test well control

¿Qué término significa “un flujo incontrolado de fluidos de la formación”?. Reventon. Amago (surgencia kick). Pérdida de circulación. Formación fracturada.

Cuando se preparan para un cambio de turno durante una operación de ahogo de un pozo, ¿Cuál sería la mejor practica al conducir el traspaso?. Todas las partes involucradas deberían estar en actividad por un tiempo suficiente como para permitir una completa comunicación de las actividades en curso. Solicitar que el ingeniero de lodos (inyeccionista) analice las tareas con cada uno de los miembros de la cuadrilla. Una vez que la cuadrilla actual se ha ido del sitio, llamar a la cuadrilla nueva al piso de perforación para una reunión para analizar las obligaciones. hacerse cargo inmediatamente de la cuadrilla actual y trabajar con el supervisor para ayudar a ahogar (matar) el pozo.

¿Cuál de las siguientes es la razón más importante para que haya buenos procedimientos de cambio de turno entre cuadrillas durante operaciones de control de pozos?. Es un formulario reglamentario que debe llenarse y presentarse a la agencia reguladora local. Para permitir que se asignen culpas en caso de un incidente durante las operaciones de ahogo. Asegurar la continuidad de las operaciones y transmitir información sobre tendencias para identificar problemas potenciales. Los procedimientos de cambio de turno no se consideran importantes durante las operaciones de control de pozos.

Cuando se está perforando y se registran niveles altos de gas de conexión, hay una falla eléctrica que elimina la capacidad de circular y girar (rotar). ¿Cuál es la acción más segura por tomar?. Desconectar y cerrar el pozo y monitorear para ver si aumenta la presión en el pozo. Extraer sarta hasta el zapato de casing y dar a la sarta movimiento de vaivén (reciprocar). Alinear el tanque de viajes y monitorear el pozo. Mover tubería hacia arriba y abajo (vaivén) para evitar una pega (aprisionamiento) de tubería.

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

¿Cuál de los siguientes no es un método de verificación de barrera del pozo?. Prueba de leak off (de goteo o admisión). Conformación de peso establecido (contacto, tagging). Prueba de influjo (prueba negativa). Prueba de presión positiva.

¿Qué es una prueba de presión “negativa”?. 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. Una prueba sobre una barrera en la que la presión sobre el lado de la superficie de la barrera es más alta que la presión del lado de la formación de la barrera. Una prueba sobre una barrera en la que la presión sobre el lado de la formación de la barrera es igual que la presión del lado de la superficie de la barrera.

Se asienta un tapón de cemento de 500 pies de largo dentro del casing a través del zapato. El lodo por encima del tapón será desplazado con salmuera. La presión de la formación debajo del tapón esta balanceada por un lodo de 10.7 ppg (lb/gal). Densidad de la salmuera = 9.5 ppg (lb/gal) Tope del tapón de cemento = 8200 pies Si el tapón fallara y el pozo se abre, ¿Qué le pasara al pozo?. El pozo permanecerá estático. La formación se fracturara. El pozo fluirá. El casing se desplomara (colapsara).

El pozo está lleno de lodo 12.2 ppg (lb(gal) Se asienta y prueba un tapón de cemento de 500 pies. Si el lodo por encima del tapón se remplaza 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?. La presión diferencial disminuirá. La presión diferencial aumentará. La presión diferencial será igual a cero.

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

Se baja una herramienta de cable a un pozo presurizado. Se usa un Ensamble Lubricador junto con un preventor con cable (Wireline BOP). ¿Cómo clasificaría usted el Lubricador como barrera?. Terciario. Auxiliar. Primario. Secundario.

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

¿Cuál de los siguientes NO esta clasificado como una barrera?. Válvula de flotador de la sarta de perforación. Ariete de tubería (barras de sondeo). La presión hidrostática del lodo. Válvula de seguridad de apertura plena (full opening safety valve).

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

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

5. ¿Cuál de las siguientes está considerada como una “barrera física”?. Monitoreo del tanque de viajes. Un tapón de cemento. Simulacros periódicos de control de pozos. Procedimiento apropiado para cerrar preventores (BOP).

Si un influjo es suabeado, ¿Cuál tipo de barrera ha fallado?. Barrera mecánica permanente. Barrera operacional. Barrera hidrostatica temporal. Barrera probada.

Se baja una herramienta de cable a un pozo presurizado. Se usa un Ensamble Lubricador junto con un preventor con cable (Wireline BOP). ¿Cómo clasificaría usted el preventor con cable (Wireline BOP) como barrera?. Terciario. Auxiliar. Primario. Secundario.

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

. Qué es una barrera hidrostática?. La presión del fluido en una cámara de cierre de ariete de tubería que mantiene un sello sobre un pozo cerrado. Un sello mecánico dentro del casing o pozo para aislar un flujo potencial. Cemento ubicado en pozo abierto o casing para aislar zonas diferentes. Una columna de fluido que ejerce una presión mas alta que la de los fluidos de formación.

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

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

El lodista (inyeccionista) enciende el desgasificador y el desilter (desarcillador) ¿Que ocurrirá con el caudal (gasto) de salida del pozo?. El caudal permanecerá igual. El caudal aumentara luego de dos a tres minutos. El caudal disminuirá luego de dos a tres minutos.

Cuál es la razón principal para un simulacro de estrangulador (choke). Para asegurarse de que la cuadrilla esté entrenada para alinear correctamente el equipo para un ahogo de pozo con circulación inversa. Para ayudar a la cuadrilla a entender cómo reaccionan el estrangulador y las presiones del pozo durante una operación de ahogo (kill). Para verificar que el estrangulador esté funcionando correctamente antes de penetrar el zapato del casing. Para ver cuán rápido puede el Perforador cerrar el estrangulador (choke) en una emergencia.

Usted está perforando con una broca (trépano) de 12¼ 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?. Prepararse para mezclar material obturante (LCM) porque usted puede estar perdiendo algo de lodo hacia la formación. Fijarse si el pozo fluye para averiguar por qué el volumen en tanques (piletas) es estable. Continuar perforando, todo va bien. Aumentar el peso sobre la broca (trépano) ahora que la velocidad de penetración está estable.

Durante la perforación ocurrieron perdidas severas. Se apagaron las bombas y no se podía ver el lodo en el pozo. Entonces el pozo se llenó hasta el tope con agua y permaneció estático. ▪ Densidad del lodo 12 ppg (lb/gal) ▪ Densidad de la salmuera 8.6 ppg (ln/gal) ▪ Altura de la columna de agua en el espacio anular 150 pies. ¿Cuál es la reducción de la presión al fondo del pozo con 150 pies de agua comparada con la presión antes de las perdidas?. 67 psi. 94 psi. 30 psi. 26 psi.

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

. ¿Qué termino se usa para la presión total que se siente en el fondo del pozo cuando se está circulando por el mismo?. Presión hidrostática. Presión al fondo del pozo. Presión de la bomba. Perdida de la presión total de sistema.

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

Una herramienta de presión mientras se perfora (PWD) en el ensamble de fondo de pozo puede proporcionar información que indica que hay influjo mientras se perfora. ¿Qué información de una herramienta PWD (presión mientras se perfora) señalaría un influjo en el pozo?. Un registro de peso sobre la broca (WOB) sacudidas y torque. Una indicación de azimut y elevación del pozo. Una reducción de la densidad equivalente de circulación (DEC, ECD). Un aumento de la densidad equivalente de circulación (DEC, ECD).

Se bombean 30 bbl de una píldora de 14.5 ppg (lb/gal) antes de un viaje para extraer la sarta de perforación. La densidad de lodo es de 12.3 ppg (lb/gal). ¿Qué volumen de lodo además de la píldora, deberíamos esperar de retorno debido al posicionamiento de la píldora en el tubo en U?. 5.96 bbls. 7035 bbls. 5.36 bbls. 6.35 bbls.

Su densidad del lodo actual es de 11.5 ppg (lb/gal). Se indica que bombee una pildora de 35 bbl con densidad de 13.5 ppg (lb/gal). La capacidad de su tubería (barra) de perforación es de 0.0178 bbl/pie. Cual es el volumen total que retorna a superficie?. 41 bbls. 30 bbls. 70 bbls. 62 bbls.

Su densidad de lodo (MW) actual es de 11.5 ppg (lb/gal). Se le indica que bombee una píldora de 35 bbl con densidad 13.5 ppg (lb/gal). La capacidad de su tubería (barra) de perforación es de 0.0178 bbl/pie. ¿Cuántos pies de tubería (barra) seca tendrá después de haber bombeado. 34 pies. 342 pies. 321 pies. 84 pies.

Si el tubo en U (pozo) ha perdido integridad debido a pérdidas. Cómo puede saberse esto?. La presión en el casing y la ganancia en tanques (piletas) parecen aumentar con el tiempo mientras el influjo circula pozo arriba. La manipulación del estrangulador (choke) provoca un cambio en la presión del casing y una respuesta de presión predecible en el manómetro de la tubería ( barras de sondeo). Las manipulaciones del estrangulador (choke) provocan fluctuaciones impredecibles de las presiones de casing y de tubería. Circulación con retornos incompletos.

Se cierra un pozo. ¿Cuál es la presión de cierre del casing (revestidor) en este tubo en U (vaso comunicante) estático? Información del pozo: La presión interna de tubería (barras de sondeo) indica 0 psi (no hay válvula de flotador en la sarta) Profundidad del Pozo = 7,000 PVV (TVD) / 7,225 PM (MD) La sarta de perforación está llena de lodo de 9.7 ppg (lb/gal) El espacio anular está lleno de una mezcla de gas y lodo de 6.0 ppg (lb/gal). 1347 psi. 3530 psi. 1390 psi. 4920 psi.

¿Cómo afecta las perdidas por presión en el Anular a la presión del fondo del pozo?. Hará que la BHP sea mas baja. Hará que la BHP sea igual a la presión Hidrostática. No tiene ningún efecto en la presión defondo. Hará que la BHP sea mayor.

¿Cómo es una típica velocidad reducida de bombeo (VRB, SCR)?. Igual que la velocidad de la bomba cuando se perfora. Entre 20 y 50 emboladas (strokes) por minuto (EPM. SPM). El 75% de la velocidad de la bomba cuando se perfora. Entre 80 y 100 emboladas (strokes) por minuto (EPM, SPM).

. ¿Qué manómetro se usa para registrar la presión reducida de bombeo (PRB)?. El manómetro de presión de la bomba en el múltiple del tubo vertical (standpipemanifold). El manómetro de presión de la bomba en el múltiple del tubo vertical (standpipe manifold). El manómetro de tubería de perforación (barras de sondeo) que se usa para matar (ahogar) el pozo. El manómetro de presión de la bomba en la bomba de lodo.

. ¿Cuándo consideraría usted tomar una nueva presión reducida de bombeo (PRB)?. Antes y después de una prueba de goteo (de admisión , leak off). Luego de recargar el amortiguador de pulsaciones de la bomba de lodo. Cuando se perforan rápidamente largas secciones del pozo. Luego de cada conexión que se perfora con un impulsor superior (top drive).

¿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?. Pérdida de presión en la tubería de perforación (barras de sondeo). Pérdida de presión por la línea de superficie. Pérdida de presión anular. Pérdida de presión en la broca (trépano).

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. ¿Qué está ocurriendo?. La pérdida de presión en el anular está creando un sobre balance contra la presión de la formación. La densidad del lodo dentro de la tubería de perforación (barras de sondeo) está creando un sobre balance contra la presión de la. La presión de la bomba es mayor que la presión hidrostática del lodo. La presión hidrostática del lodo es mayor que la presión de la formación.

51. ¿Cuál es la causa más común de las presiones de formación anormalmente altas en todo el mundo?. .Capas de carbonatos. Arenas agotadas (depleted). Fluido atrapado en lutitas (esquistos). Fracturas en caliza.

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

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

¿Qué datos de presión anormal mide normalmente el Mud Logger (técnico de registro de datos)?. Nivel de gas en el lodo. Peso sobre la broca. . Peso al gancho. Emboladas (strokes) por minuto.

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

¿Cuál de los siguientes es una posible señal de advertencia de un aumento en la presión de formación?. Un aumento de la densidad de la lutita (esquisto). . Aumento del gas de conexión. Disminución gradual en la Velocidad de Penetración (VDP, ROP). Disminución del gas de fondo.

¿Cuál de las siguientes practicas deberían observasen cuando se efectúa una prueba de leak –off (L.O.T.. o de goteo o admisión)?. Usar siempre agua, bombear rápido y apagar la bomba cuando la tendencia entre presión y volumen cambia. Bombear despacio, usar una densidad de lodo conocida y apagar la bomba cuando la tendencia entre presión y volumen cambia. Establecer primero una taza de inyección, usar densidad conocida de lodo y bombear a velocidad rápida. Desplazar la sarta de perforación (barra de sondeo) con aceite base o agua, cerrar el pozo y bombear lentamente hasta que la formación comience a tomar fluido.

¿Cuándo debería usted recalcular la Presión Anular Máxima Admisible en Superficie (MAASP)?. Después de un cambio en la densidad del lodo. . Luego de cambiar la broca (trépano). Luego de cada 300 a 500 pies perforados. Cada turno.

Qué pasará con la MAASP si disminuyera la densidad del lodo?. La MAASP aumentará. La MAASP disminuirá. La MAASP permanecerá igual.

Se circula un amago (surgencia, kick) de gas fuera del pozo usando el método del perforador Que pasa con la presión al fondo del pozo si no se permite que la burbuja de gas se expanda como se predice mientras se hace circular hacia arriba por el pozo?. Aumenta. Queda igual. Disminuye.

¿Que es lo que mejor describe el efecto de la migración de gas en la presión de cierre interna de tubería (barras de sondeo) (suponer que no hay válvula de flotador dentro de la misma)?. Disminuye. Queda igual. Aumenta.

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

¿Cuál es uno de los peligros cuando un amago (surgencia, kick) de gas se hace circular por el múltiple del estrangulador (choke manifold)?. El mayor volumen de gas puede sobrecargar el separador de lodo y gas. El gas se transformará en líquido y aumentará el nivel de los tanques (piletas). El gas provocará un aumento de temperatura en el estrangulador (choke) remoto y dañará los sellos de goma (hule , caucho).

¿Qué podría provocar una migración de gas en un pozo cerrado si no se toma ninguna acción?. La presión al fondo del pozo permanece igual. Posible fractura de la formación. Una disminución de la presión al fondo del pozo. Reducción de las presiones de cierre del pozo.

Cuando se espera que se prepare el lodo de ahogo (para matar el pozo, kill mud) las presiones de cierre internas en tubería (barras de sondeo) y anular comienzan a aumentar, ¿Qué tipo de influjo indica esto?. Gas. Agua salada. Agua dulce. Petróleo (aceite).

¿Qué significa de una tolerancia de influjo de 25 barriles?. Que 25 bbl de un influjo de agua es el máximo influjo en el que el pozo se puede cerrar y el influjo ser forzado de nuevo a la formación (bullhead), sin generar perdida de circulación. Que 25 bbl de influjo es el máximo influjo que se puede circular fuera del pozo sin estallar el revestimiento de superficie. Que 25 bbl de influjo de agua es el máximo influjo que se puede circular fuera del pozo sin estallar el revestimiento de superficie. Que 25 bbl de un influjo de gas es el máximo influjo en el que el pozo puede ser cerrado y el influjo ser circulado sin generar una pérdida de circulación PARA una profundidad y una intensidad de influjo dada.

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

Mientras se perfora una sección horizontal de un pozo , se toma un amago (surgencia, kick) de gas y se cierra el pozo . Si el influjo esta en la sección horizontal , que indicaran las presiones de cierre interna de tubería (barras)(SIDPP) e interna de casing (SICP)?. La SICP es mucho mas alta que la SIDPP. La SIDPP será igual a cero. Ambas son aproximadamente iguales. La SIDPP es mucho mas alta que la SICP.

Qué pasará con la presión interna del casing cuando un influjo de gas se hace circular desde al sección horizontal y entra en la sección vertical?. La presión sobre el casing será constante. La presión sobre el casing aumentará. La presión sobre el casing disminuirá.

Se toma un amago (surgencia, kick) en un pozo horizontal. SIDPP (presión de cierre interna de tubería) = SICP (presión de cierre interna del casing). Se circula un amago (surgencia, kick) fuera del pozo usando el Método del Perforador. ¿Por qué la presión del casing aumenta rápidamente cuando el influjo circula y sale de la sección horizontal para entrar en la sección vertical?. La DEC (densidad equivalente de circulación, ECD) es mayor en la sección horizontal. Eso es normal para todos los pozos que usan el Método del Perforador. No hay cambio en la presión hidrostática hasta que el gas haya circulado hasta la sección inclinada o vertical. Porque el lodo para matar (ahogar) no fue bombeado desde el comienzo del ahogo.

Que efecto tiene sobre la densidad de un fluido un aumento de la temperatura?. Reducirá la densidad del fluido. Aumentara la densidad del fluido. No tendrá efecto alguno sobre la densidad del fluido.

¿Cómo puede afectar la presión del pozo a la densidad del lodo no acuoso (base aceite) en el pozo?. La profundidad del pozo no afectará la densidad del lodo en el mismo. El aumento de la presión hidrostática en el pozo puede reducir la densidad efectiva del lodo en el mismo. La profundidad reducirá la viscosidad en el pozo y reducirá la DEC (densidad equivalente de circulación ). Un aumento de la presión hidrostática en el pozo puede aumentar la densidad efectiva en el mismo.

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

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

Las formaciones que generan balonamiento (balloonig) ocurren cuando la presión del fondo del pozo es un poco más alta que la presión de la fractura de la formación. ¿Qué provoca este incremento en la presión al fondo del pozo?. Baja permeabilidad y porosidad de la formación. Incumplimiento en llenar el pozo cuando se saca tubería (barras de sondeo). Presión anormal de la formación. Fricción anular mientras se circula.

Al hacer una conexión , el perforador cerró debido a un tiempo de contraflujo anormalmente largo . Las presiones estabilizadas en superficie eran iguales a 150 psi en tubería (barras) y espacio anular . Usted sospecha que la situación es el resultado de una formación que hace balonamiento ( ballooning). ¿Cómo haría para verificar que es balonamiento?. Abrir el preventor (BOP) y seguir perforando , pero observar atentamente el volumen en tanques (piletas). Circular de fondo a superficie a velocidad reducida de bombeo por el estrangulador (choke) Remoto. Continuar perforando y observar si hay una tendencia creciente en los tiempos de contraflujo abrir el preventor y observar si en el caudal de salida (linea de flote, flowline) hay una disminución de flujo.

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?. No habrá consecuencias negativas por esta acción porque el volumen purgado es pequeño. Si el problema fue un amago (surgencia, kick) y no balonamiento , el amago se agrandará. La intensidad del balonamiento (ballooning) ha aumentado. El gradiente de fractura de la formación se reducirá.

Mientras perfora, su taladro ha experimentado cada vez más tiempos de contra flujo durante las conexiones por las últimas cinco paradas (tiros, stands). Usted hace otra conexión y el flujo desde el pozo no disminuye. Usted ha medido una ganancia en tanques (piletas) de cinco 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 (ballooning). ¿Cuál es su análisis de la situación?. Es probablemente un amago (surgencia, kick). Cerrar el pozo y monitorear las presiones. Continuar observando el contra flujo hasta que pare. Es balonamiento. Continuar sacando tubería (barras), como antes. 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.

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

¿Cuál de los siguientes indicadores pueden advertir que hay un aumento en la presión de formación?. El torque de la mesa rotatoria. Velocidad de Penetración (ROP). RPM. Todas las anteriores.

Por qué es importante detectar un amago (surgencia, kick) lo mas pronto posible?. Para evitar la expansión del gas mientras se lo hace circular hacia arriba por el anular. Para permitir que pueda usarse el método volumétrico. Para reducir la densidad del lodo para ahogar requerido para matar el pozo. Para minimizar el tamaño del influjo que deberá manejarse en superficie.

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

¿Cuál de los siguientes parámetros afectará el valor de la presión de cierre interna del casing?. Longitud de la línea del estrangulador. Capacidad por pie de la sarta de perforación. El PH del lodo. Volumen del amago (influjo Kick).

Mientras se realizaba una verificación de flujo después de un cambio en la velocidad de penetración, el tanque de viajes aumenta 2 barriles en 4 minutos. ¿Qué acción deberá emprenderse?. Monitorear el pozo por otros 4 minutos para ver si el pozo aún está fluyendo. Cerrar el pozo. Volver a perforar porque la ganancia se debe a cambios de temperatura en el pozo. Comenzar a circular de fondo a superficie.

¿Por qué es importante detectar un amago (surgencia kick) lo más pronto posible?. Minimizar el tamaño de un influjo resultara en una SIDPP (presión de cierre interna de tubería) más bajo. Minimizar el tamaño de un influjo resultara en una SIDPP más alta. Minimizar el tamaño de un influjo resultara en una SICP (presión de cierre interna de casing) más alta. Minimizar el tamaño de un influjo resultara en una SICP más bajo.

¿Cuál indicador de amago (surgencia kick) se detecta primero?. Aumento de caudal (gasto) de salida. Aumento de la presión de la bomba. Aumento de volumen en el tanque de viajes. Incremento de volúmenes en los tanques (piletas).

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

Luego de haber cerrado exitosamente el pozo durante un amago (surgencia kick ) ¿Cuál es la tarea típica de un torrero (encuellador, chango, derrickman)?. Ir al piso de perforación y alinear el multiple (manifold). Medir las presiones en el momento del estrangulador (choke). medir la densidad de lodo en el sistema activo. Calcula emboladas (strokes) de superficie hasta la broca (trepano).

¿Cuál de los siguientes parámetros afectara el valor de la presión de cierre interna de casing?. Capacidad por pie de la sarta de perforación. El ph del lodo. Longitud de línea del estrangulador (choke). El volumen del amago (surgencia kick).

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

Usted toma un amago (surgencia kick) de gas cuando se perfora la sección horizontal de un pozo. ¿Cómo serán las presiones de cierres interna de tubería (barras) (SIDPP) si el influjo esta en la sección horizontal?. Ambas serán aproximadamente igual. .La SIDPP será más alta que la SICP. La SICP será más alta que la SIDPP. . La SIDPP será igual al cero.

Se ha documentado un aumento del tiempo de contra flujo por las últimas cinco conexiones. El perforador cree que el tiempo de contra flujo fue demasiado largo y cerro el pozo. Hay 150 psi en la tubería de perforación (barras de sondeo) y en el espacio anular. El perforador ha purgado 50 psi. La SIDPP (presión de cierre interna en tubería y barras) volvió a 150 psi. La SICP (presión de cierre interna del casing) está en 175 psi. Se volvió a purgar y la SIDPP volvió a dar 150 psi y la SICP está en 200 psi. ¿Cuál es su análisis de la situación actual?. Este es el resultado de migración de gas. Comenzar con el método volumétrico. Esto es compresibilidad del lodo. Hay que purgar y seguir perforando. Esto es un amago (surgencia kick). Prepararse para llevar a cabo una operación de ahogo de pozo. Esto es balonamiento (ballooning) Hay que purgar y seguir perforando.

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 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. El pozo no está balanceado. La presión al fondo del pozo (PFP, BHP) en el lado del espacio anular es más baja a la contaminación por parte de los fluidos de la formación. El pozo esta balanceado: las presiones en el fondo están balanceadas en ambos lados del pozo. El pozo no está completamente lleno de lodo y hay más presión a fondo del pozo del lado de la tubería de perforación (barras de sondeo).

Se acaba de succionar (swabbed in) un influjo por efecto de pistón ascendente. ¿Cuál de los siguientes es un indicador de que los influjos están debajo de la broca (trépano) y qué se requerirá deslizamiento a preventor cerrado (stripping)?. La presión de cierre interna de casing PCIC o SICP es igual a cero. PCIT (SIDPP) es igual PCIC o (SICP). PCIC (SICP) es más alta que la (PCIT) (presión interna del cierre del casing es mayor a la presión interna de tubería o barras). PCIT (SIDPP) es más alta que la PCIC (SICP).

Un pozo se ha cerrado después de un amago (kick). La presión interna de tubería (barra de sondeo) es cero porque hay una válvula de flotador (sin retorno) en la sarta. ¿Cómo obtendría el operador la presión de cierre interno de la tubería de perforación (barra de sondeo)?. Cortar la tubería y leer la presión en tubería (barras) directamente del manómetro del casing. Encender la bomba a velocidad de ahogo manteniendo la presión interna de casing constante abriendo el estrangulador (choke) la presión que se lee cuando la bomba esta a velocidad de ahogo es la presión interna de cierre de tubería de perforación (de barras de sondeo). Bombear muy lentamente por la sarta de perforación con el pozo cerrado y en cuanto la presión interna del casing comienza a aumentar, parar la bomba, leer la presión, y restar el sobre balance (overbalance). Bombear a 2 barriles por minuto por el anular con el pozo cerrado. Cuando las presiones se ecualizan, la válvula de flotador se abrirá. La presión de la bomba es la presión interna de tubería de perforación (de barras de sondeo).

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?. Tendrá que bombearse hasta abrirla para leer la presión de cierre interna de tubería (barras de sondeo). No puede bajarse al pozo en posición cerrada. Tiene potencial de perder por la llave de abrir / cerrar. Más fácil de insertar si en la sarta de perforación se encuentra un flujo fuerte.

¿Por qué hay que tomar y registrar la Presión Reducida de Bombeo (PRB)?. Para determinar la velocidad de la bomba para desplazar un tapón de cemento. Para calcular la Presión Anular Máxima Admisible en Superficie (MAASP). Para calcular la Presión Inicial y final de Circulación (PIC o ICP / PFC o FCP). Para parar la rotación del motor de fondo durante la operación de ahogo de un pozo.

¿Qué indica la presión de cierre de tubería (SIDPP)?. La diferencia entre la presión hidrostática del anular y la presión de formación. La diferencia de la presión hidrostática en el zapato y la presión de formación. La diferencia de la presión de la burbuja de gas y la presión hidrostática del lodo. La diferencia de la presión hidrostática dentro de la tubería y la presión de formación.

¿Que indica la presión de cierre en casing (SICP)?. La diferencia entre la presión hidrostática del anular y la presión de formación. La diferencia de la presión hidrostática en el zapato y la presión de formación. La diferencia de la presión de la burbuja de gas y la presión hidrostática del lodo. La diferencia de la presión hidrostática dentro de la tubería y la presión de formación.

Mientras se realizaba una verificación de flujo después de un cambio en la velocidad de penetración, el tanque de viajes aumenta 2 barriles en 4 minutos. ¿Qué acción deberá emprenderse?. Monitorear el pozo por otros 4 minutos para ver si el pozo aún está fluyendo. Cerrar el pozo. Volver a perforar porque la ganancia se debe a cambios de temperatura en el pozo. Comenzar a circular de fondo a superficie.

. ¿Por qué es importante detectar un amago (surgencia kick) lo más pronto posible?. Minimizar el tamaño de un influjo resultara en una SIDPP (presión de cierre interna de tubería) más bajo. Minimizar el tamaño de un influjo resultara en una SIDPP más alta. Minimizar el tamaño de un influjo resultara en una SICP (presión de cierre interna de casing) más alta. Minimizar el tamaño de un influjo resultara en una SICP más bajo.

¿Qué puede provocar un tamaño más grande de amago (surgencia, kick) y una mayor Presión de Cierre de Interior de Casing (SICP)?. La permeabilidad de la formación. La porosidad de la formación. Balonamiento (ballooning). . Resistencia de la formación.

¿Quién tiene autoridad de cerrar el pozo sin esperar un permiso?. Peón del piso de perforación. Torrero (chango, derrickhand). Ingeniero de Lodos (inyeccionista). Perforador.

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

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

El pozo se ha cerrado y las presiones se están estabilizando. ¿Cuál es el primer paso que el Perforador debería dar?. Revisar la presión en tubería de perforación (barras de sondeo) para determinar la presión de la formación. Registrar la ganancia en tanques (piletas). Verificar que el pozo esté seguro (sin pérdidas). Calcular el fluido para ahogar (matar) el pozo.

Se cierra un pozo luego de tomar un amago (surgencia, kick) de 25 bbl con 300 psi de Presión de Cierre Interna de Tubería (Barras) (SIDPP) y 650 psi de Presión Interna de Casing (SICP). Si el pozo se hubiera cerrado con un amago de 10 Bbls, ¿cómo hubiera afectado eso a las presiones de cierre?. La SIDPP sería más alta. La SIDPP sería más baja. La SICP sería más alta. La SICP sería más baja.

Por qué es importante detectar un amago (surgencia, kick) lo mas pronto posible?. Para evitar la expansión del gas mientras se lo hace circular hacia arriba por el anular. Para permitir que pueda usarse el método volumétrico. Para reducir la densidad del lodo para ahogar requerido para matar el pozo. Para minimizar el tamaño del influjo que deberá manejarse en superficie.

¿Cuál de los siguientes parámetros afectará el valor de la presión de cierre interna del casing?. Longitud de la línea del estrangulador. Capacidad por pie de la sarta de perforación. El PH del lodo. Volumen del amago (influjo Kick).

Cuando se ahoga (mata) un pozo usando el método del perforador, la presión del strangulador (choke) aumenta de repente en 200 psi. Poco después el operario del estrangulador observa el mismo aumento de presión en el manómetro de la presión de tubería (barras). ¿Cuál es la causa más probable para este aumento de presión?. Una boquilla (tobera) tapada en la broca (trepano). Se metió un segundo influjo (sugerencia kick) en el pozo. Una restricción en la manguera rotatoria que va a la Kelly. El estrangulador (choke) está parcialmente tapado.

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

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

Durante el procedimiento del método de esperar y densificar, ¿Cómo puede controlarse la presión al fondo del pozo una vez que el LPM (lodo para matar, KWM) está en el espacio anular?. Manteniendo constante la presión del casing. siguiendo un programa de presiones del casing. Mantener la presión de tubería (barras) constante a la presión final de circulación. Mantener el sistema barril que entra barril que sale.

Se detectó un amago (surgencia kick) mientras se perforaba y se cerró el pozo. Volumen anular en el pozo abierto = 200 bbls Capacidad de las tuberías 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?. Forzamiento (bullheading). El método volumétrico. El método del perforador. El método de esperar y densificar.

119. ¿Cuál es uno de los peligros cuando un amago (surgencia kick) de gas se hace circular por el multiple del estrangulador (Choke manifold)?. El mayor volumen de gas puede sobrecargar el separador de lodo y gas. El mayor volumen de gas en el separador de lodo y gas aumentara la presión al fondo del pozo. El gas se transformara en líquido y aumentara el nivel de los tanques (piletas). El gas provocara un aumento de temperatura en el estrangulador (choke) remoto y dañara los sellos de goma (hule,caucho).

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

¿Para que se calculan las emboladas de broca (trépano) a zapato en la planilla para matar (ahogar)?. Confirma cuando usted pueda agregar un margen de seguridad a la presión de casing. Confirma que el lodo para matar (ahogar) está ahora en el espacio anular. indica cuando la presión en el zapato del casing debería dejar de aumentar mientras se mantiene constante la presión al fondo del pozo (PFP, BHP). Le indica que la presión en el zapato de casing comenzara a aumentar hasta que el gas este en el estrangulador (choke).

Mientras se está haciendo circular un amago (surgencia kick) por el casing, ¿Qué sucederá normalmente con el volumen de tanque (pileta) de superficie?. Aumente. Quedara igual. Disminuya.

¿Cuáles son los elementos claves del forzamiento (Bulheading)?. Forzar tubería (barras) a un pozo bajo presión usando gatos hidráulicos. . Bombear a un pozo cerrado para forzar los fluidos de formación a que vuelvan a la formación. Bombera fluido al tope de un pozo y purgar gas en un estilo paso a paso. Hacer circular fluidos de la formación fuera del pozo usando un estrangulador (choke) y un sistema de circulación.

Cuando se está haciendo circular un amago (surgencia kick) la bomba falla. ¿Qué es lo primero que hay que hacer?. Arreglar la bomba a la mayor brevedad posible. Cerrar el pozo. Desviar el pozo. Cambiar a la bomba No 2.

¿Por qué se mantiene constante la presión al fondo del pozo durante una operación de ahogo de un pozo?. Para evitar que el influjo se expanda mientras se lo hace circular por arriba. para permitir un alto sobre balance (overbalance) sobre la formación que genera el amago (surgencia kick). Para mantener la presión de la bomba constante mientras el lodo de ahogo (kill mud) se bombea hasta la broca (trépano). Para evitar más influjo o ruptura de formación durante el proceso de ahogo (kill).

¿Qué cambios en la presión de la bomba se observaran después de una circulación completa si la densidad del lodo se reduce?. La presión de la bomba permanecerá igual. La presión de la bomba aumentara. La presión de la bomba disminuirá.

Mientras se ahogaba el pozo utilizando el método de esperar y densificar, la circulación se detuvo manteniendo constante la presión al fondo del pozo y el pozo está aislado. ¿Qué presión debería haber en el manómetro de la tubería (barras) de perforación si se uso el lodo para matar el pozo (LPM, KWM) y no hay ninguna presión atrapada?. El manómetro de tubería indicara más que la presión original de cierre interna de tubería de perforación debido a la altura del gas. El manómetro de tubería indicara la misma presión que la presión original de cierre interna de tubería. El manómetro de tubería debería indicar 0 psi debido a que la sarta de perforación está llena de lodo para matar. El manómetro de tubería marcara la diferencia entre las presiones originales de cierre.

Usted esta desalojando un amago (surgencia kick) de gas del pozo usando el método del perforador. ¿Qué ocurrirá normalmente con el nivel de tanques (piletas) activos durante la circulación?. El nivel de tanques disminuirá debido a la expansión del gas y luego aumentara cuando el gas sale por el estrangulador. El nivel de tanques disminuirá debido a la expansión del gas y luego permanecerá constante cuando el gas sale por el estrangulador. El nivel de tanques aumentara debido a la expansión del gas y luego permanecerá constante cuando el gas sale por el estrangulador. El nivel de tanques aumentara debido a la expansión del gas y luego disminuirá cuando el gas sale por el estrangulador (choke).

Usted esta conduciendo exitosamente la primera circulación del método del perforador. La presión interna de tubería de perforación (barras de sondeo) se ha venido manteniendo a la presión inicial de circulación de 560 psi. La presión del estrangulador (choke) se ha mantenido alrededor de los 460 psi por los últimos 15 minutos. Usted observa un repentino salto en la presión interna de La tubería (barras) a 500 psi. La presión del estrangulador permanece igual a 460 psi. ¿Qué tipo de complicación es el que tiene más probabilidad de haber ocurrido?. El estrangulador se esta tapando. Una fisura (washout) por encima de los preventores (BOP). Una boquilla de la broca (trépano) ha reventado. Se ha tapado una boquilla de la broca.

Cuando se ahoga un pozo con una sección horizontal usando el método de Esperar y Densificar, qué pasará si usted usa una planilla para ahogar un pozo vertical para desalojar circulando el amago (surgencia, kick)?. Usted estará aplicando demasiado poca presión al pozo. Las emboladas (strokes) hasta la broca (trépano) estarán mal. La PFC (FCP, presión final de circulación) es más difícil de calcular. Usted estará aplicando demasiada presión al pozo.

Mientras perfora, su taladro ha experimentado cada vez más tiempos de contra flujo durante las conexiones por las últimas cinco paradas (tiros, stands). Usted hace otra conexión y el flujo desde el pozo no disminuye. Usted ha medido una ganancia en tanques (piletas) de cinco 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 (ballooning). ¿Cuál es su análisis de la situación?. Es probablemente un amago (surgencia, kick). Cerrar el pozo y monitorear las presiones. Continuar observando el contra flujo hasta que pare. Es balonamiento. Continuar sacando tubería (barras), como antes. 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.

En un pozo con un volumen de Broca (Trépano) a Zapato más alto que el volumen en la sarta de perforación, ¿cuál de los siguientes métodos de ahogo minimizará el riesgo de pérdidas de circulación?. El Método de Forzamiento (Bullheading). . El Método Volumétrico. El Método del Perforador. El Método de Esperar y Densificar.

Mientras se conduce la primera circulación del método de Esperar y Densificar (del Ingeniero) el torrero (chango, encuellador, derrickman) dice que el abastecimiento de baritina (barita) está bloqueado y que no se puede mantener la densidad de lodo para matar mientras se bombea. ¿Qué acción deberá tomarse?. Informar al supervisor que la cuadrilla está resolviendo el bloqueo pero continuar circulando. Pedir a la cuadrilla que agregue bentonita para aumentar la densidad del lodo. Pedir a la cuadrilla que arregle el bloqueo, luego informar al supervisor una vez que el lodo de ahogo (kill mud) está en la broca (trépano). Informar el problema al supervisor y recomendar que se cierre el pozo mientras se resuelve el desperfecto.

Mientras se ahoga un pozo usando el método del perforador , la presión en el separador de lodo y gas comienza a aumentar . La presión de la tubería de perforación (barras de sondeo) es de 680 psi a 40 EPM . La velocidad de la bomba se reduce mientras se mantiene 680 psi en el tubo vertical (standpipe) .Qué efecto tendrá esto sobre la presión del fondo del pozo?. La presión al fondo del pozo permanecerá igual. La presión al fondo del pozo disminuirá. La presión al fondo del pozo aumentará. La presión al fondo del pozo aumentará primero para luego disminuir.

Cuando se ahoga un pozo con una sección horizontal usando el método de Esperar y Densificar, qué pasará si usted usa una planilla para ahogar un pozo vertical para desalojar circulando el amago (surgencia, kick)?. Usted estará aplicando demasiado poca presión al pozo. Las emboladas (strokes) hasta la broca (trépano) estarán mal. La PFC (FCP, presión final de circulación) es más difícil de calcular. Usted estará aplicando demasiada presión al pozo.

136. ¿Por qué hay que tomar y registrar la Presión Reducida de Bombeo (PRB)?. Para determinar la velocidad de la bomba para desplazar un tapón de cemento. Para calcular la Presión Anular Máxima Admisible en Superficie (MAASP). Para calcular la Presión Inicial y final de Circulación (PIC o ICP / PFC o FCP). Para parar la rotación del motor de fondo durante la operación de ahogo de un pozo.

Si las presiones de cierre son 600 psi para la SIDPP (cierre de interior de tubería o barra de sondeo) y 800 psi SICP (presión de cierre interna de casing) y ambas comienzan a aumentar lentamente mientras se prepara el lodo de ahogo (para matar) para un método de esperar y densificar . Qué tipo de influjo hay en el pozo?. Petróleo. Agua dulce. . Agua Salada. Gas.

Un pozo se ha cerrado y la presión en el casing se ha estabilizado .Se presionó la válvula de flotador y se registro la SIDPP ( presión de cierre de tuberia o barra de sondeo). información del pozo: - SIDPP inicial = 550 psi - SICP inicial = 750 psi - MAASP = 1600 psi Mientras se esperaban ordenes , la presión interna del casing (SICP) aumentó a 850 psi. Si se volviera a presionar la válvula de flotador , a qué presión se abrirá la válvula?. 550 psi. 850 psi. 650 psi. 950 psi.

¿Cuál es el objetivo del método esperar y densificar?. Desplazar solo el espacio anular con densidad de lodo original. Desplazar la sarta de perforación y el espacio anular con el lodo para matar con una sola circulación. Desplazar la sarta de perforación y el espacio anular con el fluido original. Desplazar solo la sarta de perforación con lodo para matar.

Usted está bombeando lodo para matar (LPM) a la broca (trépano) al comienzo de un método de esperar y densificar para ahogar el pozo. Se decide apagar las bombas y revisar las presiones. usted observa que aún hay presión en el manómetro de tubería de perforación (barras de sondeo) . Usted se fijó si había presión atrapada, pero la presión de la tubería de perforación (barras de sondeo) regresó al mismo valor. ¿Qué podría hacer usted?. Circular algunas emboladas (strokes) mas , luego cerrar el pozo y fijarse otra vez. Continuar bombeando , el LPM (lodo para matar) no ha llegado a la superficie , por lo tanto el pozo no está ahogado. El LPM (lodo para matar) ha provocado un sobre balance en el pozo, atrapando un exceso de presión. Nada. debido al LPM que hay.

¿Bajo que circunstancia proporcionaría el método de esperar y densificar presiones equivalente mas bajas en el zapato del casing que el método del perforador?. Cuando el volumen de la sarta de perforación es menor que el volumen del pozo abierto. Cuando el volumen en la sarta de perforación es mas grande que el volumen del espacio anular en pozo abierto. Cuando el volumen en la sarta de perforación es menor que el volumen del casing. Las presiones en el casing son las mismas independientemente del método usado.

El lodo para matar se ha bombeado hasta la broca (trépano) 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?. Revisar el sistema circulante para ver si se bombeo un lodo mas liviano. . Purgar la presión del casing a cero psi y confirmar que el pozo está ahogado. Fijarse si hay presión atrapada. Revisar los cálculos de emboladas (strokes) superficie a broca y lodo para ahogar el pozo.

Durante el procedimiento del método de esperar y densificar. ¿Cómo puede controlarse la presión al fondo del pozo una vez que el LPM ( lodo para matar, KMW) está en el espacio anular?. Mantener la presión de tubería constante a la presión final de circulación (PFC). Mantener el sistema barril que entra barril que sale. Manteniendo constante la presión del casing. Siguiendo un programa de presiones del casing.

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

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?. 5 pulgadas con un D.I de 4.276 pulgadas. 4 pulgadas con un D.I de 3.240 pulgadas. 6 5/8 pulgadas con un D.I de 5.965 pulgadas. 6 5/8 pulgadas con un D.I de 5.761 pulgadas.

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

Se usa el método del perforador para matar un amago (surgencia, kick) de agua salada . ¿Qué sucederá con la presión del casing cuando el influjo se mueve hacia arriba por el espacio anular ? (Suponer que la densidad del lodo en el pozo es más alta que la densidad del influjo ). La presión en el casing solo cambiará debido a cambios en el tamaño del espacio anular. El agua salada se comportará del mismo modo que un influjo de gas. medida que el influjo se expande la presión sobre el casing aumentará. La presión del casing disminuirá lentamente mientras el influjo circula hacia arriba por el anular.

Mientras conduce la primera circulación del método del perforador, el torrero (chango, enganchador, en cuellador) dice que el abastecimiento de baritina (barita) está bloqueado ¿Qué acción deberá emprenderse?. Pedir a la cuadrilla que agregue bentonita para aumentar la densidad del lodo. Informar al supervisor que hay que cerrar el pozo ,porque el problema reducirá la presión al fondo del pozo. Continuar circulando aunque no pueda mantenerse la densidad actual del lodo. Continuar circulando en tanto pueda mantenerse la densidad del lodo.

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

Usted está sacando tubería cuando se succiona un amago (kick) por efecto de pistoneo ascendente (swabbing) . Las presiones de cierre indican que el gas está migrando. ¿Qué método de control de pozo puede usarse para controlar la migración del gas?. El método volumétrico. . El método de esperar y densificar. El método del perforador. Método de circulación inversa.

El Perforador no ha tomado las presiones a velocidad reducida de bombeo. ¿Cómo debería determinarse la Presión Inicial de Circulación (PIC, ICP)?. Dividir la velocidad de la bomba al perforar por la velocidad planificada para matar el pozo y multiplicar por la presión de la bomba al perforar. Mantener constante la presión del casing hasta que el lodo para matar alcance la broca (trépano) y luego leer la presión de tubería (barras). Estimar la PIC (ICP) con base en la última presión de la bomba y EPM (SPM). 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. Ésta es la PIC (presión inicial de circulación, ICP).

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

Al hacer una conexión, el Perforador cerró el pozo debido a un tiempo de contra flujo anormalmente prolongado. Las presiones estabilizadas en superficie eran iguales a 150 psi en Tubería (SIDDP/barras) y Espacio Anular (SICP). Usted sospecha que el pozo se ha presentado un efecto de balonamiento (ballooning). Después de purgar las presiones a cero (0) en reducciones de 50 psi cada una, las presiones permanecieron en cero. En el pozo hay lodo base aceite. ¿Qué instrucciones le daría al Perforador?. Chequear si hay flujo por la línea del estrangulador (choke). Si no hay flujo, circular el volumen de fondo a superficie por el estrangulador (choke). Chequear 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. Abrir el preventor y seguir perforando. Abrir el preventor, levantar la densidad del pozo en 1 ppg (lb/gal) y seguir perforando.

En un taladro con preventores de superficie, ¿Qué presión se mantiene constante mientras la velocidad de bombeo se aumenta hasta la velocidad de ahogo (kill rate)?. La presión de la tubería (barras de sondeo). La Presión Final de Circulación. Presión interna del casing (revestidor). Presión de fractura.

¿Cuál de las siguientes oraciones es verdad para el inicio del ahogo de un pozo?. Después de bombear el volumen de la línea de superficie hasta la Kelly o Impulsor Superior (Top Drive) poner el contador de emboladas (strokes) en cero y seguir el plan de ahogo. El volumen de la línea de superficie (bomba a piso de perforación) no tiene que incluirse en el plan de ahogo (kill plan). C. Mantener la presión de tubería de perforación (barras de sondeo) constante cuando se aumenta la velocidad de las bombas hasta la velocidad de ahogo (velocidad reducida). Abrir totalmente el estrangulador (choke), aumentar la velocidad de la bomba hasta la velocidad reducida de ahogo, luego ajustar el estrangulador para obtener la presión inicial de circulación.

Durante el inicio de una operación de ahogo, la presión de la bomba a velocidad de hogo (reducida) es más alta que la PIC (ICP) calculada. ¿Cuál sería la razón para esto?. La presión a velocidad reducida de bombeo será diferente porque el pozo está más profundo que cuando se registró. Un influjo de agua salada en el pozo aumentará la presión de circulación. La presión a velocidad reducida de bombeo se tomó por el pozo hasta el canal de salida (línea de flote, flowline) Durante el ahogo usted está circulando por la línea del estrangulador (choke line). La presión a velocidad reducida de bombeo se tomó por el pozo hasta el canal de salida (línea de flote, flowline) Durante el ahogo usted está circulando por la línea del estrangulador (choke line).

Después de sacar 33 paradas (tiros, stands) el pozo comienza a fluir y se cierra. Suponer que el influjo está en el fondo del pozo y que no hay migración de gas. ¿Qué pasará con la presión al fondo del pozo si se purga demasiado lodo mientras se desliza (stripping) de vuelta al fondo con preventor cerrado?. . Aumenta. Disminuye. Quedará igual.

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

¿Cuál de las siguientes oraciones describe mejor el Método Volumétrico?. Mantiene presión constante dentro del influjo mientras se le permite migrar a la superficie. . Mantiene presión constante en el zapato del casing mientras el influjo migra a la superficie. Mantiene presión constante al fondo del pozo mientras el influjo migra a la superficie. Mantiene la Presión de Cierre Interna del Casing en su valor inicial mientras el influjo migra a la superficie.

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

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

Si se cierra el pozo por un amago (surgencia, kick) y la presión a la velocidad reducida de bombeo no se conoce .¿Qué procedimiento debería usar usted para obtener la presión inicial de circulación (PIC, ICP) correcta?. Llamar al Mud Logger (técnico de registros geológicos) y solicitar el mejor cálculo posible de la presión inicial de circulación. Revise los registros y seleccione la presión a la velocidad reducida de la bomba que tomó con el último ensamble de fondo (EDF, BHA) en el pozo y más cercano a la profundidad donde tuvo lugar el amago (surgencia,kick) agregue 100 psi como margen de seguridad. Usar la PCIT (SIDPP) como presión de circulación. 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).

Presión con circulación de bombeo reducido = 300 psi a 30 SPM El pozo se ha cerrado después de un amago: Presión de cierre interna de tubería (barras de sondeo) = 600 psi, Presión de cierre interna de casing = 750 psi, antes de comenzar ha ahogar el pozo , hay una falla total completa en las bombas. ¿Qué presión debería mantenerse constante para mantener la correcta presión al fondo del pozo , el influjo migra?. 50 psi de presión interna de casing. 1050 psi de presión interna de casing. 600 psi de presión interna de tubería. 900 psi de presión interna de tubería.

Se baja casing al pozo con un ensamble de válvula de flotador sin retorno. El casing no se está llenando. Con el zapato a 3000 pies, el ensamble de válvula de flotador falla y el lodo se mete dentro del casing por efecto de tubo en U. ¿Qué pasará con la presión al fondo del pozo (BHP. La presión al fondo del pozo disminuirá. La presión al fondo del pozo permanecerá igual porque el volumen de lodo en el pozo no ha cambiado. La presión al fondo del pozo aumentará. . La presión al fondo del pozo permanecerá igual debido al efecto de tubo en U.

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

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

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

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

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

¿Cuándo tienen que probarse las válvulas de seguridad de la sarta de perforación?. A la misma clasificación de trabajo que la Kelly o el impulsor superior (top driver). Cada vez que se prueban los preventores. Solo después de asentar casing. 50 % de la presión de prueba de los arietes.

La figura que sigue muestra una brida API tipo 6BX ¿Cuál de estos empaques combina con la brida tipo 6BX que se exhibe más arriba?. Tipo BX. Tipo RX. Tipo R octogonal. Tipo ovalado.

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

Se operó un preventor tipo ariete desde el panel remoto. Tanto la presión del acumulador como la del multiple (manifold) bajaron y más tarde retornaron a la presión normal. La luz de abierto se apaga pero la de cerrado no se enciende. ¿Cuál es la causa probable del problema?. Una fuga en el sistema. La línea de cierre está bloqueada. La presión de aire es demasiado baja. daño eléctrico.

Si se diseña un sistema de acumuladores de 3000 psi para preventores con una presión mínima operativa de 1200 psi, ¿Cuál debería ser la presión de precarga en cada botella?. 200 psi. 1000 psi. 3000 psi. . 1200 psi.

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

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

Luego de accionar el control del preventor anular a la posición de cerrado, la luz de abierto se apaga pero la luz de cerrado no se enciende. El manómetro de la presión del preventor anular baja y luego retorna a la presión correcta. ¿Qué ha ocurrido?. El circuito o el foco (lamparita) de luz de cerrado ha fallado. La línea hidráulica de cierre al preventor (BOP) está tapad. La válvula de 4 sentidos en la unidad hidráulica de cierre falló en desplazarse. Hay una fuga en la línea hidráulica al preventor (BOP).

Luego de accionar el control del preventor anular a la posición de cerrado, la luz de abierto se apaga pero la luz de cerrado no se enciende. El manómetro de la presión del preventor anular baja y luego retorna a la presión correcta. ¿Qué ha ocurrido?. El circuito o el foco (lamparita) de luz de cerrado ha fallado. La línea hidráulica de cierre al preventor (BOP) está tapada. La válvula de 4 sentidos en la unidad hidráulica de cierre falló en desplazarse. Hay una fuga en la línea hidráulica al preventor (BOP.

¿Qué información es muy importante conocer si tengo un ariete de corte en la BOP?. Volumen para cerrar un pozo completamente. La presión de apertura. Tamaño y fuerza de los tubulares que el ariete puede cortar. La cantidad de peso de tubería que se puede colgar usando el BOP.

En un sistema de control de BOP de superficie para un taladro en tierra, el preventor anular ha sido actividad desde el panel remoto del perforador. La luz de apertura se apaga y la de cierre se enciende. Esto que le esta indicando?. El mirco-swicth en la parte trasera del piso del taladro montado en el panel del BOP seha activado, indicando que el preventoranular esta cerrado. El preventor anular se ha cerrado. La señal se ha enviado al regulador del preventor anular. La válvula de tres posiciones y cuatro vías en el acumulador se ha hecho funcionar.

Haz tratado de cerrar el preventor anular con el pozo fluyendo. Cuando se oprime el botón del cierre, cambian las luces de verde a rojo y todos lo manómetros y el medidor de flujo permanece estático. Que se debe hacer?. Cerrar un segundo preventor anular o de arietes. Abandonar el piso del taladro e irse a un área segura. Llamar al ingeniero de subsea. Enviar a alguien mas a cerrar el sistema acumulador manualmente.

Se operó la válvula principal de aire en el panel de control remoto de la BOP. ¿Qué sucede cuando se acciona la palanca para cerrar los arietes superiores, desde el panel de control remoto?. La palanca opera un interruptor eléctrico atrás del panel remoto. La corriente eléctrica acciona una válvula hidráulica en el acumulador y este permite al fluido hidráulico fluir hasta el conjunto de BOP. La palanca abre una válvula hidráulica atrás del panel de control remoto y el fluido hidráulico fluye hacia el conjunto BOP. La palanca abre una válvula de aire atrás del panel remoto. El aire opera un pistón en el acumulador que impulsa la válvula de 4 vías, y hace que ella cambie de posición.

Luego de accionar el control del preventor anular a la posición de cerrado, la luz de abierto se apaga pero la luz de cerrado no se enciende. El manómetro de la presión del preventor anular baja y luego retorna a la presión correcta. ¿Qué ha ocurrido?. A. El circuito o el foco (lamparita) de luz de cerrado ha fallado. . La línea hidráulica de cierre al preventor (BOP) está tapada. La válvula de 4 sentidos en la unidad hidráulica de cierre falló en desplazarse. Hay una fuga en la línea hidráulica al preventor (BOP).

¿Cuál es uno de los peligros cuando un amago (surgencia, kick) de gas se hace circular por el múltiple del estrangulador (choke manifold)?. El mayor volumen de gas puede sobrecargar el separador de lodo y gas. El gas se transformará en líquido y aumentará el nivel de los tanques (piletas). El gas provocará un aumento de temperatura en el estrangulador (choke) remoto y dañará los sellos de goma (hule, caucho). El mayor volumen de gas en el separador de lodo y gas aumentará la presión al fondo del pozo.

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?. No puede bajarse al pozo en posición cerrada. Tendrá que bombearse hasta abrirla para leer la Presión de Cierre Interna de Tubería (barras de sondeo). Tiene potencial de perder por la llave de abrir/cerrar. Más fácil de insertar si en la sarta de perforación se encuentra un flujo fuerte.

Cuando se prueba una serie de arietes de un conjunto de preventores de superficie en una prueba semanal de preventores (BOP), se le informa que el orificio de drenaje está perdiendo fluido del pozo. ¿Qué acción tomaría usted?. El sello de lodo del vástago del pistón está perdiendo y debería reemplazarse y volverse a probar. Dejarlo así hasta el próximo programa de mantenimiento. Los sellos de los arietes superiores tienen fuga y deberían reemplazarse. Conectar el empaque del vástago del pistón de emergencia.