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TEST BORRADO, QUIZÁS LE INTERESE: 2do Examen de Control de Pozos - Drilling Supervisor

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Título del Test: 2do Examen de Control de Pozos - Drilling Supervisor Descripción: 2do Grupo Autor: Inst. Cristian Zalazar Barrera OTROS TESTS DEL AUTOR Fecha de Creación: 09/01/2025 Categoría: Ocio Número Preguntas: 50

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51. Mientras se perfora una larga sección horizontal de un pozo, se observó una ganancia en tanques de 10 Bbls y se cerró el pozo, luego del cierre se notó que la SIDPP (presión de cierre de tubería) y la SICP (presión de cierre de casing) eran aproximadamente iguales ¿qué podemos suponer a partir de estas presiones? Que esto es probablemente el resultado del pistoneo ascendente (surging) de la sarta. Que el influjo está en la sección horizontal del pozo. Que probablemente se trata de balonamiento (ballooning). Que es un influjo de agua salada. 52. ¿Cuál es la mejor descripción del término “identificación de características y tendencias del pozo” (fingerprinting the well)? Tomando muestras del fluido de formación para saber grado, calidad y contaminantes. Registrar el azimut y la elevación del pozo a partir de registros eléctricos (perfilajes). Registrar datos de perforación de línea de referencia que pueden analizarse y compararse con datos actuales para ayudar a reconocer problemas en el pozo. Registrar el nombre del bloque y numero del yacimiento para la ubicación del pozo. 53. ¿Porque es importante detectar un amago (surgencia, kick) lo más pronto posible? Para evitar la expansión del gas mientras se lo hace circular hacia arriba por el anular. Para reducir la densidad del lodo para ahogar requerido para matar el pozo. Para reducir el riesgo de ruptura de la formación durante el ahogo. Para permitir que pueda usarse el método volumétrico. 54. Se está perforando un pozo vertical en un equipo de perforación con preventores de superficie. Se presenta un amago (surgencia, kick) en el pozo y usted lo cierra, las lecturas de presión son: presión de cierre interna de tubería (SIDDP/Barras) 350 Psi, presión de cierre interna del casing 450 Psi. ¿Por qué hay una diferencia entre las dos lecturas? Porque el preventor se cerró demasiado rápido provocando una presión atrapada. Porque el influjo está en el espacio anular y tiene una densidad menor que la del lodo. Porque el influjo está dentro de la sarta de perforación y tiene una densidad menor que la del lodo. Porque el influjo tiene una densidad más alta que la del lodo. 55. Durante el ahogo de un pozo, se reduce la velocidad de la bomba mientras se mantiene constante la presión de tubería de perforación (barras de sondeo) ¿Cómo afectará esto a la Presión al Fondo del Pozo (PFP, BHP)? Usted no puede calcular el efecto sobre la PFP. La PFP disminuirá. La BHP aumentará. La PFP permanecerá constante. 56. 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 de cada botella? 3000 Psi. 200 Psi. 1200 Psi. 1000 Psi. 57. Después que se cierra el pozo, ¿qué otro dato clave deberá registrarse? El torque de la mesa rotatoria. Peso sobre la broca (trépano). Ganancia en tanques. Peso al gancho. 58. El programa de perforación requiere una prueba de integridad de la formación (PIF, FIT) hasta 15.2 ppg (lb/gal) de Densidad Equivalente de Lodo (DEL, EMW) en el zapato casing. Profundidad del Zapato = 4000 ft PVV, 5500 ft PM. Densidad de lodo durante la prueba = 9.5 ppg (lb/gal). ¿Qué presión en superficie se requiere para probar el zapato hasta 15.2 de DEL (EMW)? 1630 Psi. 1976 Psi. 2382 Psi. 1186 Psi. 59. ¿Cuál es el uso más común del Desgasificador de vacío (Degasser)? Se usa para remover el gas después de que se ha hecho circular lodo por las zarandas (temblorinas). Se usa principalmente para separar el gas de los líquidos mientras se hacen pruebas. Se usa como repuesto de emergencia en caso de que falle el “Separador de Gas y Lodo” (Poor Boy). Se usa sólo cuando se desaloja circulando un amago (surgencia, kick). 60. ¿Cuál puede ser una indicación de que el pozo estaría tornándose bajo balance (under-balanced)? Un aumento repentino de la presión de la bomba. Una disminución del tamaño de los recortes (cuttings). Un aumento de gas de conexión. Un aumento de la densidad del lodo en las zarandas (temblorinas). 61. ¿Qué es un cambio de velocidad de penetración (drilling break)? Cambio en la velocidad de penetración debido a una broca (trépano) nueva. Un cambio en la velocidad de penetración debido a que el Perforador aumenta la velocidad de rotación. Un aumento o disminución significativa de la velocidad promedio de penetración. El cambio de velocidad de penetración debido a que el Perforador aumenta el peso sobre la broca (trépano). 62. 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 salada y permaneció estático. Densidad del lodo 12 ppg (lb/gal). Densidad del agua salada 8.6 ppg (lb/gal). Altura de la columna de agua salada en el espacio anular 150 ft. ¿Cuál es la reducción de la presión al fondo del pozo con 150 ft de agua comparada con la presión ante las perdidas? 94 Psi. 27 Psi. 67 Psi. 33 Psi. 63. ¿Cuál es la razón principal de tener que deslizar la tubería hacia el pozo con preventores cerrados (stripping)? Para conceder más tiempo para mezclar lodo antes de llevar a cabo el Método de Esperar y Densificar. Para mejorar el desempeño del elemento de empaque del preventor anular. Para ubicarse debajo del influjo para evacuarlo circulando. Para reducir la DEC (ECD) cuando usted comienza a bombear. 64. ¿Cuándo debería usted recalcular la Presión Anular Máxima Admisible en Superficie (MAASP)? Después de un cambio de densidad en el lodo. Luego de cada 300 ft a 500 ft perforados. Cada turno. Luego de cambiar la broca (trépano). 65. ¿Qué pasaría normalmente a los volúmenes de los tanques (piletas) si el influjo de gas se hiciera circular hacia arriba del pozo? Disminuiría. Aumentaría. Quedaría igual. 66. Mientras se perfora la sección superior del pozo en un taladro con preventores de superficie, se encuentra un flujo de gas superficial. ¿Cuál es la acción más prudente a tomar para resguardar la seguridad del equipo de perforación y del personal del mismo? Siga bombeando lodo al pozo a la misma velocidad en EPM (SPM) y circule de fondo a superficie. Activar el sistema de desviador y seguir el plan específico para el taladro para gas superficial (gas somero). Cerrar el pozo y prepararse inmediatamente para operaciones de ahogo (kill). Alinear el desviador (diverter) al múltiple del estrangulador (choke manifold) activar el sistema de desviador, y remover personal no esencial del piso de perforación. 67. ¿Cómo puede afectar la presión del pozo a la densidad del lodo no acuoso (base aceite) en el pozo? Un aumento de la presión hidrostática en el pozo puede aumentar la densidad efectiva del lodo en el mismo. La profundidad del pozo no afectará la densidad del lodo en el mismo. La profundidad reducirá la viscosidad en el pozo y reducirá la DEC (Densidad Equivalente de Circulación, en ingles ECD). Un aumento de la presión hidrostática en el pozo puede reducir la densidad efectiva del lodo en el mismo. 68. Se cierra un pozo por un amago (surgencia, kick) succionado (swabbed, efecto pistoneo ascendente) mientras se sacaba sarta fuera del pozo. Tanto PCIC (SICP) como PCIT (SIDPP) marcan 250 Psi a 25 paradas (tiros, stands) de distancia del fondo. ¿Cuál de los siguientes sería el mejor curso de acción a tomar para poner el pozo de vuelta bajo control primario? Asentar tapón de cemento y hacer desviación lateral del pozo usando una densidad de lodo más alta. Deslizar (Strip) de vuelta al fondo con preventor cerrado y luego circular el influjo usando el Método del Perforador. Circular el amago (surgencia, kick) a velocidad reducida de bombeo usando el Método del Perforador mientras se mantiene constante la presión de tubería de perforación (barras de sondeo). Aumentar la densidad del lodo para superar los 250 Psi de la PCIC (SICP) y circular usando el Método de Esperar y Densificar. 69. ¿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. Sólo la presión en el espacio anular aumentará. Las presiones de cierre permanecerán constantes. Sólo la presión de cierre interna de tubería (barras) aumentará. 70. ¿Qué puede aumentar las presiones por efecto de pistoneo cuando usted está bajando tubería (barras de sondeo) al pozo? Un despeje (holgura) anular estrecho. Bajo esfuerzo de gel (gel strength) del lodo. Boquillas (toberas) de broca (trépano) grandes. Un despeje (holgura) anular amplio. 71. ¿Ocurre siempre un amago (surgencia, kick) después de una pérdida total de circulación? Sí, las perdidas ocurrirán siempre por encima de cualquier zona potencial de amagos (surgencias, kicks). No, depende de la reducción en el peso de la sarta de perforación. No, depende del nivel de lodo en el anular y de la presión y permeabilidad de la formación. Sólo cuando las pérdidas son más de 5 Bbls/hora. 72. ¿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). Desalojar el influjo circulando con la densidad original del lodo. 73. ¿Por qué se mantiene constante la presión al fondo del pozo durante una operación de ahogo de un pozo? Para mantener la presión de la bomba constante mientras el lodo de ahogo (kill mud) se bombea hasta la broca (trépano). Para evitar que el influjo se expanda mientras se lo hace circular pozo arriba. Para permitir un alto sobre balance (overbalance) sobre la formación que genera el amago (surgencia, kick). Para evitar más influjo o ruptura de formación durante el proceso de ahogo (kill). 74. ¿Dónde deberá medirse la densidad del lodo de “retorno”? Tanque de retorno. Tanque (pileta) de succión. Línea de retorno del desgasificador de vacío. Zaranda (temblorina). 75. ¿En cuáles de las siguientes situaciones es ventajoso usar una válvula flotadora en la sarta de perforación? Para evitar contraflujo mientras se hace un viaje o durante una conexión. Para permitir una circulación inversa. Para reducir la presión de compresión (surge) por efecto pistoneo hacia abajo. Para leer la presión interna de tubería de perforación (barras de sondeo) después de un amago (surgencia, kick). 76. Cuando se cierra un pozo luego de un amago, puede tomar de 5 a 10 minutos o más para que las presiones se desarrollen ¿qué es lo que afecta este tiempo de ascenso gradual? La porosidad de la formación. Las perdidas por fricción. Migración de gas. La permeabilidad de la formación. 77. ¿Cuál es la única función de un desviador (diverter)? Dirigir los fluidos de la formación lejos del piso de perforación. Cerrar el pozo cuando hay un amago (surgencia, kick) cerca de la superficie. Actuar como sistema de respaldo en caso de que falle el preventor anular. Crear una contra-presión suficiente para que los fluidos de la formación no sigan entrando al pozo. 78. ¿Cuándo es más probable que usted se fije para ver si el pozo está fluyendo? Antes de que la tubería (barras de sondeo) se haya bajado y esté debajo de los preventores (BOP). Después de que el perforador ha aumentado el peso sobre la broca (trépano). Después de que el ensamble de fondo (BHA) se haya bajado y quede por debajo de los preventores (bop). Antes de comenzar a sacar la sarta del pozo. 79. ¿Cuál es el objetivo de la segunda circulación del Método del Perforador? Remover Gas atrapado de los preventores (BOP). Bombear lodo de ahogo y matar (ahogar) el pozo. Para forzar (Bullhead) lodo para ahogar (kill mud) por el espacio anular. Remover el influjo y matar (ahogar) el pozo. 80. ¿Por qué se hace una prueba negativa sobre el tapón de cemento o solapa (traslape) del liner (liner lap)? Para probar si el tapón es suficientemente duro para penetrarlo perforando. Para ver si hay flujo desde arriba del tapón / solapa del liner. Para inyectar cemento a la solapa del liner. Para ver si hay flujo desde abajo del tapón / solapa del liner. 81. 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? Hay una fuga en la línea hidráulica al preventor (BOP). La válvula de 4 sentidos en la unidad hidráulica de cierre falló en desplazarse. El circuito o el foco (lamparita) de luz de cerrado ha fallado. La línea hidráulica de cierre al preventor (BOP) esta tapada. 82. Una burbuja de gas está migrando hacia arriba en un pozo cerrado. ¿Cuál de las siguientes oraciones es verdad? La burbuja no se está expandiendo, por lo tanto, la presión al fondo del pozo permanecerá constante. Las presiones en el pozo están aumentando. Las presiones en el pozo están disminuyendo, permitiendo que entre más gas al pozo. La presión interna del casing aumentará porque la presión en la burbuja está aumentando. 83. Se tomó un amago (surgencia, kick) a la Profundidad Total (PT, TD) y se lo hará circular usando el Método del Perforador. Usted tiene un tanque (pileta) activo (10 pies de profundidad) con 180 Bbls de capacidad. Tamaño del amago = 10 Bbls. Prof. Total (TD) / PVV (TVD) = 4800 ft. Densidad de lodo en el pozo = 9.9 ppg. SIDPP (Presión de Cierre Interna de Tubería o barras) = 250 Psi. SICP (Presión de Cierre Interna del Casing) = 350 Psi. Presión de Formación = 2721 Psi. Presión máxima de casing prevista en superficie durante la operación de matar el pozo = 500 Psi. Luego del incremento inicial de 10 Bbls, ¿qué otra ganancia en tanques (piletas) se anticipa? Ignorar efectos de la temperatura y el factor de compresibilidad del lodo. 1851 Bbls. 44 Bbls. 109 Bbls. 78 Bbls. 84. 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 cerró 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 o barras) volvió a 150 Psi. La SIPC (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? Esto es compresibilidad del lodo. Hay que purgar y seguir perforando. Esto es balonamiento (ballooning). Hay que purgar y seguir perforando. Este es el resultado de migración de gas. Comenzar con el Método Volumétrico. Esto es un amago (surgencia, kick). Prepararse para llevar a cabo una operación de ahogo del pozo. 85. Cuando se cierra un preventor tipo ariete en un conjunto de preventores de superficie, ¿qué sucede con el fluido operativo desplazado desde la cámara de apertura? El fluido retorna al reservorio de la unidad. El fluido se usa para reforzar la presión de cierre. El fluido drena (se escurre) al pozo. 86. ¿Qué práctica de perforación deberá tenerse en cuenta cuando se registra gas de conexión? Reducir un poco la densidad del lodo. Controlar la velocidad de penetración (ROP) para mantener un número mínimo de eventos de gas de conexión en el pozo a la vez. Salir del pozo y cambiar la broca (trépano). Aumentar la viscosidad del lodo. 87. ¿Cuál es la razón principal para un simulacro en tanques (piletas)? Para probar los tanques y alarmas de flujo. Para ver cuán rápido el perforador puede alinear el sistema al tanque de viajes. Para asegurarse de que la cuadrilla esté capacitada para matar (ahogar) el pozo. Para asegurarse de que la cuadrilla sea capaz de reconocer eficazmente y reaccionar frente a un amago (surgencia, kick). 88. Se asienta un tapón de cemento de 500 ft de largo dentro del zapato del casing. El lodo en el pozo será desplazado con uno de densidad diferente. Densidad del lodo por debajo del tapón de cemento = 11.8 ppg. Densidad de lodo nuevo = 12.8 ppg. Tope del tapón de cemento = 8200 ft. Si se abriera una comunicación que permitiera que pase presión entre el tope y el fondo del tapón, ¿qué pasaría con la presión al fondo del pozo? La BHP aumentaría. La BHP permanecería igual. La BHP disminuiría. . 89. 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. ¿Qué es lo que debería hacerse para evaluar la situación? Reanudar la circulación manteniendo la presión en la tubería (barras) constante a 150 Psi. Revisar si se bombeó la densidad correcta de lodo y el numero correcto de emboladas de superficie hasta la broca. Purgar la presión del casing hasta 0 Psi y confirmar que el pozo está ahogado (muerto). Recalcular la densidad de lodo para matar con base en 150 Psi de PCIT (SIDPP) y circular de superficie hasta la broca. 90. Se cierra un pozo en el que la SICP (presión interna del casing) = 500 Psi. El perforador bombeó a 5 EPM (SPM) hasta tocar la válvula de flotador y la bomba se apaga. Las Presiones son las siguientes: Manómetro de presión interna del casing = 575 Psi. Manómetro de tubería de perforación = 380 Psi. ¿Cuál es la SIDPP (presión interna de cierre de tubería o barras de sondeo) real? 305 Psi. 75 Psi. 380 Psi. 200 Psi. 91. Durante el ahogo de un pozo, se bombea Lodo para Matar (Kill Mud) a la broca (trépano) mientras se mantiene constante la presión de la tubería de perforación (barras de sondeo). ¿Cuál es el efecto sobre la Presión al Fondo del Pozo? Aumenta. Quedará igual. Disminuye. 92. ¿Cuál de estas oraciones sobre el preventor anular es cierta? La presión hidráulica para cerrarlo puede ajustarse dependiendo de la operación. No sellará sobre una barra Kelly cuadrada o hexagonal. Está diseñado para sellar alrededor de cualquier objeto tubular o herramienta que haya en el pozo. Evitará que las juntas de tubos puedan deslizarse (stripped) hacia el pozo. 93. ¿Cuáles son los pasos básicos del Método de Esperar y Densificar? Hacer circular el fluido con densidad para matar (ahogar) hasta la broca manteniendo constante la Presión de Tubería de Perforación, luego circular el fluido con densidad para matar hasta la superficie siguiendo un Programa de Presión de la Tubería de Perforación. Hacer circular el fluido con densidad para matar (ahogar) hasta la broca siguiendo un programa de presión en la tubería de perforación (barras de sondeo), luego circular el fluido con densidad para matar hasta la superficie manteniendo constante la presión de la Tubería de Perforación. Hacer circular el fluido con densidad para matar (ahogar) hasta la broca manteniendo constante la Presión del Casing, luego circular el fluido con densidad para matar hasta la superficie manteniendo constante la Presión de la Tubería de Perforación. Hacer circular el fluido con densidad para matar desde la superficie siguiendo un programa de presión de tubería de perforación (barras de sondeo). 94. ¿Cuál es uno de los peligros cuando un amago (surgencia, kick) de gas se hace circular por el múltiple del estrangulador (choke manifold)? El gas provocará un aumento de temperatura en el estrangulador (choque) remoto y dañará los sellos de goma (hule, chaucho). El mayor volumen de gas en el separador de lodo y gas aumentará la presión al fondo del pozo. El gas se transformará en líquido y aumentará el nivel de los tanques (piletas). El mayor volumen de gas puede sobrecargar el separador de lodo y gas. 95. ¿Cuál de las siguientes situaciones no requiere revisar para ver si el pozo fluye? 50% de aumento en la velocidad de penetración (ROP) por 5 ft. Después de que el perforador ha aumentado el peso sobre la broca (trépano). 10% de aumento en la velocidad de penetración (ROP) por 10 ft. Después de bajar la sarta al fondo del pozo. 96. Mientras se prepara para hacer circular el Lodo de Ahogo (Kill Mud o lodo para matar) la burbuja de gas comienza a migrar. Si no se tomara ninguna acción, ¿qué pasará con la presión sobre la burbuja de gas mientras el gas asciende? Aumenta. Disminuye. Permanece aproximadamente igual. 97. ¿En cuál de las siguientes situaciones el Método de Esperar y Densificar da una presión más baja en el Zapato del Casing, comparado con el Método del Perforador? La capacidad anular en el pozo abierto es más alta que la capacidad de la sarta de perforación. El Método de Esperar y Densificar siempre dará presiones más bajas en el Zapato del Casing. La capacidad anular en pozo abierto es más baja que la capacidad de la sarta de perforación. 98. La densidad equivalente de circulación (DEC, ECD) determina la presión verdadera en el fondo mientras se circula por la tubería de perforación (barras de sondeo) y con retorno en el espacio anular. ¿Qué parte de las pérdidas de presión del sistema se usa para calcular la DEC (ECD)? La pérdida de presión a través de las boquillas (toberas). La pérdida de presión en el anular (APL). La pérdida de presión solo en la sección de pozo abierto. La pérdida de presión en la tubería de perforación (barras de sondeo). 99. Calcular el tiempo y las emboladas (strokes) requeridos para circular desde la superficie hasta la broca (trépano) si: Desplazamiento de la bomba = 0.121 Bbls/Stk (embolada) Velocidad de la bomba = 40 Stk/min (emboladas por minuto) Capacidad de la tubería de perforación (barras de sondeo) = 167 Bbls. 1380 minutos. 4.2 minutos. 330 minutos. 34.5 minutos. 100. Usted está deslizando tubería (barras) a preventor cerrado (stripping) por el preventor anular y purgando el desplazamiento de tubería a fondo cerrado (capacidad más desplazamiento del metal). ¿Cómo verifica la integridad del preventor anular durante el proceso de deslizamiento (stripping)? Hacer que un miembro de la cuadrilla de perforación mire el pozo y se fije si hay fugas cuando se mueve la tubería (barras). Monitorear el canal de salida (línea de flote, flowline) sobre el tanque de viajes para fijarse si hay fugas por el preventor anular. Hacer pasar un retén limpiador de goma (hule, caucho) por debajo de la mesa rotatoria para que actúa como respaldo del preventor anular. Rotar lentamente mientras se desliza al pozo con preventor cerrado (strip) para reducir el desgaste del preventor anular.

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