CREAR TEST

TEST BORRADO, QUIZÁS LE INTERESE: 5to Examen de Control de Pozo - Drilling Supervisor

COMENTARIOS	ESTADÍSTICAS	RÉCORDS

REALIZAR TEST

Título del Test: 5to Examen de Control de Pozo - Drilling Supervisor Descripción: 5to Grupo Autor: Inst. Cristian Zalazar Barrera OTROS TESTS DEL AUTOR Fecha de Creación: 10/01/2025 Categoría: Ocio Número Preguntas: 50

COMPARTE EL TEST

Comentar

No hay ningún comentario sobre este test.

Temario:

201. Se está haciendo circular lodo para matar (ahogar) por la sarta de perforación en un pozo horizontal. Las bombas se apagan y el pozo se cierra cuando el lodo para matar alcanza el comienzo de la sección horizontal (de 2000 ft de largo). ¿Cuál esperaría usted que sea la Presión de Cierre Interna de Tubería (barra) (SIDPP)? (Suponer que no hay válvula de flotador en la sarta de perforación) La SIDPP original menos la presión hidrostática de 2000 ft de lodo. La misma que la SIDPP (presión de cierre interna de tubería) original. Igual que la presión de cierre interna del casing (SICP). 0 Psi. 202. Mientras se perfora una larga sección horizontal de un pozo, se observó una ganancia en piletas 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 probablemente se trata de balonamiento. Que el influjo está en la sección horizontal del pozo. Que esto es probablemente el resultado del pistoneo ascendente (surging) de la sarta. Que es un influjo de agua salada. 203. 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 la surgencia? La PFC (FCP, presión final de circulación) es más difícil de calcular. Usted estará aplicando demasiada presión al pozo. Las emboladas hasta el trépano estarán mal. Usted estará aplicando demasiado poca presión al pozo. 204. Cuando se perfora la sección horizontal de un pozo, se toma una surgencia de 11 Bbls. PVV (TVD) es de 8200 ft y PM (MD) es de 9700 ft. Si todo el influjo está en la sección horizontal del pozo, ¿cuáles serán las lecturas esperadas de las presiones de cierre interna de tubería (barras) (SIDPP) e interna de casing (SICP)? SIDPP (PCIT) más alta que la SICP (PCIC). SICP (PCIC) más alta que la SIDPP (PCIT). SIDPP (PCIT) casi igual a la SICP (PCIC). SICP (PCIT) igual a 0 Psi. 205. Se está haciendo circular lodo para matar por la sarta de perforación en un pozo horizontal. El pozo se cierra cuando el lodo para matar acaba de llegar al comienzo de la sección horizontal. ¿Qué se leerá en el manómetro de la Presión de Cierre Interna de Tubería (Barras)? (Suponer que no hay válvula de flotador en la sarta de perforación). Igual a la Presión con Velocidad Reducida de Bombeo (VRB, SCR). Igual que la presión de cierre interna del casing (SICP). 0 Psi. Igual que la Presión de Cierre Interna de Tubería original. 206. Cuando se ahoga un pozo ¿por qué no se usa un Desgasificador de Vacío (Degasser) en vez de un Separador de Lodo y Gas (MGS)? Porque sólo puede remover gas en solución. Porque los recortes (cuttings) deben removerse primero. Porque no está ubicado en un área a prueba de explosiones. Porque tiene limitaciones de volumen. 207. ¿Cuáles son los problemas potenciales de los Separadores de lodo y gas (MGS)? Placas deflectoras erosionadas que reducen el tiempo de retención y la capacidad del separador para permitir que el gas se salga de la solución. El orificio de salida restringido provoca aumento en los niveles de lodo y se arriesga a que el líquido salga por la línea de venteo. Restricciones de la línea de venteo (diámetro pequeño/curvas excesivas) provoca demasiada contrapresión sobre el sello del lodo y crea un riesgo de exceder el límite y que salga lodo por la salida del gas. Todo lo anterior. 208. ¿Qué significa un “Blow-Through” (exceder el límite y que pase lodo líquido) con un Separador de lodo y gas (MGS)? Superar el límite operacional de Degasser. Cuando la contrapresión de la línea de venteo excede la presión de la columna de lodo. Cuando supera la capacidad del trip tank. Todo lo anterior. 209. ¿Cuál es el propósito de tener una línea flujo capaz de ventear (dirigir) hacia el Separador de lodo y gas (MGS)? Si el flujo de lodo es demasiado excesivo, usted puede verter el exceso de lodo en el Separador. La línea de venteo está por capricho del fabricante. Si los niveles de gas alcanzan un alto nivel en la línea de flujo, entonces usted puede ventear (dirigir) hacia el Separador de lodo y gas. Todo lo anterior. 210. ¿Qué medidas pueden tomarse para evitar un “Blow-Through” (exceder el límite y que pase lodo líquido) en un Separador de lodo y gas (MGS)? Utilizar la miníma PVV sobre el sello de lodo. Permitir que la cabeza hidrostática se reduzca en el separador antes de que el inglujo llegue al mismo. Restringir el I.D (Diámetro Interno) de la línea de venteo. Limitar el caudal (gasto) en el Separador cuando el influjo está entrando en el Separador. 211. ¿Por qué la presión que se acumula en el Separador de Lodo y Gas (MGS) puede ser peligrosa? Puede forzar al gas a entrar en el área de zarandas. Aumentará el riesgo de pérdida de circulación. Permitirá que el gas sople por la Línea de Venteo. Afectará la presión interna de la tubería de perforación (barras de sondeo). 212. En la figura de abajo, ¿Qué dimensión determina la máxima presión dentro del Separador de lodo y gas (MGS) antes de que exista potencial para que el gas de formación “salga volando” al área de las zarandas? La longitud de la línea de venteo (H4) y su diámetro interno (D2). La altura del cuerpo (H1) y el diámetro interno del cuerpo (D1). La longitud y el diámetro interno (D3) del tubo de entrada del tanque de amortiguación (buffer) al múltiple del estrangulador (choke). La altura del tubo sifón (dip tube) (H2). 213. ¿Cuáles NO SON los componentes principales de un sistema RCD (Dispositivo Rotativo de Circulación)? Cuerpo y Tazón. Conjunto de Cojinetes. Línea de flujo y válvula Orbit en la línea de flujo. Elementos selladores de la tubería. 214. Si el RCD (Dispositivo Rotativo de Control) pierde fluido de perforación en un pozo hidrostáticamente sobrebalance, ¿cuál es el primer curso de acción que deberá tomar el Perforador? Si usted tiene arietes de corte (Shear-rams), ciérrelos. Reducir la presión sobre el cabezal y continuar perforando. Aumentar la presión sobre el cabezal y continuar perforando. Levantar del fondo, apagar las bombas y cerrar el preventor anular. 215. ¿Cuál de las siguientes oraciones sobre empaques tipo O-ring (anillo de goma) ES LA CORRECTA? Los empaques de O-ring R y RX tienen la misma forma. Los empaques de O-ring están diseñados para usarse muchas veces. Los empaques de O-ring RX y BX proporcionan un sello activado por la presión. Debe aplicarse mucha grasa cuando se colocan las juntas tipo O-ring. 216. 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 R ovalado. Tipo R Octogonal. Tipo RX. Tipo BX. 217. ¿Cuál de las siguientes oraciones sobre empaques de junta tórica (junta de anillo) ES LA CORRECTA? Los empaques de junta tórica R y RX tienen la misma forma. Debe aplicarse mucha grasa mientras se calzan los empaques de junta tórica. Sólo empaques BX pueden usarse para bridas 6 BX. Los empaques de junta tórica están diseñados para usarse muchas veces. 218. ¿Cuál de las siguientes oraciones sobre empaque de junta tórica (junta de anillo) es la correcta? Los empaques de junta tórica tipo BX proporcionan un sello activado por la presión. La misma dureza de metal se usa para empaques de junta tórica y surcos del anillo. Los empaques de junta tórica están diseñados para usarse más de una vez. Solo empaques RX pueden usarse con bridas tipo BX. 219. Usted cerró el pozo por una surgencia y completó la primera circulación del Método del Perforador. Las bombas se apagaron y el pozo se cerró mientras se esperaba comenzar la segunda circulación. Se registraron las siguientes presiones: ¿Cuál es el estado actual del pozo? Hay presión atrapada del lado del espacio anular que puede purgarse una vez que las bombas arranquen. El Lodo para Matar está provocando un efecto de tubo en U entre la Sarta de Perforación y el Espacio Anular. Se ha bombeado Lodo para Matar (Ahogar) pero no fue suficiente para matar el pozo. Todavía hay una surgencia en el pozo, proporcionando menos presión hidrostática del lado del anular del pozo. 220. ¿Cómo es una típica Velocidad Reducida de Bombeo (VRC, SCR)? Igual que la velocidad de la bomba cuando se perfora. Entre 1 Bbls/min y 5 Bbls/min. Entre 75 Stk/min (EPM) y 95 Stk/min (EPM). 75% de la velocidad de la bomba cuando se perfora. 221. ¿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. 222. ¿Cómo sabe usted que un flotador de auto llenado está tapado? Los retornos de monitoreo del viaje disminuirán. Los retornos de monitoreo del viaje aumentarán. Aumenta el tiempo de bajar al pozo. No vuelven retornos al tanque de viajes. 223. ¿Cómo sabe usted que un flotador de auto llenado está tapado? Los retornos durante el monitoreo del viaje disminuirán hasta igualar el desplazamiento a sarta cerrada en el fondo (desplazamiento más capacidad interna). Aumenta el peso al gancho. Aumenta el tiempo de bajar al pozo. Los retornos durante el monitoreo del viaje aumentarán hasta igualar el desplazamiento a sarta cerrada en el fondo (desplazamiento más capacidad interna). 224. ¿Qué pasaría si una válvula de auto llenado (de tipo tubo de auto llenado) falla y no se convierte en una válvula de retención? El cemento no puede bombearse por el interior del casing. El cemento deberá hacerse circular con circulación inversa. Habrá que mantener la presión sobre el espacio anular para evitar efecto de tubo en U. Los fluidos del espacio anular o de la formación pueden meterse en el casing. 225. Cuando se baja casing con un ensamble de válvula de flotador con auto llenado, ¿qué podría indicar que el ensamble de auto llenado se tapó y que el casing no se estaba llenando? El monitoreo con el tanque para viajes mostraría desviaciones de los volúmenes estimados. Incapacidad para alcanzar la profundidad total PT (TD) con el casing (revestidor). El peso al gancho aumentaría en el factor de flotación del acero que se baja al pozo. Imposibilidad de hacer rotar el casing. 226. ¿Qué pasaría si una válvula de auto llenado (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 no puede bombearse por el interior del casing. Habrá que mantener la presión sobre el espacio anular para evitar efecto de tubo en U. El cemento deberá hacerse circular con circulación inversa. Habrá que mantener la presión sobre el cemento para evitar efecto de tubo en U. 227. Si un flotador de auto llenado en el casing se tapa y el casing no se está llenando, ¿cuáles son los riesgos para el control del pozo? Pueden ocurrir pérdidas debido a un nivel de lodo más alto en el espacio anular. Usted no podrá bombear material obturante (LCM). No hay cambios en el riesgo. Si el tapón de repente se despeja el nivel en el espacio anular bajará. 228. La primera circulación del Método del Perforador se completó correctamente y las bombas se apagaron. ¿Qué debería leerse como Presión de Cierre Interna de Tubería (PCIT, SIDPP) y Presión de Cierre Interna del Casing (PCIC, SICP)? La PCIC y la PCIT serán iguales entre sí e iguales a la PCIC original. PCIC y PCIT serán ambas iguales a la PCIT original. La PCIT será más alta que la PCIC. La PCIT será mucho más alta que la PCIC. 229. Se ha desalojado un influjo circulando por el estrangulador de control de pozo y usando la 1ra Circulación del Método del Perforador. El pozo está balanceado con una Presión Final de Circulación de 600 Psi a 200 gal/min. Para continuar perforando con la misma densidad de lodo a través del múltiple (manifold) de MPD, ¿qué presión en superficie faltará con una velocidad de bomba de 450 gal/min? Más de 600 Psi. La misma presión. Menos de 600 Psi. 230. ¿Por qué debería usted dejar la capacidad de sobra en el sistema activo de tanques (piletas) cuando se desaloja un amago surgencia, (patada) circulando? Para guardar el fluido del amago cuando se lo desaloja del pozo. No debe dejarse ningún lugar, ya que el promedio de las surgencias son líquidas. Si el amago es de gas, se expandirá y el nivel de tanques destruirá. 231. Se cierra un pozo luego de tomar un amago (surgencia o kick) de 25 Bbls 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 mas baja. La SIDPP sería igual. La SICP sería mas baja. 232. ¿Cuál de las siguientes oraciones sobre preventores (BOP) tipo ariete con diámetro fijo es correcta? Los preventores tipo arietes fijo están diseñados para contener y sellar presión nominal de trabajo desde arriba de los arietes cerrados y también desde abajo. Los preventores tipo arietes fijo están diseñados para contener y sellar presión nominal de trabajo sólo desde arriba de los arietes cerrados. Los preventores tipo arietes fijo están diseñados para contener y sellar presión nominal de trabajo sólo desde abajo de los arietes cerrados. 233. Usted está matando un pozo. ¿Cuál es la mejor acción si fallara la bomba? Cambiar inmediatamente la bomba. Purgar el remanente de presión del espacio anular. Cerrar el pozo. 234. ¿Qué efecto tendrá una burbuja de gas en expansión sobre la ECD (DEC) mientras se desaloja fuera del pozo circulando? Aumenta. Permanece igual. Disminuye. 235. Cuando se baja la Carcasa con un conjunto de válvula de flotador de auto llenado, ¿qué podría indicar que el conjunto de llenado automático está funcionando correctamente? Los retornos del pozo son iguales al volumen del casing con fondo cerrado que se baja al pozo. Los retornos del pozo son iguales al volumen de acero que se bajó. No debería de haber retorno. 236. Hay una operación de ahogo de un pozo en curso. Usted, el Perforador, está llegando al fin de su “turno”. ¿Qué haría para brindar un traspaso muy eficiente? Indicar a su relevo que apunte los puntos clave de traspaso y entregar a la nueva cuadrilla. Indicar a su relevo que apunte los puntos clave del traspaso y que analice cada punto. Indicar a su relevo la importancia de método volumétrico. 237. Mientras se perfora, el Perforador advierte que hay una ganancia lenta en los tanques (presas, piletas). Luego él advirtió que alguien ha disminuido la contrapresión aplicada en el estrangulador. ¿Qué es lo que esto provoca en el pozo? No hay de qué preocuparse, El pozo está balanceado. El pozo está sobre balance (Over balance). El pozo está bajo balance (Under balance). 238. ¿Cuál de las siguientes situaciones podría resultar en un amago succionado (por pistón ascendente) durante una operación de entubada (Carcasa)? Uso de un flotador de auto llenado que falla en convertir. Volver a sacar el casing después de que es haya pegado (aprisionamiento). Dejar circulando al pozo. 239. Se bombea una píldora densificada al pozo. Mientras la tubería se saca fuera de la píldora, ¿Qué sucederá con la Presión al Fondo del Pozo (BHP)? Aumenta. Disminuye. Permanece igual. 240. ¿Cómo queda afectada la Presión al Fondo del Pozo (BHP) cuando las lutitas blandas se desintegran en el lodo e incrementan la viscosidad y/o la carga de recortes de perforación? La BHP disminuirá. La BHP descartada. Quedará igual. 241. Usted cerró el pozo por un amago (surgencia o kick) y completó la 1ra circulación del Método del Perforador. Las bombas se apagaron y el pozo se cerró mientras se esperaba comenzar la 2da circulación. Se documentó lo siguiente: ¿Cuál es el estado actual del pozo? Todavía hay un amago (surgencia, kick) en el pozo, requerirá menos presión hidrostática del lado del anular del pozo. Hay presión atrapada que puede estabilizarse como margen de seguridad o purgarse cuando arrancan las bombas. Estamos ante un balonamiento (ballooning). 242. ¿Qué tiene que revisarse antes de la instalación de cualquier elemento de empaque del preventor anular? Presión de cierre hidráulico deseado. Tipo de lodo que se va a utilizar. Tipo de aceite hidráulico del acumulador. 243. ¿Cuál es una práctica correcta cuando se lleva a cabo la segunda circulación del Método del Perforador? (No ha quedado nada de influjo en el pozo) Una vez que ha llegado el fluido de matar a la broca (trépano), cerrar el pozo y fijarse si las presiones de tubería y casing son iguales. Mantener la presión de tubería (barras) constante una vez que llegó el fluido de matar a la broca (trépano). Mantener la presión de casing constante una vez que llegó el fluido de matar a la broca (trépano). 244. ¿Qué es lo que indica la SIDPP (Presión de Cierre Interna de Barras) cuando se cierra un pozo porque hay un amago? La presión anular máxima admisible en superficie (MAASP). La diferencia entre la Presión de Formación y la Presión Hidrostática del fluido en la tubería de perforación (barras). La diferencia entre la Presión de Formación y la Presión de Fondo de Pozo (BHA). 245. ¿Qué puede incrementar el riesgo de exceder la MAASP durante una operación de ahogo (Kill)? Una sección corta de pozo abierto. La Pérdida por Fricción en el espacio anular. Una pequeña diferencia entre la Presión de Ruptura de la Formación y la Presión Hidrostática del Lodo. 246. ¿Cuál es el mejor lugar para colocar una píldora densa? Al final de la sección horizontal. El un tanque en superficie como reserva. En la parte vertical del pozo. 247. El pozo está lleno de lodo con una densidad de 12,2 ppg. Se coloca un tapón de cemento de 500 ft y se prueba. Si el lodo por encima del tapón se reemplaza con salmuera de 10,2 ppg… ¿Qué pasará con la Presión Diferencial entre el tope y el fondo del tapón de cemento? La Presión Diferencial disminuirá. La Presión Diferencial será desfavorable. La Presión Diferencial no presentará cambio. 248. Usted está realizando exitosamente la primera circulación del método del perforador. La presión interna de la tubería de perforación (barra de sondeo) se ha mantenido 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 una repentina caída de presión de la tubería (barras) a 500 Psi. La presión del estrangulador permanece igual a 460 Psi. ¿Qué tipo de problema es más probable que haya ocurrido? Se ha tapado una boquilla de la broca. El estrangulador se está tapando. Una boquilla de la broca (trépano) ha desgastado por erosión. Una fisura (washout) en la sarta de perforación (barras de sondeo). 249. Durante la primera circulación del Método del Perforador, cuando la burbuja de gas se acerca al zapato del casing, ¿Qué ocurre con la presión en el zapato si la Presión en el Fondo del Pozo (BHP) se mantuvo constante correctamente? Disminuye. Aumenta. Permanece constante. 250. Al hacer una conexión, el Perforador cerró el pozo debido a un tiempo de contra flujo 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. ¿Cómo haría para verificar de que esto es balonamiento? Abrir el preventor y seguir perforando, pero observar atentamente el volumen en tanques. Abrir el preventor, levantar la densidad del pozo en 1 ppg y seguir perforando. Circular de fondo a superficie a velocidad reductora de bombeo por el estrangulador remoto (choke).

Denunciar Test