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TEST BORRADO, QUIZÁS LE INTERESE: 7mo Examen de Control de Pozos - Drilling Supervisor

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Título del Test: 7mo Examen de Control de Pozos - Drilling Supervisor Descripción: 7mo 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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301. ¿Cuál es la definición correcta de “Porosidad”? La capacidad de los fluidos de Perforación de moverse a través la roca. La capacidad de los fluidos de formación de moverse a través de la roca. La cantidad de espacio vacío en la roca, medido en porcentaje. 302. Durante operaciones normales de perforación, se bombea una píldora de 30 Bbls de fluido de perforación liviano a la tubería de perforación seguido por el lodo original. El perforador apaga la bomba para observar el pozo con lodo liviano aún dentro de la tubería de perforación (barras de sondeo). Profundidad del pozo = 9000 ft (PVV, TVD). Capacidad de la tubería (barras de sondeo) = 0.01776 Bbls/Ft. Lodo con densidad original = 12 ppg. Lodo de baja densidad = 10 ppg. ¿Cómo afecta esta operación la presión al fondo del pozo? La Presión al Fondo del Pozo (BHP) aumentará 177 Psi. La Presión al Fondo del Pozo (BHP) disminuirá 177 Psi. La Presión al Fondo del Pozo (BHP) permanecerá igual. 303. ¿Qué es lo que provoca que el gas se salga de la solución en un lodo base aceite (OBM)? La reducción de la compresibilidad y la salinidad del lodo en condiciones de superficie. El aumento de la presión hidrostática del lodo en condiciones del fondo del pozo. La disminución en presión hidrostática por encima del gas cuando llega cerca de la superficie. La temperatura del lodo mientras se va enfriando cerca de la superficie. 304. La Presión de Formación a 12000 ft PVV / 13300 ft PM es de 7500 Psi. La densidad de lodo en el pozo es de 11 ppg. ¿Cuánta contrapresión será suficiente para elevar la Presión de Fondo de Pozo (BHP) como para controlar la Presión de Formación? 624 Psi. La misma presión. 636 Psi. 305. La cuadrilla del equipo de perforación acaba de calcular la Tolerancia a la Surgencia (Kick Tolerance) para un rango de intensidades de amago, y el rango de Tolerancia al Amago se exhibe más bajo. La cuadrilla del equipo predice un amago de no más de 1 ppg en esta sección del pozo. Usando el gráfico, ¿hasta con cuántos Bbls podría cerrarse el pozo y desalojar exitosamente el amago fuera del pozo sin fracturar el zapato? 30 Bbls. 17 Bbls. 19 Bbls. 44 Bbls. 306. En la planilla para ahogar el pozo, ¿por qué calculamos el volumen del pozo abierto desde el trépano hasta el zapato? Es útil para calcular cuánta expansión de gas habrá. Es parte del ejercicio para calcular volúmenes de las etapas en el espacio anular. Para saber cuándo es que el influjo ha entrado en el casing. Se usa para estimar la máxima presión del casing. 307. ¿Cuál es el propósito de la válvula de Desviación a Alta Presión (high pressure by-pass) en la unidad de control de preventores de superficie? Para permitir que la presión total del acumulador se aplique al múltiple (manifold) del preventor tipo arietes. Para purgar la presión del acumulador al reservorio. Para permitir que la presión total del acumulador se aplique al preventor (BOP) anular. Para desviar la válvula del preventor anular de tres posiciones y cuatro sentidos. 308. Cuando se bombea lodo para ahogar por la tubería de perforación (barras de sondeo) durante la segunda circulación del Método del Perforador, ¿qué presión mantenemos constante? (Suponer que el espacio anular ya no tiene influjo) Mantener la MAASP (máxima presión anular admisible en superficie) constante. Mantener constante la presión del casing. Mantener la presión de tubería de perforación constante. 309. ¿Cuándo es más probable que usted se fije para ver si el pozo está fluyendo? Luego de medir la presión reducida de bombeo. Después de que el perforador ha aumentado el peso sobre el trépano. Antes de que el ensamble de fondo (BHA) sea levantado a través de la sarta de preventores. Después de un 5% de aumento de la velocidad de penetración. 310. ¿Qué debería usted hacer después de conectar las líneas de control al conjunto de preventores? Purgar las botellas del acumulador y revisar la precarga. Registrar las presiones a bajas velocidades de circulación. Colocar todas las funciones en posición de bloque para cargar las mangueras. Probar las funciones de todos los elementos del conjunto de preventores. 311. ¿Cuál es el término usado para describir la presión más alta que puede observarse en superficie si el pozo estuviera lleno de fluido de formación (usualmente se supone que es gas)? Presión máxima anticipada en superficie (MASP). Presunta peor presión de tubería (sondeo) en superficie (WASPP). Presión interior máxima admisible en el casing (MACP). Presión anular máxima admisible en superficie (MMSP). 312. Después de la primera circulación con el Método del Perforador, se apagan las bombas. Tanto la Presión de Cierre Interna de Tubería (PCIT, SIDPP) como la Presión de Cierre Interna de Casing (PCIC, SICP) son iguales a la PCIT original. ¿Por qué tenemos aún presiones de cierre? Los manómetros no funcionan bien. El lodo para matar (ahogar) todavía no se bombeó. Todavía hay influjo en el espacio anular. Las presiones quedaron atrapadas cuando se apagó la bomba. 313. ¿Qué presión deberá mantenerse en la cámara de cierre del preventor (BOP) anular durante la operación de stripping (deslizamiento de tubería con preventor cerrado? La presión mínima que permita que una junta de tubos pase por el empaque con una pérdida de 30000 lbs de peso al gancho (hook load). La presión mínima para mantener un sello. 300 Psi menos que la presión para cerrar el ariete de tuberías (barras). Mínima 500 Psi. 314. ¿Cuál es la función del botón o manivela maestro ("empujar para operar") en el panel remoto de los preventores (BOP)? Activar las luces. Ajustar la presión operativa de los arietes de tubería. Activar la energía (electricidad) para controlar las bombas de carga de la unidad. Para permitir que las funciones en el panel remoto del Perforador se tornen activas. 315. Cuando se está usando el Método Volumétrico, gas seco comienza a salir por el estrangulador durante el ciclo de purga. El pozo se cierra y se monitorea y se observa que la presión del casing continúa aumentando. ¿Qué debería hacerse? Purgar todo el gas que se pueda desde el pozo. Forzar (bullhead) lodo original para empujar el gas a que vuelva a la formación. Continuar con el procedimiento volumétrico. Comenzar un procedimiento de lubricar y purgar. 316. Una cuadrilla de perforación acaba de terminar de deslizar a preventor cerrado (stripping) un grupo de tiros. El Company Man (representante de la operadora) se da cuenta de que el volumen total purgado del pozo menos el desplazamiento de la tubería con fondo cerrado (desplazamiento más capacidad) que se deslizó al pozo es considerablemente más alto que el incremento calculado para el pozo. Como resultado, ¿qué ha pasado con el sobre balance (overbalance) en el pozo? El sobre balance aumentó, reforzando el factor de seguridad que se había mantenido en el pozo. El sobre balance disminuyó, reduciendo potencialmente el factor de seguridad que se había mantenido en el pozo. La condición de sobre balance no ha cambiado, continuar con la operación de deslizamiento (stripping). 317. Se está ahogando un pozo usando el Método de Esperar y Densificar y se está bombeando lodo con densidad de ahogo por la sarta de perforación. La presión de la tubería de perforación (barras de sondeo) exhibe de repente un aumento de 600 Psi. No hay ningún cambio en la presión del casing. Usted sospecha que una de las boquillas (toberas) del trépano se ha tapado. Usted decide cerrar el pozo. ¿Cuál es el mejor curso de acción a tomar? (Suponer que el lodo de ahogo no ha alcanzado el trépano aún) Después del inicio, abrir el estrangulador (choke) y purgar 600 Psi de presión en tubería (barras). Comenzar de nuevo el ahogo usando el programa de presión actual de tubería de perforación (barras de sondeo). Recalcular PIC (ICP), PFC (FCP) y un nuevo programa de presión para la tubería de perforación antes de recomenzar el ahogo. Recomenzar el ahogo y mantener la presión del casing constante hasta que el lodo de ahogo alcance el trépano. 318. Durante el inicio de una operación de ahogo, la presión de la bomba a velocidad de ahogo (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 mas profundo que cuando se registró. Un influjo de agua salada en el pozo aumentará la presión de circulación. El cálculo del lodo para matar (ahogar) está mal. 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). 319. ¿Cuáles de los siguientes métodos podría usarse para determinar la SIDPP si se toma un amago con una válvula de flotador en la sarta de perforación? La SIDPP no se necesita; usar la presión interna del casing para determinar la densidad del lodo para matar el pozo. Encender la bomba a 30 Stk/min (EPM) mientras se mantiene la presión del casing constante con el estrangulador (choke). Cuando la velocidad de la bomba y la presión del casing se encuentren estables, la presión de circulación será la SIDPP. Bombear lentamente por la tubería de perforación (barras de sondeo) hasta que la SICP (presión interna del casing) comience a aumentar, entonces dejar de bombear. El SIDDP es la lectura de la presión de la tubería de perforación (barras de sondeo) menos la actual presión entrampada o sobrebalance. Arrancar la bomba muy lentamente. Cuando el manómetro de tubería de perforación (barra de sondeo) comienza a moverse. parar el bombeo. Esta es la SIDPP (presión interna de cierre de tubería o de las barras de sondeo). 320. Seleccionar la definición correcta de Relación de Cierre (“Closing Ratio”) de un preventor tipo ariete. Presión operativa requerida para cerrar los arietes contra la presión máxima anticipada en el pozo. Presión operativa requerida para abrir los arietes a la Clasificación de Presión Nominal del preventor (BOP). Relación entre el área de empaque y el área del vástago del pistón. Presión operativa requerida para cerrar los arietes contra la presión de formación. 321. La compresibilidad del lodo puede ser alta en un fluido no acuoso (a base de aceite). ¿Cómo afecta esto el tiempo que toma para que un ajuste del estrangulador se pueda observar en el manómetro de la tubería (barras)? No cambia el tiempo que toma. Aumenta el tiempo que toma. Disminuye el tiempo que toma. 322. Se llevó la bomba hasta la velocidad de ahogo para un ahogo con el Método de Esperar y Densificar. La lectura del manómetro de tubería (barras) es de 150 Psi por encima de la PIC (ICP). ¿Qué acción deberá emprenderse? Recalcular el programa de presión de circulación con base en la lectura real en el manómetro de tubería. Cerrar el pozo y limpiar el múltiple del estrangulador (choke manifold) o cambiarse a otro estrangulador. Abrir el estrangulador para reducir la presión de tubería hasta que llegue a la PIC original calculada. Usar una nueva PIC de 150 Psi menos que la PIC calculada originalmente. 323. ¿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 (Standpipe Manifold). El manómetro de presión interna del casing en el Múltiple del Tubo Vertical (Standpipe Manifold). El mismo manómetro de tubería de perforación (barras de sondeo) que se usa para ahogar el pozo. El manómetro de presión de la bomba en la bomba de lodo. 324. ¿Cuál de las siguientes oraciones ES VERDAD cuando se comienza a bombear lodo para matar (para ahogar, kill mud)? 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). El volumen de la línea de superficie (bomba a tubo vertical, standpipe) tiene que tenerse en cuenta en el plan de ahogo. Abrir totalmente el estrangulador (choke), luego aumentar la velocidad de la bomba hasta la velocidad reducida para el ahogo, luego ajustar el estrangulador para obtener la presión inicial de circulación. El volumen de la línea de superficie (bomba a tubo vertical, standpipe) no tiene que incluirse en el plan de ahogo. 325. Después de la primera circulación con el Método del Perforador, se cierra el pozo. La presión del casing es de 150 Psi más alta que la presión de tubería (barras de sondeo). ¿Qué es lo que esto le indica? Todo está bien para comenzar la segunda circulación. Todavía hay influjo en el pozo. Aumentar la presión hidrostática del lodo en 150 psi. El lodo para ahogar no fue lo suficientemente denso para matar el pozo. 326. ¿Qué gas utiliza usted para precargar las botellas del acumulador en una unidad hidráulica de control de preventores (BOP)? Aire. Nitrógeno. Oxígeno. Anhídrido Carbónico (Dióxido de Carbono, CO2). 327. ¿En qué etapa durante una operación de ahogo puede la lectura de la presión del estrangulador (choke) exceder la MAASP (máxima presión anular admisible en superficie) sin fracturar la formación en el zapato? Cuando el lodo para matar está en la broca (trépano). Cuando el influjo está en la sección de pozo abierto Cuando el influjo está en el fondo Cuando el influjo está encima del zapato del casing. 328. ¿Por qué hay que tomar y registrar la Presión Reducida de Bombeo (PRB)? Para parar la rotación del motor de fondo durante la operación de ahogo de un pozo. Para calcular la Presión Máxima Admisible en Superficie (MAASP). Para determinar la velocidad de la bomba para desplazar un tapón de cemento. Para calcular la Presión Inicial y Final de Circulación (PIC, PFC). 329. El pozo está lleno de lodo de 12.2 ppg. Se asienta y prueba un tapón de cemento de 500 ft. El lodo por encima del tapón es reemplazado por salmuera de 10.2 ppg. Si fallara el tapón de cemento, ¿en qué dirección se movería el fluido a través del tapón de cemento? La presión desde abajo haría que el fluido se mueva hacia arriba. La presión desde arriba haría que el fluido se mueva hacia abajo. El fluido no se movería a través del tapón porque la presión diferencial es cero. 330. Durante el ahogo de un pozo, se reduce la velocidad de la bomba mientras se mantiene constante la presión de la tubería de perforación (barras de sondeo). ¿Cómo afectará esto a la Presión al Fondo del Pozo (BHA? La BHP disminuirá. La BHP no presentará cambios, será igual. La BHP descartada. 331. Mientras perfora, el Perforador advierte que hay una ganancia lenta en los tanques (presas, piletas). Luego él adirtió que alguien ha disminuido la contrapresión aplicada en el estrangulador. ¿Qué es lo que esto provoca en el pozo? El pozo está en sobre balance. El pozo está en balance. El pozo está en bajo balance. 332. ¿Cuál es el propósito de tener una línea flujo capaz de ventilar (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 hacia el Separador de lodo y gas. Todo lo anterior. 333. 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 afecta esto a la Presión al fondo del Pozo (PFP, BHP)? La PFP aumentará. La PFP disminuirá. Usted no puede calcular el efecto sobre la PFP. La PFP permanecerá constante. 334. ¿Qué pasará con la presión al fondo del pozo si no se permite que el influjo de gas se expanda mientras migra hacia arriba por el pozo? Quedará igual. Disminuirá. Aumentará. 335. ¿Cómo afecta la pérdida de la presión anular a la Presión del Fondo del Pozo (BHP)? Hará que la BHP sea más baja que la Presión Hidrostática. Hará que la BHP sea igual a la Presión Hidrostática. Hará que la BHP sea más alta que la Presión Hidrostática. 336. En un equipo de perforación con preventores de superficie, se encontró un amago de agua salada sin gas asociado y se cerró el pozo. Si la sarta de perforación tiene tubería de perforación (barras de sondeo) y Drill Collars (portamechas), ¿cuándo alcanzará la presión del casing en superficie el máximo valor durante el ahogo del pozo? Cuando el lodo de ahogo alcanza el trépano. Cuando el amago está en la porción del espacio anular que maximiza su altura. Cuando el amago está justo debajo del zapato. Cuando el amago llega a la superficie. 337. ¿Por qué es importante mantener una correcta Presión al Fondo del Pozo (BHP)? Si la BHP disminuye, el riesgo de un amago aumenta. Si la BHP aumenta, el riesgo de un amago aumenta Si no se permite que la BHP aumente cuando se perfora una zona de transición, aumenta el riesgo de pérdidas de circulación. Si la BHP disminuye, el pozo puede perder lodo a la formación. 338. Cuando se perfora en una zona de transición a una formación con presión anormal, ¿Qué cambios esperará ver usted en el lodo cuando éste llegue a la superficie? Aumento de la densidad del lodo. Disminución de la densidad del lodo. Reducción del volumen de recortes de perforación. Disminución del contenido del gas. 339. ¿Qué sucederá con la presión por fricción cuando el fluido de perforación avance desde alrededor del conjunto de fondo de pozo (BHA) hacia alrededor de la tubería de perforación? Aumenta. Disminuye. Permanece igual. 340. ¿Cuál de los siguientes términos describe "un ingreso indeseable de fluidos de la formación perceptible en la superficie o en el lecho marino”? Pérdida de circulación. Amago (surgencia, kick). Reventón. Formación fracturada. 341. Luego de levantar 2000 ft, el pozo tuvo una surgencia y se cerró. La SICP (presión de cierre interna del casing) está en 100 Psi. El volumen succionado (swabbed) por efecto de pistoneo ascendente es de 10 Bbls. La capacidad del casing es de 0.147 Bbls/ft. Suponiendo que el influjo succionado está debajo del trépano, ¿cuál será la SIDPP (presión de cierre interna de tubería)? Igual que la SICP. Menor que la SICP. Mayor que la SICP. 342. Usted está desplazando el pozo con lodo con densidad de ahogo (para matar). El pozo tiene una sarta de perforación con geometría combinada (telescópica, cónica o “tapered”). ¿Cuáles de los siguientes parámetros no debería variar mientras las diferentes secciones de tubería (barras) son desplazadas con lodo de ahogo (Kill Mud)? Número de emboladas de desplazamiento/1000 ft de longitud de tubería. Presión al fondo del pozo (BHP). Tiempo de desplazamiento/1000 ft de longitud de tubería. Caída de presión por cada 100 Strokes bombeadas. 343. 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 tuberías o barras) indica 350 Psi, la SICP (presión de cierre interna de casing) indica 900 Psi. ¿Qué está sucediendo en el pozo? El pozo no está balanceado; la presión al fondo del pozo en el lado del espacio anular es más baja debido a la contaminación por parte de los fluidos de la formación. El pozo está balanceado; las presiones en el fondo están balanceadas en ambos lados del pozo. 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 completamente lleno de lodo y hay más presión al fondo del pozo del lado de la tubería de perforación (barras de sondeo). 344. Si se mantiene constante la densidad del lodo en el pozo, ¿Cómo afecta el sobre balance (overbalance) un aumento en la presión del fluido de la formación? El sobre balance disminuye. El sobre balance permanece igual. El sobre balance aumenta. 345. ¿Sobre el Panel Remoto de un conjunto de preventores de superficie el botón o la manivela de Evadir (Bypass/Desvío) Alta Presión permite a usted aplicar la presión total del acumulador a cuál de los siguientes? Preventor anular. Preventores arietes y válvulas HCR solamente. Sólo los preventores tipo arietes. Preventor anular y preventores arietes. 346. ¿Por qué se usa PM (Profundidad Medida) para calcular APL (pérdida de carga anular) en vez de PVV (Profundidad Vertical Verdadera) en el pozo? No importa. Porque la fricción de los sólidos y los recortes en el lodo ha afectado a todo el espacio anular. Debido a la pérdida por filtración en la formación abierta. Cambios en la Presión Hidrostática. 347. ¿Qué acción deberá emprender un Perforador si se registra un repentino aumento en el nivel de gas del lodo? Aumentar la velocidad de penetración para minimizar las señales de advertencia. Parar la perforación, circular de fondo a superficie, registrar los niveles de gas e informar a su supervisor. Fijarse si hay flujo y llamar al supervisor. Solicitar al Ingeniero de Lodos (inyeccionista) que aumente la densidad del lodo en 0.3 ppg. 348. ¿Por qué hay que matar (ahogar) el pozo a una velocidad reducida de bombeo? Para determinar la velocidad de la bomba para desplazar cemento. Para evitar el estallido del casing. Para parar la rotación del motor de fondo durante la operación de ahogo de un pozo. Para minimizar los efectos de la pérdida de presión anular. 349. ¿Por qué hay que matar (ahogar) el pozo a una velocidad reducida de bombeo? Para matar (ahogar) el pozo en poco tiempo. Para parar la rotación del motor de fondo durante la operación de ahogo de un pozo. Para evitar el estallido del casing. Para minimizar la fricción anular durante el ahogo. 350. ¿Por qué hay que matar (ahogar) el pozo a una velocidad reducida de bombeo)? Para evitar el estallido del casing. Para determinar la velocidad de la bomba para desplazar cemento. Para dar al operario del estrangulador (choke) tiempo de reaccionar durante una operación de ahogo. Para matar (ahogar) el pozo en poco tiempo.

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