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TEST BORRADO, QUIZÁS LE INTERESE: 6to Examen de Control de Pozos - Drilling Supervisor

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Título del Test: 6to Examen de Control de Pozos - Drilling Supervisor Descripción: 6to Grupo Autor: Inst. Cristian Zalazar Barrera OTROS TESTS DEL AUTOR Fecha de Creación: 10/01/2025 Categoría: Ocio Número Preguntas: 50

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251. ¿Cuál es el método más seguro y fiable para monitorear fugas por los preventores (BOP)? Fijarse si hay cambio en el caudal de salida. Alinear al Trip Tank para monitorear el flujo por encima de los preventores cerrados. Ver periódicamente la presión del acumulador. 252. Si la política de su compañía le dice que “cuando se mata un pozo usted siempre intentará matar el pozo usando Método de Control de Pozo que minimice la presión en el conjunto de prenventores y en el casing superior, ¿qué método eligiría usted? Método Volumétrico. Método del Perforador. Método Espere y Densifique. 253. Si la sarta de perforación desarrolla una fisura (wash out) a velocidad constante de bomba en una operación de ahogo, ¿Cuáles de las siguientes presiones debería permanecer constante? Presión Inicial de Circulación. Presión Hidrostática. Presión Interna de Casing (revestidor). 254. ¿Cuál de los siguientes puede ser un indicador con retraso (retrospectivo) de aumento en la presión de formación? Cambio en la velocidad de penetración (ROP). Cambio en las RPM. Cambio en el torque de la mesa rotatoria. Cambio en el gas de fondo. 255. ¿Cuál de las siguientes acciones deberá tomarse cuando se perfora a través de una zona de transición? Aumentar el peso sobre el trépano. Monitorear recortes y escombros en las zarandas. Aumentar el tiempo entre mediciones de la densidad del lodo. Reducir Revoluciones por Minuto (RPM). 256. El sensor de flujo muestra una pérdida total de retornos y no puede verse nada de lodo en el anular, ¿Qué acción debe emprenderse inmediatamente? Bombear más rápido agregando material obturante(LCM). Cerrar el pozo y observar las presiones. Parar todo el bombeo y esperar órdenes. Prepararse para llenar el anular con agua (o con el lodo más liviano que haya) y registrar el volumen. 257. Cuando se prueba un conjunto de preventores de superficie con un tapón de pruebas (Test Plug), ¿por qué las válvulas de salida lateral debajo del tapón deben mantenerse en posición abierta? Porque se necesitará una circulación inversa para liberar el tapón de prueba. Por el potencial de daño a la cabeza del pozo / casing / pozo abierto. Porque la prueba creará pesos extremos al gancho. Para evitar un bloqueo de presión. 258. ¿Qué término se usa para la presión total que se siente en el fondo del pozo cuando se está circulando por el mismo? 258. ¿Qué término se usa para la presión total que se siente en el fondo del pozo cuando se está circulando por el mismo? Presión hidrostática. Presión de la bomba. Pérdida de presión total del sistema. Presión al Fondo del Pozo (BHP). 259. Un pozo se ha cerrado después de una surgencia y la operación de ahogo aún no ha comenzado. Presión de cierre interna de tubería (PCIT): 400 Psi Presión de cierre interna del casing (PCIC): 600 Psi Después de la estabilización, ambas presiones comienzan a aumentar debido a la migración del gas. Si la presión interna del casing se mantiene constante a 600 Psi, ¿qué pasará con la presión al fondo del pozo? Disminuirá. Quedará igual. Aumentará. 260. Usted está perforando y comienza a experimentar perdidas parciales. ¿Cuál de los siguientes constituye una acción normal a tener en cuenta? Agregar material obturante (LCM, lost circulation material) al lodo. Cerrar el pozo y convertir el sistema de lodo de salmuera. Circular a velocidad reducida de bombeo para reducir la DEC (ECD= Densidad Equivalente de Circulación). Considerar cambiar las propiedades del lodo para reducir perdidas por fricción o presión hidrostática. 261. El lodo para matar se ha bombeado hasta el trépano durante el método de Esperar y Densificar. Se apagan las bombas y se observan las siguientes presiones: Presión interna de tubería (barra) 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 de tubería constante en 150 Psi. Revisar si se bombeó la densidad correcta de lodo y el número correcto de emboladas de superficie a trépano. Fijarse si hay presión atrapada. Purgar la presión del casing a 0 Psi y confirmar que el pozo está ahogado. 262. Presión de admisión (Presión de Goteo, Leak-Off Test) en superficie = 1000 Psi. PVV (TVD) del Zapato del Casing = 7500 ft. Densidad de lodo= 11 ppg. ¿Cuál es la presión de fractura en el zapato del casing? 4200 Psi. 5425 Psi. 6100 Psi, 5290 Psi. 263. Cuando se desliza al fondo con preventor cerrado (stripping) con un amago (surgencia, kick) que no está migrando, ¿cuál de las siguientes acciones mantendría una presión al fondo del pozo constante? Purgar un volumen de lodo igual al desplazamiento de la tubería con fondo abierto (sólo desplazamiento del metal) que se está deslizando (stripped) al pozo. Purgar un volumen de lodo igual al desplazamiento del metal de la tubería que se está deslizando (stripped) al pozo. Purgar un volumen de lodo igual al desplazamiento de la tubería con fondo cerrado (capacidad más desplazamiento) que se está deslizando (stripped) al pozo. Purgar un volumen de lodo igual a 100 Psi de cabeza (presión) hidrostática. 264. Los resultados de una revisión para ver si hay flujo son inconclusos debido a un pequeño volumen de retornos del pozo. ¿Cuál de los siguientes es el método más exacto para determinar si el pozo está fluyendo? Sacar 5 tiros y fijarse si el pozo se llena solo. Cerrar el Desviador (Diverter) y fijarse si hay flujo por la línea de venteo. Cerrar el pozo y conectar la salida por el separador de lodo y gas y fijarse si hay flujo en las zarandas. Conectar la salida al tanque de viajes y monitorear para ver si hay ganancias o pérdidas. 265. Usted ha terminado la primera circulación del Método del Perforador y decide que el espacio anular aún no está libre de influencia (aún tiene influjo). Usted decide comenzar la segunda circulación. ¿Cómo mantendría la correcta presión de fondo del pozo cuando circula lodo para matar al trépano? Seguir paso a paso un gráfico de presión descendente del Método de Esperar y Densificar. Agregar un margen de seguridad a la presión de tuberías (barras) igual a la presión con velocidad reducida de bombeo. Mantener constante la presión del casing. Comenzar el pozo correctamente y mantener la presión inicial de circulación constante hasta que el lodo para matar esté en el trépano. 266. Se operó un preventor tipo ariete desde el panel remoto. Tanto la presión del acumulador como la del múltiple (manifold) bajaron y más tarde retornaron a la presión normal. La luz de abierto se apaga pero la luz de cerrado no se enciende. ¿Cuál es la causa probable del problema? La línea de cierre está bloqueada. Una fuga en el sistema. Falla en el circuito eléctrico de la luz de cerrado. La presión de aire es demasiado baja. 267. Durante el procedimiento del Método de Esperar y Densificar, ¿cómo puede controlarse la Presión al Fondo del Pozo (BHP) una vez que el LPM (lodo para matar, KWM) está en el espacio anular? Siguiendo un programa de presiones del casing. Mantener el sistema barril que entra barril que sale. Manteniendo constante la presión del casing. Mantener la presión de tubería (barras) constante a la Presión Final de Circulación. 268. Usted tiene una boquilla (tobera) tapada y la presión de la bomba aumento 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 disminuirá. La BHP aumentará. La BHP permanecerá igual. 269. En un taladro con preventores de superficie, el Perforador acelera la bomba lentamente al comienzo de la operación de ahogo. ¿Qué presión deberá el operario del estrangulador (choke) mantener constante durante esta operación? (Procedimiento de Arranque Correcto) La presión a velocidad (o circulación) lenta de bombeo. Presión de cierre interna de tubería (barras de sondeo). Presión anular máxima admisible en superficie (MAASP). Presión interna del casing (revestidor). 270. Una cuadrilla de perforación está deslizando hacia el pozo con preventor anular cerrado (stripping) usando la Técnica Volumétrica. El representante de la compañía decide usar la técnica de deslizamiento (stripping) barril adentro - barril afuera aunque el influjo esté migrando. ¿Cuál es el potencial de riesgo asociado con usar la técnica de deslizamiento barril adentro - barril afuera cuando hay una surgencia de gas que está migrando por el pozo? Esta técnica permite que el gas se expanda y, como resultado, se crea una condición de bajo balance que podría conducir a otro influjo. Esta técnica no permite que el gas se expanda y resultará en una condición de sobre balance que podría fracturar el punto más débil del pozo. 271. ¿Cuál es la función principal del “orificio de drenaje” (weep hole) en un preventor (BOP) tipo ariete? Prevenir la contaminación de la cámara de apertura. Liberar presión atrapada durante la prueba de preventores (BOP). Mostrar que los sellos en el bonete tienen fugas. Indicar una fuga en el sello del vástago del pistón. 272. ¿Cuál es la función de los Arietes Ciegos / de Cizallamiento de tubería (Blind / Shear Rams)? Para colgar la sarta de perforación durante un ahogo. Para cortar la sarta de perforación y sellar el pozo. Para cerrar el pozo si el Desviador (Diverter) falla. Como respaldo del preventor anular. 273. ¿Por qué es tan importante seguir un programa de cambio de presiones cuando se paran las bombas del equipo para una conexión en un pozo con una ventana estrecha entre Presión de Poro y Gradiente de Fractura? (MPD) A medida que las bombas desaceleran, se reducen las pérdidas por fricción en el pozo. La presión en superficie debe aumentarse para reemplazar la fricción y mantener la presión deseada a la profundidad deseada. No es importante, simplemente apague las bombas y cierre el pozo.. A medida que las bombas desaceleran, se reducen las pérdidas por fricción en el pozo. La presión en superficie debe aumentar para reemplazar la pérdida de fricción y evitar un influjo mientras las bombas desaceleran. A y C son las correctas. 274. ¿Cuáles son las ventajas de usar MPD (Manage Pressure Drilling= Perforación con Presión Controlada) durante la perforación de un pozo? Permite que el pozo se perfore con un Presión al Fondo del Pozo (BHP) más constante. Permite que un pozo se perfore dentro de un margen estrecho entre presión de poro y presión de fractura. Ayuda a reducir los eventos de tiempo no productivo relacionados con la presión Todo lo anterior. 275. ¿Cómo se compara la velocidad de expansión de gas en la sección horizontal con la de la sección vertical mientras se está circulando para desalojarlo del pozo? Mayor. Igual. Menor. 276. ¿Qué deberá hacerse con las píldoras densificadas cuando se haga el viaje para volver al pozo? Dejar la píldora donde está. Podríamos necesitarla si el pozo comienza a tomar fluido. Sacarla circulando. Desalojar la píldora fuera del pozo en etapas. 277. Durante una operación de ahogo de un pozo, el operario del estrangulador observa que ambas presiones, la de tubería (barras) y casing están disminuyendo lentamente. Él reacciona ajustando el estrangulador (choke) para mantener la presión de bomba original. La velocidad de la bomba se mantiene constante. ¿Qué efecto tiene este ajuste del estrangulador sobre la presión al fondo del pozo? La presión al fondo del pozo no está afectada por el ajuste del estrangulador. La presión al fondo del pozo retorna a su valor correcto. La presión al fondo del pozo disminuye. 278. Usted está matando (ahogando) un pozo con el método Esperar y Densificar. Después de 150 Stk, se tapa una boquilla (tobera) de la broca (trépano). ¿Cuál es la respuesta correcta para mantener la Presión del Fondo del Pozo (BHP) correcto? Reducir el régimen de la bomba hasta llegar a la presión interna que tenía la tubería de perforación (barras de sondeo) antes del salto de presión. Abrir el estrangulador (choke) para mantener la presión interna de la tubería de perforación (barras de sondeo) constante. Observar el aumento de la tubería (barras), cerrar el pozo, y recalcular la presión a la velocidad reducida de bombeo, PFC (Presión Final de Circulación, FCP), y el programa de presiones para la tubería de perforación. 279. Cuando el pozo tiene un amago (surgencia, kick), ¿qué práctica operativa conducirá a un influjo más grande cuando usted está cerrando el pozo? Capacitación regular para el enganchador sobre las tareas de vigilar el nivel de los tanques (piletas). Probar las válvulas que se colocan sobre la sarta durante pruebas de preventores (BOP). Simulacros regulares en los tanques para la cuadrilla de perforación. Llamar al Toolpusher (Jefe de Equipo) al piso de perforación antes de cerrar el pozo. 280. ¿Cuál es la función principal del “orificio de drenaje” (weep hole) en un preventor (BOP) tipo ariete? Liberar presión atrapada durante la prueba de preventores (BOP). Indicar una fuga en el sello del bonete. Indicar una fuga desde el sello principal del lodo en el vástago del pistón. 281. Presión con circulación de bombeo reducido = 300 Psi a 30 Stk/min. El pozo se ha cerrado después de una surgencia: Presión de cierre interna de tubería (barras de sondeo) = 600 Psi. Presión de cierre interna del casing = 750 Psi. Antes de comenzar a 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 (BHP) si el influjo migra? 750 Psi de presión interna de casing. 600 Psi de presión interna de tubería (barras). 1050 Psi de presión interna de casing. 900 Psi de presión interna de tubería (barras). 282. ¿Qué es un plan de ahogo (de matar) de un pozo? Documento indicando el método de ahogo a usar y los niveles de inventario de baritina (barita) Informe final a la base en la ciudad sobre la operación de ahogo completada con niveles actualizados del inventario de aditivos químicos. Una Planilla de Ahogo (para matar) completada. Documento que declara las obligaciones, procedimientos, líneas de comunicación y requisitos de seguridad para la operación de ahogo. 283. 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 aumente? Permanece aproximadamente igual. Disminuye. Aumenta. 284. Tubería de 5” en el pozo. Desplazamiento del metal = 0,0065 Bbls/ft. Capacidad interna = 0,01776 Bbls/ft. ¿Cuánto lodo tomará llenar el pozo después de 5 tiros (paradas, stand) vacías (secas)? 8,3 Bbls. 2,5 Bbls. 3 Bbls. 285. Usted ha bombeado Lodo para Matar (LPM, KWM) al trépano al comienzo de un método de Esperar y Densificar. 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 confirma que no hay presión atrapada. ¿Cuál es el estado actual del pozo? El LPM ha provocado un sobre balance en el pozo. La tubería de perforación (barras de sondeo) está aún bajo balance (underbalanced) o el contador de emboladas no está correcto. El lodo para Matar (LPM) no ha llegado a la superficie aún, de modo que la presión de tubería (barras) no debería ser igual a 0 Psi. Nada, debido al LPM hay un efecto de tubo en U provocando un aumento de la Presión de Tubería de Perforación. 286. ¿Cuál de estas oraciones sobre el preventor anular ES CIERTA? Está diseñado para sellar alrededor de cualquier objeto que haya en el pozo. Diseñado para cerrar sobre un rango más amplio de tubos de perforación (barras de sondeo) que los arietes de tubería. No permitirá que pasen las juntas de los tubos. No está diseñado para sellar sobre una barra Kelly cuadrada o hexagonal. 287. Cuando se desaloja un influjo circulando, ¿qué pasará con la presión en el estrangulador (choke) cuando el gas se separa de un lodo no acuoso (base aceite)? Disminuirá rápidamente. Aumentará rápidamente. Quedará igual. 288. ¿Cómo afecta un aumento de temperatura a la densidad de un lodo no acuoso (base aceite)? Aumenta la densidad. Reduce la densidad. No hay ningún efecto sobre la densidad. 289. ¿Por qué hay poco o nada de diferencia entre la Presión de Cierre Interna de Tubería (SIDPP) y la Presión de Cierre Interna del Casing (SICP) si el amago (surgencia, kick) ocurre cuando se está perforando un pozo horizontal? (Suponer que no hay válvula de flotador en la sarta de perforación y que el influjo está aún en la sección horizontal) La altura vertical del influjo cuando está en la sección horizontal tiene poco efecto sobre la presión hidrostática. La densidad del lodo y del fluido de formación son iguales cuando se perforan pozos horizontales. En los pozos horizontales, el influjo no puede migrar. El volumen dentro de la sarta es el mismo que el volumen en el Espacio Anular. 290. Mientras conduce la primera circulación del Método del Perforador, el Torrero (Derrickman) dice que el abastecimiento de baritina (barita) está bloqueado. ¿Qué acción deberá emprender? Continuar circulando aunque no pueda estabilizar la densidad actual del lodo. Tomar la densidad del lodo en zarandas. Continuar circulando en cuanto pueda estabilizar la densidad del lodo actual. Cerrar el pozo. 291. ¿Qué equipo es específico de una operación de cierre con casing (revestimiento)? Un conector tipo dardos (dart sub). Un adaptador adecuado (swage, forja). Válvula de seguridad de apertura plena (FOSV). Válvula preventora interna. 292. Cuando se llevan las bombas hasta la velocidad de ahogo (kill rate), se permite que la presión del casing aumente por encima de la Presión de Cierre Interna del Casing. ¿Qué pasará con la presión al fondo del pozo? No habrá cambios en la presión al fondo del pozo. La presión al fondo del pozo aumentará y puede exceder la presión de fractura de la formación. La presión al fondo del pozo disminuirá y probablemente provoque que entre más influjo al pozo. 293. 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= 7000 ft PVV (TVD) / 7225 ft PM (MD). La sarta de la perforación está llena de lodo de 9.7 ppg. El espacio anular está lleno de una mezcla de gas y lodo de 6.0 ppg. 1347 Psi. 1390 Psi. 4920 Psi. 3530 Psi. 294. Mientras se perfora 8500 ft PVV (TVD) / 11850 ft de PM (MD), el pozo está lleno con lodo de 10 ppg., la Presión de Formación es de 4800 Psi, la Presión en Superficie es de 250 Psi, y la APL (Pérdida por Fricción Anular) es de 400 Psi. El pozo está: Balance. Desbalance. Sobre balance. Tanto B y C. 295. Después de sacar 33 paradas (tiros, stand), el pozo comienza a fluir y se cierra. Supongamos que la afluencia (el influjo) está en el fondo del pozo y no hay migración de gas. ¿Qué pasará con la presión del Casing a medida que la sarta de perforación se desliza (striped) por el influjo a preventor cerrado? Aumenta. Disminuye. Permanece igual. 296. ¿Qué deberá hacerse con las píldoras densificadas cuando se haga el viaje para volver al pozo? Dejar la píldora donde está. Podríamos necesitarla si el pozo comienza a tomar fluido. Densificar todo el sistema hasta la densidad de la píldora antes de bajar la sarta. Desalojar la píldora fuera del pozo en etapas. Hacer Forzamiento (Bullhead) de la píldora hacia la formación. 297. Mientras se perfora, el pozo está perdiendo lodo a razón de 15 Bbls/hr. En la conexión, el pozo está fluyendo. Cuando se vuelven a encender las bombas, las pérdidas de lodo ocurren otra vez. ¿Qué podría estar pasando en el pozo? La formación definitivamente no está haciendo balonamiento (balloning). Está ocurriendo swabbing (succión por sarta ascendente) cuando se hace la conexión. El pozo está sobre balance mientras se perfora y bajo balance durante la conexión. El pozo está haciendo efecto de tubo en U debido a densidades diferentes en la tubería (barras de sondeo) y el espacio anular. 298. ¿Qué es el “margen de seguridad” en una operación de ahogo? Un incremento de 1 ppg en la densidad calculada para el lodo de ahogo para mantener presión hidrostática si el aumento de la densidad del lodo no se mantiene durante la circulación. Un margen que compensa por si el operario del estrangulador (choke) lo cierra demasiado rápido. Un margen que reduce el riesgo de pérdidas durante el ahogo. Presión extra aplicada en el pozo para reducir el riesgo de quedar bajo balance (underbalanced). 299. Usted está desplazando la sarta de perforación con lodo con densidad de ahogo (para matar). ¿Qué sección de la tubería (barras de sondeo) listado a continuación tendrá mayor velocidad de desplazamiento por ft? 4 pulgadas con un D.I. de 3.240 pulgadas. 6 5/8 pulgadas con un D.I. de 5.965 pulgadas. 5 pulgadas con un D.I. d 4.276 pulgadas. 6 5/8 pulgadas con un D.I. 5.761 pulgadas. 300. PVV/PM= 10500 ft. Casing (revestimiento) de 12 ¼” asentado a 8500 ft PVV/PM. Mientras se saca la sarta a 9000 ft, el Perforador advierte que el pozo no está tomando la cantidad correcta de lodo. Realiza una prueba de flujo, y el pozo está fluyendo con las bombas apagadas. Él cierra inmediatamente el pozo. ¿Cuál será la mejor manera de ahogar el pozo? Usar el Método de Lubricar y Purgar (Lube and Bleed) para traer el influjo a la superficie. Viscosificar el lodo y aplicar el Método de Forzamiento (Bullheading). Hacer Stripping (deslizamiento a preventor cerrado) hasta el fondo del pozo usando el procedimiento correcto de Stripping, luego desalojar el amago (surgencia, kick) circulando y usando el Método del Perforador . Aplicar el Método de Circulación Inversa.

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