Well Control Prueba

¿Cuál de las siguientes secciones del espacio anular tiene la perdida friccional más baja mientras se hace una circulación normal?. A. 2-7/8" x 9-5/8 ' '. B. 2-7/8" x 5-1/2 ' '. c. 2-7/8" x 20". D. 2-7/8" x 7".

A medida que aumenta el caudal (gasto) ¿Qué ocurre con las pérdidas de presión por fricción?. A. Permanece igual. B. Aumenta. C. Disminuye.

¿Cuál es la técnica de lubricar y purgar (lube and bleed)?. a. Un método de remediación que puede realizarse como etapa final del control volumétrico. Cuando el gas a migrado totalmente hasta los preventores (BOP). b. Una operación realizada para desplazar el pozo de salmuera liviana o fluido de salmuera pesada antes de la remoción del árbol de producción. c. Un método estándar de control de pozos mientras se mantiene la presión al fondo del pozo constante.

Un pozo de 9,500 pies PVV (Tv/D) se cerró por un amago (surgencia kick) con una ganancia en tanques (piletas) de 18 barriles. La PCT (presión de cierre del tubo, SITP) es de 300 psi, y la PCIC (SICP) (presión de cierre interna de casing) es de 950 psi. El fluido de la sarta de trabajo (tubos y ensamble de fondo) tiene una densidad de 11.5 ppg (lb/gal). ¿En cuantas libras por galón deberá aumentarse la densidad del lodo ara aho ar matar el ozo?. a. 0.3 ppg (lb/gal). b. 0.7 ppg (lb/gal). c. 4.5 ppg (lb/gal). d. 2.1 ppg (lb/gal).

¿Cuál de los siguiente describe una válvula Kelly instalada en un impulsor superior?. A. Puede usarse para cortar el flujo en una sarta de trabajo. B. Puede fácilmente sostener la presión en ambas direcciones. C. Son válvulas de seguridad totalmente abiertas. D. Todas las anteriores.

¿Qué tipo de ariete se usa para sellar el pozo sin tubería?. A. Arietes deslizador. B. Arietes ciegos. C. Ariete de corte (cizallamiento). D. Ariete de tubería.

¿Cuál de los siguientes es un requisito de los equipos cuando hay presencia de concentraciones de H2S?. A. Solo se puede usar acero inoxidable. B. Solo se puede usar acero al carbón. C. El acero debe contener níquel y plomo. D. No hay limitación.

¿por qué considera usted hacer una prueba de presión de un packer?. A. Las pruebas negativas de integridad ya no se utilizan. B. Los packer solo pueden probarse en dirección negativa. C. Es más rápido y más fácil. D. Las pruebas se hacen en dirección al flujo.

¿Cuál es el propósito de un stripping en operaciones de HWO?. A. Para cerrar y mover tubería en ausencia de un preventor anular. B. Para cerrar y sellar un pozo abierto. C. Cerrar y sellar un rango de tamaño de tubería incluyendo la juntas y acople. D. Cerrar y usar como respaldo cuando se repare los arietes maestro.

¿Cuáles son las fuentes comunes de limitaciones de presión de trabajo para equipo en superficie y en el pozo debido a la corrosión?. a. Exposición al C02 y H2S. b. Defectos de fabrica. c. Selección incorrecta del metal de una pieza tubular. d. Packer de producción asentado incorrectamente.

25. La máxima presión de trabajo del conjunto de BOP es de 10.000 psi. ¿A qué presión máxima se debería de probar el conjunto de preventores con la cuadrilla?. A. 12.500 psi. B. 8.000 psi. C. 7.500 psi. D. 10.000 psi.

¿Cuál es la ventaja de usar un método de circulación normal?. A. Método preferido cuando hay presencia de h2s. B. Mejor posibilidad de sacar el gas del pozo que otro método de matar. C. Tomar menos tiempo que otros métodos. D. Solo se puede hacer una sola circulación.

¿Cuál es la técnica de intervención de un pozo con más probabilidad de inducir fractura?. A. volumétrico. B. Espere y densifique. C. Circulación normal. D. Forzamiento (bullheading).

¿Cuál es el propósito principal del lubricador?. a. Dispositivo para contención de presión, que permite que las herramientas se saquen por encima de la válvula swab (de succión) de modo que la válvula pueda cerrarse. b. Para que actué como barrera mientras se desmonta la cabeza de tubería. c. Para que actué como barrera de presión mientras se hace circulación inversa de casing a tubing.

Los separadores de fluidos y gas son: A. Generalmente el primer componente de separación corriente abajo. B. Es generalmente un recipiente de baja presión. C. Usado para remover grandes volúmenes de gas de fluidos. D. Todo lo anterior.

Durante una circulación inversa, con presión entre el casing de producción y el casing intermedió ¿Qué daño pudiera causarse en el casing interno de producción?. A. Ruptura. B. Colapso. C. Ningún daño. D. Succión (swap efecto de pistoneo ascendente).

¿por qué habrá una pieza dele quipo que NO se prueba a presión?. A. Para verificar la reparación apropiada del equipo. B. Para asegurarse que el equipo podrá sostener la máxima presión anticipada. C. Para asegurarse un flujo completo del equipo. D. Para asegurarse de un apropiado montaje o armado.

¿Cuál es una ventaja del método lubricación y purga?. A. No hace falta tubería. B. El método puedo usarse aun cuando no se puede circular. C. El método puede usarse aun cuando la tubería no está conectada. D. Todo lo anterior.

Circular un pozo por debajo de la tubería y hacia por el anular describe ¿Qué tipo de circulación?. A. Espere y densifique. B. Circulación normal. C. Circulación inversa. D. Lubricar y purgar.

Circulando por la vía larga a 10 bbl/min, el caudal aumenta a 12 bbl/min ¿Qué es lo que indica?. A. Indica que hay una válvula trabaja en la bomba. B. Indica un influjo. C. Indica que la bomba funciona menos eficiente. D. Equipo que la bomba está funcionando más eficientemente.

Antes de extraer la tubería de un pozo productor ¿Qué acción debería tomarse para mantener El pozo balanceado?. A. Bajar un anillo colector. B. Desplaza fluidos de formación por NO2. C. Remplazar fluido de formación por fluido calculado para matar. D. Bombear un tarugo (slug).

¿Cómo se mantiene la integridad de un pozo durante una operación de terminación/intervención?. A. Se requiere solo una barrera. B. Se requiere solo 2 barreras. C. Usando un sistema de cierre de emergencia. D. Se usan barreras adicionales para respaldar barreras fallidas.

¿Qué equipo usaría para obtener la medición más precisa de densidad de un fluido de terminación?. A. Balanza de lodo presurizada. B. Balanza de lodo. C. Hidrómetro. D. Bascula de lodo.

Este tipo de operación puede describirse como la realización de una o más operaciones correctivas en un pozo de petróleo en producción como intento para aumentar la producción. Como ejemplos de esta operación están la profundización, taponamiento parcial de un pozo, extracción y reasentamiento de liners e inyección de cemento. a. Operaciones de terminación de pozos. b. Operaciones de reparación de pozos.

Los fluidos en reparaciones y terminaciones generalmente: a. Proporcionan un sello conocido como revoque de filtrado (enjarre) para el pozo. b. Están diseñados para un mínimo daño en la forrnación.

¿Qué equipo se usa para circular el espacio anular entre tubería y el casing sin sacar el packer o extraer el aguijón (stinger) o niple de sellado del packer?. a. Mandril. b. Manga deslizable (sliding sleeve). c. Packer flexible. d. Niple selectivo (No-Go).

¿Cuál es el beneficio de tener una barrera múltiple?. A. Reduce la necesidad de inspecciones visuales. B. Un respaldo para un sistema fallido de barrera. C. Producción múltiple del pozo. D. Aumenta las presiones que las barreras pueden soportarD. Aumenta las presiones que las barreras pueden soportar.

¿Qué verificaciones de mantenimiento preventivo debería de ocurrir antes de que comience las operaciones normales?. A. La presión del acumulador no cambiara nunca, por lo tanto, no es necesaria revisarla. B. La prueba de declinación debería verificar la funcionalidad, no hace falta más verificaciones. C. Verificar la presión del acumulador y del múltiple, la alineación de válvulas del acumulador, y el estatus de las fuentes de energía. D. Asegurarse que la bomba eléctrica este en posición de encendida, y que la bomba neumática este en posición apagada.

¿Cuál de las siguientes con NO es una característica del preventor anular?. A. Activación instantánea. B. Activado hidráulicamente. C. Puede ser asistido desde el pozo. D. Cerrar en un rango de DE.

eI forzamiento (bullheadding) puede NO ser una opción debido a : a. perforaciones taponadas. b. formación con muy baja permeabilidad. c. condiciones desconocidas de tubos y casing. d. todo lo anterior.

¿Cuál de los siguientes es un indicador de influjo?. A. Aumento en la presión de la bomba, cambios en la densidad del fluido y cambio en el peso de la sarta. B. Disminución en la presión de bomba, cambio en el peso de la sarta, y muestras de petróleo y gas durante la circulación. C. La densidad permanece igual, aumento en la presión de bomba y ningún flujo. D. Perdida de fluido con las bombas apagadas.

¿Cómo se define un elemento físico, probado del equipo de control de pozo?. A. Barrera de procedimiento. B. Barrera mecánica. C. Barrera de fluido. D. Nada delo anterior.

Qué fluido de base agua no se considera un fluido común de workover/terminación?. A. KCL. B. znBr. C. CaCla. D. Agua dulce.

61. ¿Qué densidad de salmuera (sin factor de seguridad) debería mezclarse en superficie para forzar (bullhead) al pozo dada la siguiente información? Densidad de fluido en el tubo = 3.7 ppg (lb/gal) PCT (SICP, presión de cierre del tubo) = 2250 psi PVV (TVD) = 6800 pies Temperatura promedio del pozo (TTP) = 1950f Temperatura de preparación en superficie = 750f Por favor usar la siguiente tabla de temperaturas. Densidad de la salmuera ppg (lb/gal) Densidad perdida (ppg/ ºF 8.4-9.0 0.0017 9.1 - 11.0 0.0025 11.1 - 14.5 0.0033 14-6 - 17-0 0.0040 17.1 - 19.2 0.0048. a. 10.5 ppg (lb/gal). b. 10.3 ppg (lb/gal). c. 10.4 ppg (lb/gal). d. 10.6 ppg (lb/gal).

¿Cómo se logra una prueba de presión de una barrera?. A. Aumenta la presión de una barrera en cualquiera de las dos direcciones. B. Aumenta la presión de la bomba por encima de la MAASP. C. Reduce la presión del acumulador hasta que ocurra una fuga. D. Reduce cantidad de flujo bajo la barrera y fijarse si hay fuga.

¿Qué pieza del equipo se ajusta fácilmente para controlar la contrapresión en un pozo, pero requiere que esta manipulación se haga del mismo estrangulador?. A. Estrangulador manual ajustable. B. Estrangulador fijo. C. Válvula de seguridad de apertura plena. D. Estrangulador remoto ajustable.

¿Cuál de las siguientes es una limitación del método de forzamiento (Bullhead) cuando se ahoga (mata) un pozo durante una operación de reparación (workover)?. a. Número de válvulas maestras en el árbol de producción. b. Angulo del pozo. c. Número de mandriles de elevación con gas en el pozo. d. Clasificación de presión de los tubulares y del casing.

Cuando se remueve un árbol de producción en un pozo con una válvula de seguridad subsuperficial recientemente probada, de acuerdo con las mejores practicas de la industria, debería instalarse también una válvula de contrapresión en el colgador de tubos. a. Cierto. b. Falso.

¿Qué factores deben tomarse en cuenta para espaciar bien cuando saca la tubería cuando se estimula un pozo?. A. Elongación/contracción de la sarta de tubos. B. Temperatura del fluido que se está bombeando. C. Temperatura de Los fluidos en el pozo. D. Todo lo anterior.

Identificar una característica posible en los fluidos en operaciones workover/terminación. A. Sensibles a los hidratos. B. Altos solidos. C. Bajos solidos. D. Forman un revoque.

¿Cuá es la función de una válvula de seguridad superficial?. a. Cerrar el pozo si el packer comienza a tener fugas. b. Controlar los caudales (gastos) de producción. c. Para el flujo durante una emergencia. d. Cerrar el pozo para remover el lubricador de cable.

Mientras se lleva acabo en el método de forzamiento (bullhead) para matar (ahogar)un pozo, su cuadrilla observa un marcado aumento de la presión en el manómetro de la bomba. No se ha bombeado aun la totalidad del volumen de fluido necesario para matar el pozo. ¿Qué complicación es más probablemente la causa del aumento de presión?. a. Puede haber arena o incrustaciones bloqueando las perforaciones. b. El ensamble del sello en el packer a comenzado a perder. c. La densidad del fluido para matar es demasiado alta y esta afectándola presión de la bomba. d. La bomba esta perdiendo eficiencia y puede necesitar mantenimiento.

¿Cuál es la definición de una circulación en reversa?. A. Bombear por tubería, recibir los retornos por el espacio anular. B. Bombear por el espacio anular, recibir retornos por la tubería. C. Bombear por la tubería, desplaza el fluido hacia la formación. D. Todo lo anterior.

62. IJn pozo en producción será ahogado usando el método de forzamiento (bullhead). ¿Cuál es el limite de la presión final en superficie? (para los cálculos ignorar cualquier presión por fricción en el tubo) Información del pozo: PCT (SICP, presión de cierre del tubo) = 2,100 psi SICP (presión de cierre interna del casing) = O psi Tope de perforaciones = 9,200 pies PM (MD) / PW (TVD) Fondo de perforaciones = 9,600 pies PM (MD) / PW (TVD) Gradiente de fractura de la formación = 0.598 psi / pie Gradiente de presión de la formación = 0.364 psi/pie Densidad del lodo para matar = 8.5 ppg (lb/gal). a. 1433 psi. b. 4500 psi. c. 3820 psi. d. 2150 psi.

¿Cuándo debería preferirse un bullheading en vez de una circulación?. A. Empacador con fugas. B. Hueco en la tubería. C. Tubo colapsado. D. Imposible de manejar influjo en superficie.

Un pozo NO cerrado a 5.000 pies tiene un influjo de gas con un volumen de 10 bbls. ¿Qué cambio en el volumen ocurre cuando el influjo alcanza los 2.500 pies?. A. El volumen se triplica. B. El volumen se duplica. C. El volumen se reduce. D. El volumen permanece igual.

¿Cuál método de control de pozo se usa para intercambiar presión en superficie con presión hidrostática sin circular?. A. Circulación normal. B. Lubricar y purgar. C. Espera y densifica. D. Circulación inversa.

¿Cuál de los siguientes se utiliza para medir el porcentaje de retorno desde un ozo en el cual se está circulando?. A. Contador de emboladas. B. Tanque de viaje. C. Totalizador de volumen en los tanques (presas, piletas). D. Equipo de medidor de caudal (gasto) de fluido (o flo sho).

Calcular la presión hidrostática con la siguiente información Presión del cierre del tubo de producción = 300 psi • Densidad del fluido 10 ppg • Profundidad del pozo —10.000 pies TVD y 10.200 pies MD • Profundidad del tubo= 10.000 pies TVD Y 10.200 pies MD • Viscosidad 50 cps • Pozo abierto 7-5/8". A. 5.604 psi. B. 5.304 psi. C. 5.500 psi. D. 5.200 psi.

Calcular la máxima presión inicial en superficie / presión de bomba dada la siguiente información. Gradiente de fractura a TVD (PVV) / MD (PM) de 8000 pies = 0.65 psi/pie; densidad del fluido de matar ppg; SITP (presión de cierre interna del tubing) = 600 psi. A. 600 psi. B. 850 psi. C. 1.040 psi. D. 1.640 psi.

¿por qué la circulación inversa genera con frecuencia mayores presiones de fondo de pozo que circular normalmente a la misma velocidad?. a. La circulación inversa requiere altas velocidades de bombeo que pueden romper los orificios cañoneados (punzados). b. Presión de fondo puede ser mayor cuando se circula al revés. Esto se debe a la mayor presión por fricción en la sarta de perforación. c. La presión en superficie es mayor cuando se hace circulación inversa. d. No hay diferencia en la presión del fondo del pozo cuando se circula en cualquiera de los dos sentidos.

68. Usted va a matar un pozo en producción usando el método de circulación "inversa". Condiciones del pozo: Profundidad = 5000 pies PM (MD) / PW (TVD) Fluido en el anular = 10 ppg (lbgal) Fluido para matar (ahogar) = 10 ppg (lb/gal) El contenido actual del tubo es gas Presión del casing en superficie = o psi PCT (SITP) presión de cierre del tubo = 200 psi Presión por fricción anular calculada a 3 bbls/min de caudal (gasto) de la bomba = 175 psi Las bombas se aceleran hasta la velocidad para ahogar manteniendo la presión del tubo constante a 2000 psi A la velocidad de ahogo la presión del casing = 225 psi ¿Qué pasa con la presión por fricción del tubo cuando los fluidos para ahogar se hacen circular hasta la superficie?. a. Aumenta. b. Quedara igual. c. Disminuye.

Antes de ejecutar un ahogo del tipo "bullheading" por la tubería con un packer asentado en el fondo del pozo, se recomienda bombear por el espacio anular y aplicar una presión adicional, por ejemplo, de 500 psi para: A. Proveer más resistencia interna para el estallido de la tubería. B. Determinar si la tubería o casing comienza a perder. C. Ayuda a mantener el empaque bien asentado. D. Todo lo anterior es correcto.

Usted planifica circulación inversa con un fluido de 12.0 ppg (lb/gal) durante una circulación completa. El espacio anular está lleno de un fluido de 12.0 ppg (lb/gal)). El tubo está lleno de un fluido de 6.0 ppg (lb/gal) Luego de arrancar correctamente la operación, ¿Qué presiones de superficie mantiene usted constantes?. a. Mantener la presión del casing constante durante la circulación completa. b. Mantener la presión del tubo constante por un volumen del tubo, luego mantener la presión del casing constante. c. Mantener la presión del tubo constante durante la circulación completa. d. Mantener la presión del tubo constante por un volumen del tubo, luego mantener la presión del tubo constantea.

¿por qué se elegiría un bullheading en vez de circulación cuando se prepara para remover tubería en un pozo productor?. A. Pescado de wireline en el pozo. B. Gas H2S en el pozo. C. Empacador (packer) con fugas. D. Hueco en la tubería.

¿Cuáles son las técnicas de matar mas comunes utilizadas en la operación de reparación?. a. Método volumétrico y lubricar y purgar (lubricate & bleed). b. Circulación directa y esperar y densificar. c. Circulación inversa y Bullhead. d. Método concurrente y ahogo dinámico.

¿cuál es el propósito de un fluido de empaque?. A. Diferencial de presión. B. Minimizar el crecimiento de las bacterias. C. Minimizar la corrosión. D. Todo los anteriores.

Cuando hace un stripping usted debería. A. Nunca hacer stripping a través de la sarta de preventores (BOP). B. Encontrar la presión de trabajo apropiada más baja para regulador del preventor anular donde no se observe fuga. C. Usar siempre arietes fijos para contener la presión. D. Configurar el regulador anular la cantidad más alta posible y hacer stripping a través del mismo.

AL bajar una SCSSV (válvula se seguridad subsuperficial controlada desde superficie) al pozo, usted pierde presión en la línea de control, ¿Qué ocurriría en superficie?. A. Ganancia adicional de fluido en superficie debido al que el mecanismo aprueba de fallas de la SCSSV se cerro. B. Ninguna indicación. C. La SCSSV permanece abierta. D. Ganancia adicional de fluido en superficie debido que el mecanismo aprueba de falla de la SCSSV está abierta.

¿Qué factor determina el punto de cristalización?. A. Temperatura. B. Densidad. C. Presión. D. Todo lo anterior.

¿Qué le pasa a la presión de fondo del pozo cuando se bombea fluido para circular, con retornos completos?. A. Aumenta la presión en el fondo. B. Disminuye la presión en el fondo. C. La presión en fondo permanece igual. D. Todo lo anterior.

¿Cuál de los siguientes resultara afectado si el pozo no se mantiene lleno?. A. Presión hidrostática. B. Peso del fluido. C. Presión de formación. D. Nada de lo anterior.

¿Qué relación hay entre la presión friccional y la viscosidad?. A. La viscosidad aumenta y la presión friccional disminuye. B. La viscosidad aumenta y la presión friccional aumenta. C. La viscosidad disminuye, no hay efecto en la fricción. D. La viscosidad disminuye, la presión friccional aumenta.

La migración del gas generalmente depende de: a. El tipo de fluido en el pozo, su reologia y el ángulo del pozo. b. El tipo y tamaño de los tubos y casing en el pozo. c. El tipo de terminación del pozo. d. La integridad del packer de producción y de la SSSV (válvula de seguridad subsuperficial).

¿un compuesto cristalino de agua y un gas de bajo punto de ebullición, en el que el agua se combina con moléculas de gas para formar un sólido; formado bajo condiciones reducidas de temperatura y presión, puede impedir circulación de fluido, y parece a la nieve o al hielo, ¿es la definición de la cual siguientes opciones?. A. H2S. B. Hidratos. C. Viscosidad. D. Salmuera.

¿Cuál es unos de los aspectos más importante del plan de respuesta emergencia?. A. Aumento de la eficiencia del equipo. B. Ahorro de dinero. C. Identifica la gestión de riesgos específicos durante las operaciones del pozo. D. Indica la ruptura potencial de las barreras del pozo.

Para cerrar el pozo en una situación de control de pozo, desde el panel remoto. A. Activar la fuente de aire y cerrar los componentes selectos de conjunto de preventores. B. Consultar el manual de operaciones del panel remoto antes de tomar cualquier acción antes de cerrar el pozo. C. Activar siempre desde koomey, no usar panel remoto.

¿Cuál es la función principal de una manga deslizante (sliding sleeve)?. A. Medición en tiempo real de la presión de fondo. B. Permite la producción por levantamiento (lift) artificial. C. Reemplaza elementos de sello de un intervalo especifico. D. Permite comunicación o aislamiento de un intervalo especifico.

¿Cómo puede complicar los hidratos el control de pozos?. A. Reduciendo el peso del fluido. B. Aumentado el peso de fluido. C. Aumentando la temperatura. D. Atrapando presión o dando una lectura incorrecta de la presión de superficie.

Un pozo cerrado a 5.000 pies tiene un influjo de gas de 10 bbls ¿Qué cambio ocurre cuando el influjo este a 2.500 pies?. A. El volumen se duplica y la presión de superficie aumenta. B. El volumen permanece igual, presión de superficie aumenta. C. El volumen se duplica y la presión en superficie permanece igual. D. El volumen permanece igual y la presión de superficie permanece igual.

La válvula bypass (de derivación) del acumulador está abierta, ¿Qué com onente varia la resión?. A. Arietes de tubería, arietes ciegos y preventor anular. B. HCR, arietes de tubería, múltiple y preventor anular. C. HCR, arietes de tubería, arietes ciegos, múltiple. D. Aire y sistema hidráulico y múltiple.

¿Cómo define la barrera del pozo que evita el flujo desde una fuente y es la barrera del pozo más cercana a los fluidos del pozo?. A. Barrera secundaria. B. Cierre de emergencia. D. Barrera primaria. C. Barrera de procedimiento.

¿Qué paso NO forma parte de una prueba de declinación del acumulador, como indica la norma API 53?. A. Verificar que las presiones finales no estén en 200 psi por encima de la presión de precarga}. B. Permitir que la presión del sistema se recargue luego de cada función. C. Antes de probar, permitir que el sistema del acumulador se cargue hasta la máxima presión. D. Cerrar preventor anular y arietes (máximo de 4), simular cerrar los arietes ciegos (abriendo un conjunto de ariete.

Usted tiene un pozo en producción con tubo y un packer en el pozo, usted purga la presión del espacio anular un número de veces para mantener la presión baja pero la presión continua subiendo y lo hace más rápido que la vez anterior. La presión del tubo no esta aumentando. ¿Qué podría estar pasando?. a. La producción podría estar conteniendo el pozo y expandiendo el tubo y haciendo que la presión aumente. b. La temperatura esta cambiando en el espacio anular a medida que el fluido se purga y esto provoca un aumento de presión. c. Probablemente hay una fuga en el tubo y un fluido migrando y expandiéndose mientras se purga fluido del pozo.

Durante una operación de reparación (workover) la cuadrilla extrae el ensamble de sellado de tubería fuera el packer. Si el fluido en el espacio anular es más denso que el fluido en la sarta de tubos ¿Qué sucederá?. a. No sucederá nada porque el pozo esta estático. b. El fluido ira por efecto de tubo en U al espacio anular. O si el espacio anular ya esta lleno, el casing tendrá ahora una presión de superficie. c. El fluido ira por efecto de tubo en U a la sarta de tubos. O si la sarta de tubos ya esta llena, los tubos tendrán ahora una presión de superficie.

Identificar la válvula maestra que debería usarse para una emergencia. A. B2. C. B1.

¿Cuál es el método que puede causar mas fracturas?. Bullheading. Fracturación.