TEST BORRADO, QUIZÁS LE INTERESE: 3er Examen de Control de Pozo - Drilling Supervisor
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3er Examen de Control de Pozo - Drilling Supervisor Descripción: 3er Grupo Autor:
Fecha de Creación: 09/01/2025 Categoría: Ocio Número Preguntas: 50 |
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101. Se baja casing al pozo con un ensamble de válvula flotadora sin retorno. ¿Qué puede pasar si el casing no se mantiene lleno? El casing estallará cerca de la superficie. El peso al gancho disminuirá de repente. La válvula de flotador puede fallar haciendo que el lodo se meta en el casing por efecto de tubo en U. El casing estallará justo encima del ensamble de válvula del flotador. 102. ¿Cuál de las siguientes dimensiones afecta la presión a la que el gas puede “pasar volando” al área de las zarandas? Altura del cuerpo y D.I. (Diámetro Interno) del cuerpo. La longitud y el D.I. de la línea de venteo D.I. de la línea desde el múltiple del estrangulador (choke manifold). Altura del sello de líquido. 103. Usted cierra un preventor tipo arietes usando el panel remoto de preventores (BOP). La luz de arietes abiertos se apaga y se ilumina la luz de cerrado pero usted advierte que la presión del acumulador ha permanecido estática. ¿Qué ha ocurrido? La válvula maestra no se sostuvo apretada por 5 segundos. Posible bloqueo en la línea entre la unidad del acumulador y la sarta de preventores (BOP). La válvula de arietes de 3 posiciones en el acumulador no se ha movido. No hay presión de aire en el panel. 104. El manómetro de la 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) tubo vertical (standpipe) indica 650 Psi. ¿Qué manómetro debería usarse para calcular el lodo para matar (ahogar) el pozo? 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. Usar la presión promedio de 500 Psi para calcular. Ningún manómetro, primero investigar la diferencia. 105. ¿Cuál es el principio básico involucrado en todos los métodos de “Presión Constante en el Fondo” de control de pozos? Mantener una presión que sea por lo menos igual a la presión de bombeo lento. Mantener una presión que sea por lo menos igual a la Presión de Cierre Interna de Tubería de Perforación (barras de sondeo). Mantener una presión que sea por lo menos igual a la presión de la formación. Mantener una presión que sea por lo menos igual a la Presión por Fricción en el Espacio Anular. 106. Se está haciendo circular una surgencia de gas a lo largo de la sección horizontal del pozo. ¿Qué debería pasar con el volumen de lodo en las piletas si se sigue el procedimiento de ahogo correcto? Permanece aproximadamente constante. Disminuye cuando el lodo para matar (ahogar) ocupa toda la sección horizontal. Aumenta mientras el gas se expande. Aumenta al principio cuando el gas comienza a moverse y luego disminuye gradualmente. 107. ¿Por qué es importante detectar una surgencia lo más pronto posible? Para reducir el riesgo de ruptura de la formación durante el ahogo. Para reducir la Densidad del Lodo para Ahogar requerido para matar el pozo. Para evitar la expansión del gas mientras se lo hace circular hacia arriba por el anular. Para permitir que pueda usarse el método Volumétrico. 108. Cuando se usa un conjunto de preventores de superficie, ¿cuándo se completa el Método Volumétrico? Cuando las presiones del casing igualan a la PCIT (SIDPP). Cuando todo el gas se purgó desde el pozo. Cuando el gas alcanza la superficie. Cuando la presión del casing deja de aumentar. 109. ¿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). 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. 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. 110. El lodo de ahogo (para matar) está retornando al final de una operación de ahogo. El pozo está cerrado pero la tubería de perforación y el casing muestran 100 Psi en los manómetros. ¿Cómo determinaría usted si la presión extra es presión “atrapada”? Purgar 50 Psi en el estrangulador (choke) y luego observar la presión para ver si queda estática o vuelve a llegar a 100 Psi. Aumentar la densidad del lodo para un equivalente a 100 Psi y circular por todo el pozo. Comenzar a circular emboladas de superficie a trépano, luego cerrar y volver a leer las presiones. Purgar 100 Psi, abrir el pozo y fijarse si hay flujo. 111. Usted ha tomado una surgencia pero el lodista (inyeccionista) le informa que no hay suficiente baritina 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? Forzar (bullhead) con la densidad actual del lodo para empujar los fluidos de la formación de gas de vuelta a la formación. Usar la primera circulación del Método del Perforador. Aumentar la densidad del lodo tanto como sea posible y circular al trépano para reducir la Presión de Cierre Interna de Tubería (barras), PCIT (SIDPP). Purgar lodo manteniendo la presión del casing constante al mismo valor que la presión de Cierre Interna de Casing (PCIC, SICP). 112. ¿Cuál de las siguientes oraciones es una buena práctica operativa en una sección superior del pozo que tiene riesgo de formaciones que contienen gas? Controlar la velocidad de penetración. Mantener una alta velocidad de penetración (VDP, ROP). Bombear regularmente píldoras ligeras de barrido. No usar nunca una válvula de flotador en la tubería de perforación (barras de sondeo). 113. Cuando se perfora en una zona de transición a una formación con presión anormal, ¿Qué cambios esperar ver usted en la formación con base en lo que retorna a las zarandas? Disminución de la cantidad de escombros. Reducción en el tamaño de cada recorte (cutting). Aumento de la densidad de los recortes de Lutita (Esquistos). Disminución de la densidad de los recortes de Lutita (Esquistos). 114. ¿Cuál es el mínimo número de barreras establecidas que se requiere normalmente para cualquier fase de las operaciones? Tres. Una. Dos. Cuatro. 115. ¿Cuál de los siguientes NO ES un método de verificación de barrera del pozo? Prueba de influjo (Prueba Negativa). Confirmación de peso establecido (contacto, tagging). Leak-Off Test (Prueba de Goteo o Prueba de Admisión). Prueba de Presión Positiva. 116. ¿Cuál de las siguientes está considerada como una “barrera física”? Procedimiento apropiado para cerrar preventores (BOP). Simulacros periódicos de control de pozos. Un tapón de cemento. Monitoreo del tanque de viajes. 117. Si se succiona (por pistoneo ascendente) una surgencia cuando se está haciendo un viaje ¿Qué tipo de barrera fue la que falló? Barrera primaria (hidrostática). Barrera mecánica permanente. Barrera de cemento. Barrera mecánica temporaria. 118. ¿Cuál de los siguientes NO está clasificado como una barrera? La presión hidrostática del lodo. Válvula de Seguridad de Apertura Plena (Full Opening Safety Valve). Ariete de Tubería (Barras de Sondeo). Válvula flotadora (Float Valve) de la sarta de perforación. 119. ¿Qué es un "Sistema de Barreras" (Entorno) de control de pozos? Una sarta de preventores /BOP) y la unidad de control. Fluido de perforación y el sistema para mezclar baritina (barita). Un conjunto de más de una barrera que actúa coordinadamente para evitar flujos de la formación. Un conjunto de procedimientos que evitan que el pozo tenga surgencias. 120. ¿Qué es una prueba negativa? Una prueba sobre una barrera en la que la presión sobre el lado de la formación de la barrera es más baja que que la presión del lado de la superficie de la barrera. Una prueba sobre una barrera donde la presión sobre el 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 formación de la barrera es igual que la presión del lado de la superficie de la barrera. 121. ¿Qué es una barrera hidrostática? La presión del fluido en una cámara de cierre de Ariete de Tubería (de Barras) que mantiene un sello sobre un pozo cerrado. Cemento ubicado en pozo abierto o casing para aislar zonas diferentes. Un sello mecánico dentro del casing o pozo para aislar un flujo potencial. Una columna de fluido que ejerce una presión más alta que la de los fluidos de formación. 122. Para la mayoría de las operaciones se recomienda que haya dos barreras independientes establecidas. De la lista a continuación, ¿qué par de barreras NO SON INDEPENDIENTES entre sí? Un tapón de tubería asentado a profundidad en el pozo y una válvula de contrapresión en el colgador (hanger). La ubicación de un zapato cementado sobre una zona que no contiene hidrocarburos y un tapón de puenteo de casing. Lodo para ahogar en el pozo y el preventor de reventones. Un preventor Anular y uno tipo Ariete en una sarta de preventores (BOP). 123. Se observa un cambio en la velocidad de penetración (Drilling Break) mientras se perfora. Se realizó una observación de flujo y el pozo está fluyendo. ¿Qué barrera falló? La presión hidrostática del lodo. El Revoque del Lodo. El cemento alrededor del casing. La cabeza del pozo o los sellos del Cabezal del Casing (Casing Head). 124. ¿Cuándo debería monitorearse el pozo con instrumentación de nivel de piletas y de caudal de salida? Toda vez que haya un potencial para que falle una barrera. Cuando se baja la sarta al pozo. Sólo cuando se perfora en pozo abierto. Durante las conexiones. 125. ¿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. 126. ¿Cuál de las siguientes está considerada como una “barrera de procedimiento”? El fluido de perforación. Un conjunto de packers asentados. El zapato del casing. Monitoreo del pozo para percibir ganancias o pérdidas. 127. ¿Cuál de los siguientes NO ES un método de verificación de barrera del pozo? Prueba de influjo (Prueba Negativa). Confirmación de peso establecido (contacto, tagging). Leak-Off Test (Prueba de Goteo o Prueba de Admisión). Prueba de Presión Positiva. 128. ¿Qué efecto tiene un aumento de la temperatura sobre la densidad de un fluido? Aumentará la densidad del fluido. No tendrá efecto alguno sobre la densidad del fluido. Reducirá la densidad del fluido. 129. ¿Qué efecto tiene sobre la densidad de un fluido un aumento de la presión? Aumenta la densidad del fluido. Disminuye la densidad del fluido. No afecta la densidad del fluido. 130. Se asienta un tapón de cemento de 500 ft de largo dentro del zapato del casing. El lodo en el pozo será desplazado con salmuera. ¿Cuál será la reducción en presión hidrostática al tope del tapón de cemento? Densidad de lodo viejo= 12.2 ppg. Salmuera = 8.6 ppg. Tope del tapón de cemento = 8200 ft. 3668 Psi. 5202 Psi. 1609 Psi. 1535 Psi. 131. Su densidad de lodo actual es de 11.5 ppg. Se le indica que bombee una píldora de 35 Bbls con densidad 13.5 ppg. La capacidad de su tubería (barra) de perforación es de 0.0178 Bbls/ft. ¿Cuál es el volumen total que retorna a superficie? 41 Bbls. 30 Bbls. 70 Bbls. 62 Bbls. 132. Durante la perforación ocurrieron pérdidas 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. Densidad de la salmuera = 8.6 ppg. Altura de la columna de agua 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 antes de las pérdidas? 30 Psi. 67 Psi. 26 Psi. 94 Psi. 133. Se asienta un tapón de cemento de 500 ft de largo dentro del zapato de casing. Todo el lodo por encima del tapón será desplazado con salmuera. Densidad del lodo por debajo del tapón de cemento = 11.8 ppg. Salmuera = 8.6 ppg. Tope del tapón de cemento = 8200 ft ¿Cuál es la presión diferencial a través del tapón de cemento? 1671 Psi. 1447 Psi. 1407 Psi. 1364 Psi. 134. Su densidad de lodo (MW) actual es de 11.5 ppg. Se le indica que bombee una píldora de 35 Bbls con densidad 13.5 ppg. La capacidad de su tubería (barra) de perforación es de 0.0178 Bbls/ft. ¿Cuántos ft de tubería (barra) seca tendrá después de haber bombeado? 342 ft. 321 ft. 84 ft. 34 ft. 135. Usted bombea una píldora de 30 Bbls con los siguientes parámetros: Capacidad de barra de sondeo de 5 pulgadas: 0.01776 Bbls/ft. Densidad de la píldora: 16.2 ppg. Densidad del lodo: 15.2 ppg. Profundidad del pozo: 12335 ft PM y 12121 ft PVV. Calcular cuánto lodo, además del volumen de la píldora, saldrá del pozo por efecto del tubo en U. 5 Bbls. 45 Bbls. 30 Bbls. 2 Bbls. 136. Se bombean 30 Bbls de una píldora de 14.5 ppg antes de un viaje para extraer la sarta de perforación. La densidad del lodo es de 12.3 ppg. ¿Qué volumen de lodo, además del volumen de la píldora, deberíamos esperar de retorno debido al posicionamiento de la píldora en el tubo en U? 5.96 Bbls. 7.35 Bbls. 5.36 Bbls. 6.35 Bbls. 137. 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 el tapón fallara y permitiera que pase presión entre el tope y el fondo del tapón, ¿qué pasaría con la presión al fondo del pozo (PFP)? La Presión de Fondo del Pozo (BHP) aumentaría. La Presión de Fondo del Pozo (BHP) disminuiría. La Presión de Fondo del Pozo (BHP) permanecería igual. 138. ¿Qué significa presión anormal? El exceso de presión debido a la circulación de lodo a caudales altos. El exceso de presión que hace falta aplicar para provocar una fuga (leak-off). La presión de la formación es más alta que la presión hidrostática del agua de la formación. Lodo de alta densidad usado para dar un sobre balance (overbalance). 139. Cuando se perfora en una zona de transición a una formación con presión anormal, ¿Qué cambios esperará ver usted en la formación con base en lo que retorna a las zarandas? Disminución de la cantidad de escombros. Reducción en el tamaño de cada recorte (cutting). Aumento de la densidad de los recortes de Lutita (Esquistos). Disminución de la densidad de los recortes de Lutita (Esquistos). 140. ¿Cómo afecta una inesperada presión anormal al control primario del pozo? Aumenta el aumento de presión por efecto de pistoneo descendente cuando se hace un viaje. Reduce el sobre balance (overbalance) de presión hidrostática. Aumenta el “margen de maniobra” (trip margin). Permite al perforador aumentar la velocidad de viaje por tiro. 141. ¿Qué datos de presión anormal mide normalmente el Mud Logger (técnico de registro de datos)? Stk/min (EPM). Peso al gancho. Peso sobre el trépano. Nivel de gas en el lodo. 142. Cuando se perfora en una zona de transición a una formación con presión anormal, ¿Qué cambios esperará ver usted en el lodo? Aumento de la densidad del lodo. Reducción del filtrado del lodo. Aumento de salinidad en un lodo a base de agua dulce. Disminución del contenido del gas. 143. Cuando se perfora en una zona de transición a una formación con presión anormal, ¿qué cambios esperará ver usted en el lodo? Reducción del filtrado del lodo Disminución del contenido de gas. Aumento del contenido de gas. Aumento de la densidad del lodo. 144. ¿Cómo afecta la perforación en una formación con presión anormal al control primario de pozos? Aumenta el sobre balance (overbalance) de presión hidrostática. Aumenta el aumento de presión por efecto de pistoneo descendente cuando se hace un viaje. Hará que la detección de una surgencia, sea más difícil. Reduce el sobre balance (overbalance) de presión hidrostática. 145. ¿Qué herramienta o técnica de detección de presión anormal mide la Presión en el Fondo del Pozo (BHP)? La prueba de Densidad de Lutitas (Esquistos). La Herramienta de “Presión Mientras se Perfora” (PWD= “Pressure While Drilling”). La prueba del Azul de Metileno. La brújula del giroscopio. 146. Cuando se perfora en una zona de transición a una formación con presión anormal, ¿qué cambios esperará ver usted en los datos de perforación? Un aumento gradual de la VDP (ROP, velocidad de penetración). Reducción en el torque de la sarta de perforación en más del 50%. Reducción del arrastre durante las conexiones. Aumento del peso sobre el trépano para mantener la misma VDP. 147. ¿Qué cambios en la presión de la bomba se observarán después de una circulación completa si la densidad del lodo se incrementa? La presión de la bomba aumentará. La presión de la bomba disminuirá. La presión de la bomba permanecerá igual. 148. ¿Cuál es la nueva presión de la bomba a 50 Stk/min (EPM) si la presión fue de 425 Psi a 42 Stk/min (EPM)? 357 Psi. 300 Psi. 506 Psi. 602 Psi. 149. Se registra una presión de bomba de 800 Psi con 22 Stk/min (EPM). ¿Cuál será aproximadamente la presión a 26 Stk/min (EPM)? 882 Psi. 1117 Psi. 945 Psi. 1000 Psi. 150. Cuando se bombea a 80 Stk/min (EPM), la presión de la bomba es = 4000 Psi. ¿Cuál sería aproximadamente la presión de la bomba si el bombeo se redujera a 40 Stk/min (EPM)? 500 Psi. 1000 Psi. 2000 Psi. 800 Psi. |
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