidad de controlar un pozo está influida por varios factores ¿Cuál de los siguientes tiene influencia más grande sobre la capacidad de controlar un pozo?. o El tipo de fluido. o El tamaño de un influjo (kick). o Tamaño del pozo. o Tamaño de la tubería de perforación (barras de sondeo).

190. Usted está perforando una sección del pozo con una baja tolerancia al amago (surgencia, kick). ¿Qué acción podría implementarse?. o Aumenta la vigilancia sobre los indicadores de amago. o Tomar la presiones de velocidad reducida de bombeo a velocidades en emboladas (strokes) por minuto más altas que lo normal. o Sacar herramienta a una mayor velocidad de viaje y fijarse si hay fluido cada 15 minutos toda vez que haya cambio repentino de la velocidad de penetración (drilling breaks). o Aumenta la viscosidad del lodo para reducir la probabilidad de amago.

189. ¿Cuál de las siguientes oraciones sobre empaques de junta torica es la correcta?. o Los empaques de junta torica R y RX tienen la misma forma. o Debe aplicarse mucha grasa mientras se calzan los empaques de junta torica. o Solo empaque BX pueden usarse para bridas 6 BX. o Los empaques de junta torica están diseñados para usarse muchas veces.

188. Se tapa una boquilla (tobera) de la broca (trepano) 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?. o Registrar el aumento de 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). o 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. o Continuar siguiendo el programa de presiones para la tubería de perforación sin modificaciones. o Abrir el estrangulador (choke) para mantener la presión de tubería de perforación (barras de sondeo) constante.

187. Usted ha tomado un amago (surgencia, kick) de gas a 15 paradas (tiros, stands) de distancia del fondo. Mientras se prepara para deslizar (strip) al fondo con preventor cerrado, las presiones de cierre han estado aumentando lentamente. Si usted desliza (strip) la tubería (barras) hacia el pozo manteniendo constante la presión del casing, ¿a qué se debe el volumen recuperado en el tanque de viajes?. o Solo la expansión del gas. o Expansión de gas si el influjo está migrando más el desplazamiento de tuberías (barras) con fondo cerrado (capacidad más desplazamiento del acero). o Solo el desplazamiento de tubería con fondo cerrado (capacidad más desplazamiento del acero). o Una bomba del tanque de viajes que se dejó funcionando.

186. Un influjo (kick) de gas entra en solución en un lodo a base de aceite. ¿En ese momento, que vería usted probablemente en la superficie?. o Una disminución del caudal y una disminución del nivel de tanques (piletas). o Una ganancia en tanques (piletas) igual o más pequeña que el volumen del influjo (kick). o Un aumento del caudal y una disminución del nivel de tanques (piletas). o Una ganancia en tanques (piletas) más grande que el volumen del influjo (kick).

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

184. ¿Qué pasa con el volumen de gas en el pozo cuando un amago (surgencia, kick) de gas se hace circular apropiadamente y se desaloja del pozo?. o El volumen de gas permanecerá igual. o El volumen de gas disminuirá. o El volumen de gas aumentara.

183. Al desalojar un influjo con circulación, no se observa aumento de la presión del casing ni en el volumen de los tanques de lodo. ¿Qué podría estar sucediendo?. o Se está abriendo una fisura en el estrangulador (choke). o Es normal que ocurra esto con un influjo de gas. o Hay un influjo líquido en el pozo. o Están fallando las bombas.

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

181. ¿Qué es una prueba positiva?. o 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. o 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. o 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.

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

179. Durante el ahogo de un pozo en una instalación con preventores de superficie, se reduce la velocidad de la bomba mientras se mantiene constante la presión de la tubería (barras). ¿Cómo afectara esto a la presión al fondo del pozo (PFP, BHP)?. o La BHP aumentara. o La BHP disminuirá. o La PFP permanecerá constante. o No hay manera de saber lo que ocurrirá con la PFP.

178. La compresibilidad del lodo puede ser alta en un fluido no acuoso (a base de aceite). ¿Cómo afecta esto el tiempo que toma para que un ajuste del estrangulador se pueda observar en el manómetro de la tubería (barras)?. o Aumenta el tiempo que toma. o No cambia el tiempo que toma. o Disminuye el tiempo que toma.

177. Los resultados de una revisión para ver si hay flujo son inconclusos debido a un pequeño volumen de retornos del pozo. ¿Cuál de los siguientes es el método más exacto para determinar si el pozo esta fluyendo?. o Conectar la salida al tanque de viajes y monitorear para ver si hay ganancias o pérdidas. o Cerrar el pozo y conectar la salida por el separador de lodo y gas y fijarse si hay flujo en las zarandas (temblorinas). o Cerrar el desviador (diverter) y fijarse si hay flujo por la línea de venteo. o Sacar 5 paradas (tiros, stands) y fijarse si el pozo se llena solo.

176. ¿Cuál es la causa más común de las presiones de formación anormalmente altas en todo el mundo?. o Arenas agotadas (depleted). o Capas de carbonatos. o Fluido atrapado bajo una lutita (esquisto) impermeable. o Fracturas en caliza.

174. Usted asentó un liner y ahora está circulando por el pozo para limpiar el lodo antes de perforar el zapato del liner. ¿Dónde hay senderos potenciales de fuga que permitan que el fluido de la formación entre en el pozo?. o Cámara de cierre de los preventores (BOP). o Cámara de apertura de los preventores (BOP). o Solapa o zapato de liner con fugas. o Sarta de perforación.

172. Al hacer una conexión, el perforador cerro el pozo debido a un tiempo de flujo de retorno 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 (ballooning). ¿Cómo haría para verificar que es Balonamiento?. o Abrir el preventor (BOP) y seguir perforando, pero observar atentamente el volumen en tanques (piletas). o Circular de fondo a superficie a velocidad reducida de bombeo por el estrangulador (choke) remoto. o Continuar perforando y observar si hay una tendencia decreciente en los tiempos de contra flujo. o Abrir el preventor y observar si en el canal de salida (línea de flote, flowline) hay una disminución del flujo.

170. Luego de haber cerrado exitosamente el pozo durante un amago. ¿Cuál de las siguientes es una tarea clave que el superior deberá completar antes de comenzar a circular para desalojar el influjo?. o Revisar los niveles y los alineamientos de los tanques (piletas) de lodo. o Analizar el plan de control del pozo y enfatizar, las obligaciones individuales de cada miembro de la cuadrilla de perforación. o Preparar el lodo con densidad para matar (ahogar el pozo). o Medir la densidad de lodo que entra y sale del pozo.

169. En un viaje fuera del pozo, se succiono (swabbing) un amago (surgencia, kick) con la broca dentro del casing se instaló una válvula de seguridad con apertura plena (FOSV) en la tubería de perforación (barras de sondeo) y se cerró. No había válvula de flotador en la sarta de perforación. El pozo se cerró con el preventor anular (BOP). ¿Cuál de las siguiente acción del perforador antes de comenzar a deslizar a preventor cerrado (strip) de vuelta hacia el fondo?. o Abrir la FOSV e instalar el preventor interno de reventones. o Reemplazar la FOSV (válvula de seguridad de apertura plena) con un preventor interno de reventones. o Mantener la FOSV en posición cerrada. o Instalar el preventor interno de reventones encima de la FOSV y abrir la válvula de seguridad de la tubería de perforación (barras de sondeo).

167. ¿Qué es la presión al Fondo del Pozo (BHP)?. o La presión total ejercida por las bombas. o La presión de la formación en el fondo del pozo. o La presión total ejercida sobre el fondo del pozo.

165. ¿Cuándo debería usted efectuar una prueba de goteo o de admisión (leak-off test)?. o Inmediatamente después de bajar y cementar el casing. o Luego de perforar el zapato del casing y entre 5 y 50 pies de formación nueva. o Antes de bajar el casing. o Antes de perforar el zapato del casing.

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

162. ¿Cuál de las siguientes dimensiones afecta la presión a la que el gas puede exceder y llegar a soplar hasta el área de las zarandas (temblorinas)?. o Altura del sello de líquido. o La longitud y el D.I. de la línea de venteo. o Altura del cuerpo y D.I. (diámetro interno) del cuerpo. o D.I. de la línea desde el múltiple del estrangulador.

161. 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 presiones del acumulador y del múltiple (manifold) han permanecido estáticas. ¿Qué ha ocurrido?. o No hay aire en el panel. o La válvula de ariete de 3 posiciones y de 4 sentidos en el acumulador no se ha movido. o La válvula maestra no se mantuvo apretada hacia abajo por 5 segundos. o Posible bloqueo en la línea entre la unidad del acumulador y la sarta de preventores (BOP).

159. ¿Cuál de las siguientes describe mejor la presión de fractura?. o La presión que hará que la formación falle. o La máxima presión admisible en el manómetro de tubería (sondeo) durante una operación de ahogo. o La presión en superficie que probablemente provoque pérdidas en el zapato de revestimiento. o La máxima presión en el fondo del pozo admisible durante una operación de ahogo.

158. Cuando se perfora la sección horizontal de un pozo, se toma un amago (surgencia, kick) de 11 bbl. PVV (TVD) es de 8200 pies y PM (MD) es de 9700 pies. Si todo el influjo está en la sección horizontal del pozo, ¿Cuáles serán las lecturas esperadas de las presiones de cierre interna de tubería (barras) (SIDPP) e interna de casing (SICP)?. o SIDPP casi igual a la SICP. o SIDPP mas alta que la SICP. o SICP igual a cero. o SICP mas alta que la SIDPP (presión del casing mayor a la de cierre de tubería original).

157. Usted cierra el pozo por un amago (surgencia, kick) pero no se 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?. o 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. o 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. o Usar la PCIT (SIDPP) como presión de circulación. o 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.

156. Mientras se hace circular un influjo 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 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 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 Continuar con el procedimiento de ahogo, para 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.

155. Usted está perforando a 80 pies/hora. Diámetro de la broca (trepano) = 12 ½ pulgadas. Capacidad del pozo abierto = 0.1458 bbls/pie. Capacidad del casing = 0.152 bbls/pie Capacidad de la tubería (barra) de perforación = 0.0178 bbl/pie Desplazamiento de la tubería (barra) de perforación = 0.008 bbl/pie. El nivel de los tanques (piletas) ha descendido 23 bbls en la última hora. ¿Qué acción tomaría usted?. o Parar la perforación y fijarse si el pozo fluye, usted puede estar tomando un influjo (amago, kick). o Reducir la velocidad de penetración a 50 pies/hora. o Continuar perforando, todo va bien con el nivel en los tanques (piletas). o Informar al supervisor de que usted tiene pérdidas parciales.

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

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

152. Durante un ahogo de un pozo en una instalación con preventores de superficie, se aumenta la velocidad de la bomba mientras se mantiene constante la presión de la tubería (barras) ¿Cómo afectara esto a la presión al fondo del pozo (PFP, BHP)?. o La BHP aumentara. o La BHP disminuirá. o La PFP permanecerá constante. o No hay manera de saber lo que ocurrirá con la PFP.

151. Si se succiona (por pistoneo ascendente, swabbed) un amago (surgencia, kick) cuando se está haciendo un viaje, ¿Qué tipo de barrera fue la que fallo?. o Barrera primaria (hidrostática). o Barrera mecánica temporaria. o Barrera mecánica permanente. o Barrera de cemento.

150. Si la sarta de perforación desarrolla una fisura (wash out) a velocidad constante de bomba durante una operación de ahogo. ¿Cuál de las siguientes presiones debería permanecer constante?. o La presión de la tubería (barras de sondeo). o La presión a velocidad (o circulación) lenta de bombeo. o La presión inicial de circulación. o Presión interna del casing (revestidor).

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

148. Cuando se perfora en una zona de transición en una formación con presión anormal, ¿Qué cambios esperara ver usted en el lodo?. o Aumento de densidad del lodo. o Aumento del contenido de gas. o Disminución del contenido de gas. o Reducción del filtrado del lodo.

147. ¿Qué es el margen de seguridad en una operación de ahogo?. o 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. o Presión extra aplicada en el pozo para reducir el riesgo de quedar bajo balance (underbalanced). o Un margen que compensa por si el operario del estrangulador (choke) lo cierra demasiado rápido. o Un margen que reduce el riesgo de pérdidas durante el ahogo.

146. ¿Qué tipo de válvula debería haber montada en la tubería de perforación (barras de sondeo) si el pozo tiene un amago (surgencia, kick) mientras se está haciendo un viaje?. o Válvula sin retorno. o Válvula de flotador. o Válvula de seguridad de apertura total (full opening safety valve). o Válvula del estrangulador.

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

143. ¿Qué debería hacerse cuando se desliza tubería hacia el pozo con preventor cerrado (stripping) a través del preventor anular?. o Regular la presión de cierre del preventor anular a la mínima presión hidráulica que controle la presión del pozo. o Cerrar un ariete de tubería, abrir el anular y bajar al pozo con preventor cerrado (strip) hasta que la junta de los tubos quede debajo del anular y repetir para cada junta de tubos (barras). o Abrir el estrangulador (choke) para reducir la presión del pozo mientras la junta de tubos pasa por el preventor anular. o Aumentar la presión de cierre del preventor anular para reducir fugas (perdidas).

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

141. 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 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 Seguir los procedimientos de cierre, registrar presiones, ganancia en tanques (piletas), y luego notificar al supervisor. o Completar la conexión y reanudar las operaciones de perforación para parar el flujo.

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

137. Se está perforando un pozo vertical en un equipo de perforación con preventores de superficie. Se presenta un amago (surgencia, kick) en el pozo y usted lo cierra. Las lecturas de presión son: presión de cierre interna de tubería (SIDDP/barras) 350 psi. Presión de cierre interna de casing (SICP) 450 psi ¿Por qué hay una diferencia entre las dos lecturas?. o Porque el influjo está dentro de la sarta de perforación y tiene una densidad menor que la del lodo. o Porque el preventor se cerró demasiado rápido provocando una presión atrapada. o Porque el influjo está en el espacio anular y tiene una densidad menor que la del lodo. o Porque el influjo tiene una densidad más alta que la del lodo.

136. El pozo está lleno de lodo de 12.3 ppg (lb/gal). Se coloca un tapón de cemento de 500 pies y se prueba. Si el lodo por encima del tapón se reemplaza con una salmuera de 10.2 ppg (lb/gal). ¿Qué pasara con la presión diferencial entre el tope y el fondo del tapón de cemento?. o La presión diferencial disminuirá. o La presión diferencial aumentara. o La presión diferencial será igual a cero.

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

133. Se está haciendo circular un amago (surgencia, kick) desde el pozo usando el método del perforador en un equipo de perforación con preventores submarinos. Cuando el amago está en la sección de pozo abierto se decide parar las bombas y cerrar el pozo. Antes del cierre la presión de bombeo = 800 psi y la presión de la línea de matar = 450 psi. Luego de cerrar la presión de la línea de matar = 550 psi. ¿Cuál podría ser la causa de esta presión de línea de matar más alta?. o La presión quedo atrapada durante el procedimiento para apagar la(s) bomba(s). o El lodo para ahogar (kill Mud) es demasiado liviano provocando el aumento de presión. o El lodo para ahogar (kill Mud) es demasiado alto provocando el aumento de presión. o El lodo en el pozo se está enfriando y provocando un aumento de la presión en el pozo.

131. Las siguientes oraciones se relacionan con el panel remoto del perforador operado por aire. ¿Cuál de las siguientes oraciones dice algo que es falso?. o La válvula maestra deberá operarse mientras se operan todas las otras funciones. o Si la luz de cerrar de los arietes en el panel se ilumina, usted sabe que los arietes se están cerrando. o La válvula maestra abastece aire a las válvulas del panel. o Si usted opera una función sin la válvula maestra, esa función no funcionara.