well control

¿Cómo puede afectar la presión del pozo a la densidad del lodo no acuoso (base aceite) en el pozo?. a. La profundidad del pozo no afectará la densidad del lodo en el mismo. b. Un aumento de la presión hidrostática en el pozo puede aumentar la densidad efectiva del lodo en el mismo. c. Un aumento de la presión hidrostática en el pozo puede reducir la densidad efectiva del lodo en el mismo. d. La profundidad reducirá la viscosidad en el pozo y reducirá la DEC (Densidad Equivalente de Circulación, en inglés ECD).

Medir los volúmenes y tiempos de contraflujo en las conexiones, los cambios en el nivel de los tanques (piletas) en las conexiones, y las tasas de pérdida mientras se perfora ayuda a “identificar las huellas" del comportamiento del pozo. ¿En qué puede ayudar esta información al Perforador?. a. Puede ayudar a Identificar cuándo bajar casing (revestidor). b. Puede ayudar a identificar problemas de tubería (barras) pegada (aprisionada). c. Puede ayudar a identificar si el pozo está teniendo un amago (surgencia, kicking) o un balonamiento (ballooning). d. Puede ayudar a determinar cuándo aumentar la velocidad de la bomba.

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. No hay fugas en el sistema de circulación. ¿Qué efecto tiene este ajuste del estrangulador sobre la presión al fondo del pozo?. a. La presión al fondo del pozo retorna a su valor correcto. b. La presión al fondo del pozo no está afectada por el ajuste del estrangulador. c. La presión al fondo del pozo disminuye.

se baja casing al pozo con un ensamble de válvula flotadora sin retorno. El casing no se está llenando. Con el zapato a 3000 pies, el ensamble de válvula de flotador falla y el lodo se mete dentro del casing por efecto de tubo en U. ¿Qué pasara con la presión al fondo del pozo (BHP)?. a. La presión al fondo del pozo aumentará. b. La presión al fondo del pozo permanecerá igual porque el volumen de lodo en el pozo no ha cambiado. c. La presión al fondo del pozo disminuirá. d. La presión al fondo del pozo permanecerá igual debido al efecto de tubo en U.

Mientras se perfora una larga sección horizontal de un pozo, se observó una ganancia en tanques (piletas) de 10 bbl y se cerró el pozo. Luego del cierre, se notó que la SIDPP y la SICP eran aproximadamente iguales. ¿Qué podemos suponer a partir de estas presiones?. a. Que probablemente se trata de balonamiento (balloonlng). b. Que esto es probablemente el resultado del pistoneo asendente (surging) de la sarta. c. Que es un influjo de agua salada. d. Que el influjo está en la sección horizontal del pozo.

El lodista (inyeccionista) enciende el desgasificador de vacío y el desilter (desarcillador). ¿Qué pasará normalmente con el nivel en tanques (piletas)?. a. El nivel en tanques (piletas) disminuirá. b. El nivel en tanques (piletas) aumentará. c. El nivel en tanques (piletas) permanecerá igual.

1. Mientras se realizaba una verificación de flujo después de un cambio en la velocidad de penetración, el tanque de viajes aumenta 2 barriles en 4 minutos. ¿Qué acción deberá emprenderse?. a. Volver a perforar porque la ganancia se debe a cambios de temperatura en el pozo. b. Comenzar a circular de fondo a superficie. c. Monitorear el pozo por otros 4 minutos para ver si el pozo aún está fluyendo. d. Cerrar el pozo.

1. Si el sensor de flujo mostró de repente una pérdida de retornos y no puede verse nada de lodo en el anular, ¿qué es lo que más conviene hacer?. a. Bombear a velocidad reducida agregando material obturante (LCM). b. Cerrar el pozo y observar las presiones. c. Llenar el anular hasta el tope con fluido base y registrar la cantidad necesaria para parar las pérdidas de fluido. d. Parar todo el bombeo y esperar órdenes.

¿Un registro por escrito de emboladas (strokes) bombeadas, presiones en superficie, posición del estrangulador (choke) y demás información útil para un eficaz cambio de turno a una cuadrilla de relevo durante una operación de ahogo de un pozo se define de qué manera?. a. Registro del ahogo. b. Longitud de la tubería (barras de sondeo). c. Planilla de viajes. d. Programa de presiones de la tubería (barras de sondeo).

¿Qué pasaría si una válvula de auto llenado (de tipo tubo de auto llenado) falla y no se convierte en una válvula de retención?. a. Los fluidos desde el espacio anular o de la formación pueden meterse en el casing. b. El cemento deberá hacerse circular con circulación Inversa. c. Habrá que mantener la presión sobre el espacio anular para evitar efecto de tubo en U. d. El cemento no puede bombearse por el interior del casing.

¿CuaI es el objeto de la segunda circulación del método del Perforador?. a. Remover el influjo y matar (ahogar) el pozo. b. Para forzar (bullhead) lodo para ahogar (kill mud) por el espacio anular. c. Bombear lodo de ahogo y matar (ahogar) el pozo. d. Remover gas atrapado de los preventores (BOP).

¿Cuál es el objeto de la segunda circulación del método del Perforador?. a. Desplazar la sarta de perforación con fluido de densidad para ahogar (matar). b. Desplazar el volumen total del pozo (capacidad de sarta y espacio anular) con fluido a densidad ahogo (para matar). c. Desplazar el espacio anular con fluido de densidad para ahogar (matar). d. Desplazar la sarta de perforación y el espacio anular con fluido de densidad original.

En un taladro con preventores de superficie, ¿qué presión se mantiene constante mientras la c1dad de bombeo se aumenta hasta la velocidad de ahogo (kill rate)?. a. Presión de fractura. b. La presión de la tubería (barras de sondeo). Presión interna del casing (revestidor). . La Presión Final de Circulación.

¿Cuál es la razón principal para a un simulacro de viaje?. a. Para asegurarse de que la cuadrilla sea capaz de reconocer eficazmente y reaccionar frente a un amago (surgencia, kick) mientras sube o baja tubería. b. Para ver cuán rápido el Perforador puede alinear el sistema al múltiple del estrangulador (choke manifold). c. Para asegurarse de que la cuadrilla esté capacitada para matar (ahogar) el pozo. d. Para probar las alarmas de los tanques (piletas), flujos y tanque de viajes.

¿Por qué es importante detectar un amago (surgencia, kick) lo más pronto posible?. a. Para minimizar la presión sobre la superficie del casing durante la operación de ahogo. b. Para reducirla Densidad del Lodo para Ahogar requerido para matar el pozo. c. Para evitar la expansión, del gas mientras se lo hace circular hacia arriba por el anular. d. Para permitir que pueda usarse el método Volumétrico.

¿Por qué es importante detectar un amago (surgencia, kick) lo más pronto posible?. o Para permitir que pueda usarse el método volumétrico. o Para reducir el riesgo de ruptura de la formación durante el ahogo. o Para reducir la Densidad del Lodo para Ahogar requerido para matar en el pozo. o Para evitar la expansión del gas mientras se lo hace circular hacia arriba por el anular.

¿Por qué es importante monitorear el volumen en tanques (piletas) durante una operación de construcción de un pozo?. a. Para monitorear la expansión de gas y las pérdidas de fluido. b. Para saber cuándo ajustar la presión en la tubería de perforación (barra de sondeo). c. Para saber cuándo ajustar la velocidad de la bomba.

¿Por qué es importante monitorear el volumen en tanques (piletas) durante una operación de construcción de un pozo?. a. Para saber cuándo ajustar la presión en la tubería de perforación (barra de sondeo). b. Para saber cuándo ajustar la velocidad de la bomba. c. Para poder saber si hay perdidas de lodo y monitorear la expansión del gas. d. Para mantener constante la presión al fondo del pozo.

¿Cuál es la definición de “surging” (aumento de presión al fondo del pozo por efecto de pistoneo descendente)?. a. Fuga de fluido de perforación hacía hacia el pozo debido a una disminución de la presión al fondo del pozo cuando se levanta la tubería (barras de sondeo). b. Fuga de fluido de perforación hacía hacia el pozo debido a un aumento de la presión al fondo del pozo cuando se baja la tubería (barras de sondeo). c. Fuga de fluido de perforación hacía hacia el pozo debido a un aumento de la presión al fondo del pozo cuando se levanta la tubería (barras de sondeo). d. Fuga de fluido de perforación hacía hacia el pozo debido a una disminución de la presión al fondo del pozo cuando se baja la tubería (barras de sondeo).

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 el amago (surgencia, kick)?. a. Usted estará aplicando demasiada presión al pozo. b. Usted estará aplicando demasiado poca presión aI pozo. c. Las emboladas (strokes) hasta la broca (trépano) estarán mal. d. La PFC (FCP, presión final de circulación) es más difícil de calcular.

Usted está perforando con una broca (trepano) de 12 1/4 pulgadas con una velocidad de penetración promedio de 45 pies/hora. Durante los últimos 60 minutos no hubo cambios en el nivel de los tanques (piletas). ¿Qué puede estar pasando en el pozo?. a. Usted puede estar ganando algo de fluido de formación. b. Usted puede estar perdiendo algo de lodo hacia la formación. c. Todo va bien cuando el nivel de los tanques es constante.

¿Quién tiene autoridad de cerrar el pozo sin esperar un permiso?. a. Torrero (chango, derrickhand). b. Perforador. c. Peón del piso de perforación. d. Ingeniero de Lodos (inyecconista).

Se cierra un pozo luego de tomar un amago (surgencia, kick) de 25 bbl 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?. a. La SIDPP sería más baja. b. La SICP sería más alta. c. La SICP sería más baja. d. La SIDPP sería más alta.

¿Cuál es la Presión Anular Máxima Admisible en Superficie (MAASP)?. a. La máxima presión admisible en el manómetro de tubería (sondeo) durante una operación de ahogo. b. La máxima presión admisible en el fondo del pozo durante una operación de ahogo. c. La presión total que provocara pérdidas hacia la formación menos la presión hidrostática del lodo. d. La presión total aplicada en el zapato que provocara perdidas.

Luego de cementar el casing, el plan es remover la sarta de preventores (BOP). ¿Cuándo se considera prudente comenzar esta operación?. a. Cuando el pozo no ha fluido por un período de 45 minutos desde que el cemento fue colocado en su posición. b. Cuando el tiempo de espera de cemento planificado está completo y el pozo está estático. c. El número de minutos que da al multiplicar el rendimiento del cemento por bolsa multiplicado por la densidad del cemento. d. Cuando el cemento ha alcanzado como mínimo 100 psi de resistencia a la compresión.

Se cierra un pozo con la broca (trépano) a 300 pies del fondo y se supone que todo el influjo está debajo de la broca .SIDPP (PCIT, presión de cierre interna en tubería o barras) es de 250 psi ¿Cómo sería la presión de cierre interna del casing (PCIC, SICP) esperada?. a. Igual que la SIDPP. b. Más baja qué la SIDPP. c. Más alta que la SIDPP.

¿Qué método requiere que la densidad del lodo se incremente antes de que la circulación pueda comenzar?. a. El Método del Perforador. b. El Método Volumétrico. c. La técnica de Forzamiento (BuIIheading). d. El método de Esperar y Densificar.

2. 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 ¿Cuál de lo siguiente no debería hacerse para evaluar la situación?. b. Revisar el sistema circulante para ver si se bombeo más liviano. c. Revisar los cálculos de emboladas (strokes) superficie a broca y lodo para ahogar el pozo. d. Purgar 50 psi de la presión del casing para ver si hay presión atrapada. e. Purgar la presión del casing a cero psi y confirmar que el pozo está ahogado (muerto).

2. ¿Cuándo debería utilizarse el Método Volumétrico?. Cuando un gas está migrando, y no puede establecerse la circulación por detrajo del Influjo. b. Cuando el gas está en la superficie, la PCIC (SICP) se estabilizo y la circulación no puede establecerse por debajo del influjo. c. Cuando la presión del casing está cerca de la MAASP (presión anular máxima admisible en superficie) y hay riesgo de perder circulación. d. Cuando puede establecerse la circulación por debajo del influjo.

2. Para un pozo con un volumen de Broca (Trépano) a Zapato más grande que el volumen de la sarta de perforación, ¿cuál es la desventaja del Método del Perforador cuando se lo compara con el Método de Esperar y Densificar?. a. La presión en el Zapato será más alta en el Método del Perforador cuando se lo compara con el Método de Esperar y Densificar. b. La presión en el Zapato será más baja en el Método del Perforador cuando selo compara con el Método de Esperar y Densificar. c. No hay desventaja las presiones en el zapato son las mismas para ambos métodos.

2. Cuando se prueba un conjunto de preventores de superficie con un tapón de pruebas, ¿por qué las válvulas de salida lateral debajo del tapón deben mantenerse en posición abierta?. a. Porque se necesitará una circulación Inversa para librar el tapón de prueba. b. Porque la prueba creará pesos extremos al gancho. c. Para prevenir una traba de presión. d. Por el potencial daño a la cabeza del pozo / casing /pozo abierto.

2. Cuando se prueba un conjunto de preventores de superficie con un tapón de pruebas, ¿Por qué las válvulas de salida lateral debajo del tapón deben mantenerse en posición abierta?. a. Para fijarse si hay un tapón de prueba con fugas. b. De otro modo, se necesita una circulación inversa para librar el tapón de prueba. c. Porque la prueba creara pesos extremos al gancho. d. Para evitar que se cierre un preventor por efecto de la presión.

2. Un pozo tiene un amago (surgencia, kick) con la broca (trépano) alejada del fondo y usted cierra el pozo. Se toma una decisión de deslizar con preventor cerrado (strip) hacia el pozo. ¿Qué equipo tiene que estar al tope de la sarta de perforación antes de deslizar (stripping) en el pozo con preventor cerrado?. a. Un preventor (BOP) Interno (inside BOP). b. Una válvula de seguridad de apertura plena (cerrada). c. Una válvula de seguridad con apertura plena (abierta) con un preventor Interno Instalado en el tope. d. Un preventor interno (inside BOP) con una válvula de seguridad con apertura plena (cerrada) al tope.

2. Usted está bajando una herramienta no cizallable al pozo en un equipo de perforación con preventores de superficie ¿Qué opción hay disponible para el Perforador si el pozo fluye, cuando la herramienta está atravesando el conjunto de preventores (BOP)?. a. Cerrar el Desviador (Diverter) y bombear lodo de matar (lodo de ahogo). b. Continuar bajando al pozo y usar el efecto compresión (surging. pistoneo hacia abajo) para parar el amago (surgencia kíck). c. Armar la válvula de seguridad en la sarta y cerrar el preventor anular. d. Circular para crear un efecto de DEC (ECD) en el fondo del pozo.

2. ¿Cuál de las siguientes dimensiones afecta la presión a la que el gas puede "pasar volando" al área de las zarandas (temblorinas)?. a. La longitud y el D.I. de la línea de venteo. b. Altura del cuerpo y D.I.(Diámetro interno) del cuerpo. c. D.I. de la línea desde el múltiple del estrangulador (choke manifold). d. Altura del sello de líquido.

2. Cuando se perfora en una zona de transición a una formación con presión anormal, ¿qué cambios esperará ver usted en el lodo?. a. Aumento de la densidad del lodo. b. Aumento de salinidad en un lodo a base de agua dulce. c. Disminución del contenido de gas. d. Reducción del filtrado de lodo.

2. ¿Cuál es el número mínimo aceptado generalmente de barreras que deberán establecerse y probarse para la mayoría de las operaciones de perforación?. a. 3. b. 4. c. 1. d. 2.

2. Usted está matando (ahogando) un pozo con el método de Esperar y Densificar. Después de 150 emboladas (strokes) se tapa una boquilla (tobera) de la broca (trépano). ¿Cuál es la respuesta correcta para mantener la presión al fondo del pozo correcta?. a. Agregar el aumento de presión en tubería de perforación a cada valor del programa de presiones para la tubería de perforación y continuar circulando. b. Abrir el estrangulador (choke) para mantener la presión de tubería de perforación (barras de sondeo) constante. c. Continuar siguiendo el programa de presiones para la tubería de perforación sin modificaciones. d. Observar el aumento en presión de tubería (barras ), cerrar el pozo, y recalcular la presión a velocidad reducida de bombeo, PFC (presión final de circulación, o FCP) y el programa de presiones para la tubería de perforación.

2. ¿Cuál de las siguientes oraciones sobre ahogar un pozo es correcta?. a. Mantener la BHP constante controlando la velocidad de la bomba. b. Mantener la BHP por lo menos iguala la presión inicial de circulac1on. c. Mantenerla presión al fondo (BHP) por lo menos igual a la presión de formación. d. Mantener la BHP constante manteniendo la presión interna de cierre de tubería (barras) constante al comenzar.

3. 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 Anula r. El Perforador ha purgado 50 psi. La SIDPP (presión de cierre interna en tubería o barras) volvió a 150 psi. La SICP (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?. c. Este es un amago (surgencia, kick). Prepararse para llevar a cabo una operación de ahogo del pozo. d. Esto es balonamiento (ballooning). Hay que purgar y seguir perforando. e. Esto es compresibilidad del lodo. Hay que purgar y seguir perforando. f. Este es resultado de migración de gas. Comenzar con el Método Volumétrico.

3. El pozo se cerró antes de que las bombas estuvieran totalmente apagadas. Usted sospecha de que puede haber quedado alguna presión atrapada en el pozo. ¿Qué efecto tendrá esto en el pozo?. a. Todas las presiones en el pozo tendrán un sobre balance (overbalance) adicional. b. No habrá efecto alguno sobre las presiones del pozo. c. Un influjo de gas será empujado de vuelta a la formación (bullheaded) de modo que las presiones serán más bajas de lo normal. d. La presión al fondo del pozo será más alta pero la presión sobre el Zapato será normal.

4. Una Herramienta de Presión Mientras se Perfora (PWD) en el ensamble de Fondo del Pozo puede proporcionar información que indica una reducción de la DEC (ECD) durante las operaciones de perforación. ¿Qué podría causar la reducción en la DEC mientras se perfora?. a. Un cambio en el azimut y elevación del pozo. b. Un cambio en la Velocidad de Penetración (VDP,ROP). c. Un aumento en el sobre balance (overbalance) debido a un aumento de la presión de formación. d. Una pérdida del sobre balance (overbalance) por fluidos de la formación contaminando el lodo en el espacio anular.

5. ¿Cuál de las siguientes oraciones es una buena práctica operativa en una sección superior del pozo que tiene riesgo de formaciones que contienen gas?. No usar nunca una válvula de flotador en la tubería de perforación (barras de sondeo). Controlar la velocidad de penetración. Bombear regularmente píldoras ligeras de barrido. Mantener una alta velocidad de penetración (VDP,ROP).

5. ¿Porque son diferentes los riesgos cuando se perfora por zonas de gas somero con un sistema de desviador (diverter) comparado con tomar un amago (surgencia, kick) con un preventor (BOP) instalado?. a. Las densidades de lodo son normalmente más altas cuando se perfora la parte superior de un pozo aumentando el riesgo de pérdidas de circulación. b. Las formaciones en el zapato son más compactas y más fuertes que las formaciones más profundas. c. El gas no aparece en formaciones someras hasta que se instalan los preventores ( BOP). d. Las profundidades someras del zapato de casing probablemente no soportan las presiones de cierre.

5. ¿Por qué son diferentes los riesgos cuando se perfora por zonas de gas somero con un sistema de desviador (diverter) comparado con tomar un amago (surgencia, kick) con un preventor (BOP) instalado?. o Las formaciones en el zapato son más compactas y más fuertes que las formaciones más profundas. o Usted no puede contener la presión. Los fluidos de formación se ventean en la superficie cerca del equipo de perforación. o Las densidades de lodo son normalmente más altas cuando se perfora la parte superior de un pozo, aumentando el riesgo de pérdidas de circulación.

5. Se cierra un pozo por un amago (surgencia, kick) y las presiones se estabilizan. La operación de ahogo se demora por problemas con el equipo y las presiones de cierre, interna de tubería (barras) e interna de casing comienzan a aumentar. ¿Por qué está sucediendo eso?. El lodo en el pozo se está calentando y eso hace que el volumen disminuya. La formación que provocó el amago tiene alta permeabilidad. El influjo es de gas y está migrando. Hay una válvula sin retorno (flujo en una sola dirección) en el ensamble del fondo (BHA).

5. ¿Qué significa presión anormal?. a. El exceso de presión que hace falta aplicar para provocar una fuga (leak-off). b. Lodo de alta densidad usado para dar un sobre balance (overbalance). c. El exceso de presión debido a la circulación de lodo a caudales (gastos) altos. d. La presión de la formación es más alta que la presión hidrostática del agua de la formación.

5. ¿Cuál de las siguientes está considerada como una “barrera de procedimiento"?. a. El zapato del casing. b. Monitoreo del pozo para percibir ganancias o pérdidas. c. El fluido de perforación. d. Un conjunto de packers asentados.

5. Usted está perforando manteniendo constantes el peso sobre la broca (trépano) la velocidad de rotación y la velocidad de bombeo. ¿Cuál podría ser una señal de advertencia de presión anormal?. a. Un aumento en la velocidad de penetración. b. Un aumento de la densidad de la lutita (esquisto). c. Un aumento de la presión de la bomba.

5. ¿Cómo es una típica Velocidad Reducida de Bombeo (VRB, SCR)?. a. 75% de la velocidad dela bomba cuando se perfora. b. Entre 75 y 95 emboladas (strokes) por minuto (EPM; SPM). c. Entre 1 y 5 barriles por minuto. d. Igual que la velocidad de la bomba cuando se perfora.

5. ¿Cómo es una típica Velocidad Reducida de Bombeo (VRB, SCR)?. o Entre 80 y 100 emboladas (strokes) por minuto (EPM; SPM). o Entre 20 y 50 emboladas (strokes) por minuto (EPM; SPM). o Igual que la velocidad de la bomba cuando se perfora. o 75% de la velocidad de la bomba cuando se perfora.

6. Durante la segunda circulación del Método del Perforador, el lodo para matar (ahogar) retorna a las zarandas (temblorinas). EI pozo se cierra correctamente. ¿Cuáles deberían ser las presiones que se observa n en los manómetros suponiendo que no hay presión atrapada en el pozo?. a. Ambos manómetros, el de PCIC (SICP) y el de PCIT (SIDPP) indicarán 0 psi. b. PCIC (SICP) y PCIT (SIDPP) serán iguales a la PCIT (SIDPP) original. c. La PCIC (SICP) será más baja que la PCIT (SIDPP). d. La PCIC (SICP) será más alta que la PCIT (SIDPP).

6. Se colocan centralizadores sobre el casing antes de bajarlo. Son beneficiosos para un eficaz funcionamiento del casing. ¿Cuál de los siguientes puede ser un problema cuando se instala centralizadores?. a. Aumenta las probabilidades de comprimir el pozo por pistoneo descendente mientras se baja el casing. b. Evita el flujo después de haber cementado entre sartas de casing. c. Mantiene el casing fijo en el centro axial del pozo. d. Crea huecos en el cemento entre el casing y el pozo.

6. ¿Cuál es la función de los Arietes Ciegos (Blind Rams). a. Como respaldo del preventor anular. b. Para colgarla sarta de perforación durante un ahogo. c. Para cortar la sarta de perforación y sellar el pozo. Para sellar el pozo abierto.

5. ¿Qué término se usa para la presión total que se siente en el fondo del pozo cuando se está circulando por el mismo?. a. Presión de la bomba. b. Pérdida de presión total del sistema. c. Presión hidrostática. d. Presión al fondo del pozo.

5. ¿Cuál es la definición correcta de “migración de gas"?. a. El flujo de gas a través del Separador de Gas del Lodo. b. Un movimiento descontrolado del gas hacia arriba del pozo debido a su baja densidad. c. El proceso de expansión del gas mientras se lo hace circular pozo arriba. d. El gas de formación que entra al pozo durarte una conexión.

5. ¿Cuándo tienen que probarse las válvulas de seguridad de la sarta de perforación?. a. Cada vez que se prueban los preventores. b. 50% de la presión de prueba de los arietes. c. A la misma clasificación de presión de trabajo que la Kelly o el Impulsor Superior (Top Drive). d. Sólo después de asentar casing.

5. Durante la primera circulación del Método del Perforador, la presión del casing comienza a disminuir y luego del tiempo de retorno (fondo a superficie) la presión de tubería (barras) comienza a disminuir. ¿Cuál podría ser el problema?. a. Una boquilla (tobera) de la broca (trépano) está tapada. b. Al estrangulador se le está abriendo una fisura (washing-out). c. El estrangulador está tapado. d. Hay una fisura (washout) en la sarta de perforación.

5. Usted está perforando. Durante la última parada (tiro, stand) usted perdió 8 barriles. Cuando apaga las bombas para hacer una conexión, el pozo fluye. Usted cierra el pozo con una ganancia de 6 barriles y las presiones se estabilizaron así: SIDPP (PCT o presión de cierre de tubería o barras) = 120, SICP (PCC o presión de cierre de casing) = 110 El Superintendente del Equipo de Perforación purga 1 barril de fluido por el estrangulador (choke) y cierra el pozo. SIDPP es ahora de 100 y la SICP es ahora de 90. El Superintendente del Equipo purga otro barril y vuelve a cerrar el pozo. SIDPP es ahora de 50 y la SICP es ahora de 35. ¿Qué es lo más probable que esté ocurriendo?. a. Ocurrió un amago (surgencia, kick) de agua salada. b. Ocurrió un amago de gas. c. Hidratos en la línea del estrangulador (choke). pozo está haciendo “balonamiento” (ballooning).

5. El pozo se ha cerrado y las presiones se están estabilizando, ¿Cuál es el primer paso que el Perforador debería dar?. a. Registrar la ganancia en tanques (piletas). b. Revisar la presión en tubería de perforación (barras de sondeo) para determinar la presión de la formación. c. Verificar que el pozo este seguro (sin perdidas).

5. 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?. a. Alinear el desviador (diverter) al múltiple del estrangulador (choke manifold) activar el sistema de desviador y remover personal no esencial del piso de perforación. b. Activar el sistema de desviador y seguir él plan específico para el taladro para gas superficial. c. Siga bombeando lodo al pozo a la misma velocidad en EPM (5PM) y circule de fondo a superficie. d. Cerrar el pozo y prepararse inmediatamente para operaciones de ahogo (kill).

5. ¿Por qué es importante revisar el lodo mientras este fluye por las zarandas (temblorinas)?. a. Muchos recortes (cuttings) y escombros en la Zaranda (Temblorina) es una indicación de buenas prácticas de perforación. b. El tipo de recortes determina si hay que encender el desgasificador o la centrífuga. c. El tipo y cantidad de, recortes (cuttings) puede indicar condiciones del pozo. d. El tipo de recorte determina que densidad de lodo se necesita.

5. ¿Cuál es una buena práctica para perforar la parte superior de un pozo?. a. Salir del pozo despacio. b. Bombear píldoras de barrido (sweeps) para ayudar a limpiar el pozo. c. Mantener el pozo lleno. . Todo lo anterior.

5. Usted ha tomado un amago (surgencia, kick) pero el lodista (inyeccionista) le informa que no hay suficiente baritina (barita) 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 3 minutos. ¿Qué curso de acción tomaría usted?. a. Purgar lodo manteniendo la presión del Casing constante al mismo valor que la Presión de Cierre Interna de Casing (PCIC, SJCP). b. Aumentar la densidad de lodo tanto como sea posible y circular a la broca (trépano) para reducir la Presión de Cierre Interna de Tubería (barras) PCIT (SIDPP). c. Forzar (bullhead) con la densidad actual del lodo para empujar los fluidos de la formación de gas de vuelta a la formación. d. Usarla primera circulación del Método del Perforador.

5. Usted está realizando una operación de casing y cementación La bomba de cemento está bombeando cemento por el casing, ¿qué debería pasar al nivel de tanques (piletas) activas durante esta etapa de la operación?. a. El nivel de los tanques (piletas) permanecerá constante. b. El nivel en tanques (piletas) disminuirá. c. El nivel en tanques (piletas) aumentará.

6. ¿Cuál de las siguientes acciones deberá tomarse cuando se perfora a través de una zona de transición?. a. Aumento de la conciencia de la cuadrilla de perforación sobre las señales de advertencia. b. Aumentar el tiempo entre mediciones de la densidad del lodo. c. Reducir Revoluciones por Minuto (RPM). d. Reducir el peso sobre la broca (trepano).

6. Seleccionar la definición correcta de "relación de cierre" ("closing ratio") de un preventor tipo ariete. a. Relación del área de empaque contra el área del vástago del pistón. b. Presión operativa requerida para cerrar los arietes contra la presión máxima anticipada en el pozo. c. Presión operativa requerida para abrir los arietes a la Clasificación de Presión Nominal del preventor (BOP). d. Presión operativa requerida para cerrar los arietes contra la presión de formación.

6. ¿Por qué se mide la Densidad del Lodo en las Zarandas (Temblorinas) a intervalos regulares?. a. Para pesar la masa de recortes en el lodo. b. Para registrarlo en el informe diario del Ingeniero de Lodos (inyeccionista). c. Para medir el contenido de gas en el lodo. d. Para fijarse si el lodo que retorna del pozo está contaminado.

6. ¿Cuál es la única función de un desviador (diverter)?. a. Dirigir los fluidos de la formación lejos del piso de perforación. b. Cerrar el pozo cuando hay un amago (surgencia. kick} cerca de la superficie. c. Crear una contrapresión suficiente para que los fluidos de la formación dejen de entrar al pozo. d. Para actuar como sistema de respaldo por si fallara el preventor anular.

7. Usted ha bombeado Lodo para Matar (LPM, KWM) a la broca (trépano) al comienzo de un método de Esperar y Densificar para ahogar el pozo. 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). ¿Qué podría hacer usted?. a. El LPM (lodo para matar) ha provocado un sobre balance en el pozo atrapando un exceso de presión. b. Fijarse si hay presión atrapada. c. Continuar bombeando, el LPM no ha llegado a la superficie, por lo tanto la PCIT (SIDPP) no indicará cero. d. Nada, debido al LPM hay un efecto de tubo en U provocando u n aumento de la Presión de Tubería de Perforación.

7. Usted ha bombeado Lodo para Matar (LPM, KWM) a la broca (trépano) al comienzo de un método de Esperar y Densificar para ahogar el pozo. 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). ¿Qué podría hacer usted?. a. El LPM (lodo para matar) ha provocado un sobre balance en el pozo atrapando un exceso de presión. b. Fijarse si hay presión atrapada. c. Continuar bombeando, el LPM no ha llegado a la superficie, por lo tanto la PCIT (SIDPP) no indicará cero. d. Nada, debido al LPM hay un efecto de tubo en U provocando u n aumento de la Presión de Tubería de Perforación.

7. ¿Qué significa una tolerancia al amago (surgencia, kick) de 25 barriles?. a. Con base en una intensidad seleccionada de amago, un amago de gas de 25 bbls es el máximo volumen que puede desalojarse circulando sin que estalle el casing en la superficie. b. Con base en una intensidad seleccionada de amago, un amago de gas de 25 bbls es el máximo volumen con el que puede cerrarse el pozo y desalojar el amago circulando sin fracturar el punto más débil del pozo. c. Con base en una intensidad seleccionada de amago, un amago de agua salada de 25 bbls es el máximo volumen que puede desalojarse circulando sin que estalle el casing en la superficie. d. Con base en u na intensidad seleccionada de amago un amago de agua salada de 25 bbls es el máximo volumen que puede desalojarse circulando sin que estalle el casing en la superficie.

7. ¿Cómo puede reconocer el Perforador si se está bombeando un lodo con menor densidad por la sarta de perforación (barras de sondeo)?. a. Reducción del Peso al Gancho (Hook Load). b. Aumento gradual de la presión de la bomba mientras el lodo se está bombeando por la sarta de perforación. c. Aumento de caudal en el canal de salida (línea de flote, flow line) durante una conexión debido al efecto del tubo en U. d. Disminución gradual de la presión de la bomba mientras el lodo se está bombeando por la sarta de perforación.

7. ¿Qué pasará con la presión hidrostática de una columna de cemento cuando éste fragua (se endurece)?. a. La presión hidrostática se mantiene Igual. b. La presión hidrostática disminuye. c. La presión hidrostática aumenta.

Usted está listo para sacar tubería (barras) "seca" del pozo y monitorear el viaje. ¿Cuánto lodo deberá agregarse al pozo?. Un volumen de lodo que reemplace el desplazamiento de la tubería removida con el fondo cerrado. Un volumen de lodo que reemplace la capacidad de la tubería (barras) removidas. Un volumen de lodo que reemplace el volumen de metal extraído. Un volumen de lodo que reemplace el volumen de pozo abierto de una longitud igual de tubería.

7. 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?. a. Una fuga en el sistema. b. Falla en el circuito eléctrico de la luz de cerrado. c. La presión de aire es demasiado baja. d. La línea de cierre está bloqueada.

7. ¿Qué práctica conviene aplicar si hay un aumen.to significativo del gas de conexión?. Agregar viscosificantes para aumentar el esfuerzo de geles. Considerar una reducción de la densidad de lodo. Considerar un aumento de la densidad del lodo. Continuar perforando con velocidad de penetración reducida.

7. ¿Qué puede provocar un tamaño más grande de amago (surgencia, kick) y una mayor Presión de Cierre de Interior de Casing (SIGP)?. a. La porosidad de la formación. b. La permeabilidad de la formación. c. Resistencia de la formación. d. Balonamiento (ballooning).

¿Porque es importante ver si hay flujo después de un cambio en la velocidad de penetración (drilling break)?. a. La permeabilidad o la presión de la formación pueden haber aumentado. b. Un cambio en la velocidad de penetración es el indicador principal de que usted tiene un amago (surgencia, kick). c. El geólogo podría querer tomar muestras. d. Para volver a amartillar (recargar) los percusores (martillos) de perforación (drilling jars).

9. ¿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). a. En los pozos horizontales, el influjo no puede migrar. b. La densidad del lodo y del fluido de formación son iguales cuando se perforan pozos horizontales. c. La altura vertical del influjo cuando está en la sección horizontal tiene poco efecto sobre la presión hidrostática. d. El volumen dentro de la sarta es el mismo que el volumen en el Espacio Anular.

9. Si bombeamos una píldora liviana de 25 bbls de lodo por la sarta de tubería (sondeo) seguido por el lodo con densidad original, ¿Qué pasará con la presión al fondo del pozo cuando la píldora esté en la tubería (el sondeo) de perforación?. a. Quedará igual. b. Disminuya. c. Aumente.

Durante el procedimiento del Método de Esperar y Densificar, ¿cómo puede controlarse la presión al fondo del pozo una vez que el LPM (lodo para matar, KWM) está en el espacio anular?. a. Manteniendo constante la presión del casing. b. Siguiendo un programa de presiones del casing. c. Mantener la presión de tubería (barras) constante a la Presión Final ele Circulación (PFC). d. Mantener el sistema barril que entra barril que sale.

11. Si se cierra el pozo por un amago (surgencia, kick) y la presión a velocidad reducida de bombeo no se conoce. ¿Qué procedimiento debería usar usted para obtener la presión inicial de circulación (PIC, ICP) correcta?. a. Seguir el procedimiento de arranque correcto Leer la presión en el manómetro de tubería de perforación (barras de sondeo), restando cualquier presión sobre balance o de margen de seguridad. Ésta es la PIC (presión inicial de circulación, ICP). b. Llamar al Mud Logger (técnico de registros geológicos) y solicitar el mejor cálculo posible de la Presión Inicial de Circulación. c. Usar la PCIT (SIDPP) como presión de circulación. d. Revise los registros y seleccione la presión a velocidad reducida de la bomba que tomó con el último ensamble de fondo (EDF, BHA) en el pozo y más cercano a la profundidad donde tuvo lugar el amago (surgencia, kick). Agregue 100 psi como margen de seguridad.

12. En un taladro con preventores de superficie, ¿Qué presión se mantiene constante mientras la velocidad de bombeo se aumenta hasta la velocidad de ahogo (kill rate)?. a. Presión de fractura. b. La presión de la tubería (barras de sondeo). c. La Presión final de Circulación. d. Presión interna del casing (revestidor).

12. Usted ha bombeado Lodo para Matar (LPM, KWM) a la broca (trepano) al comienzo de un método de Esperar y Densificar para ahogar el pozo. 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). ¿Qué podría hacer usted?. a. Nada; debido al LPM hay un efecto de tubo en U provocando un aumento de la Presión de Tubería de Perforación. b. Fijarse si hay presión atrapada. c. El LPM (lodo para matar) ha provocado un sobre balance en el pozo, atrapando un exceso de presión. d. Continuar bombeando, el LPM no ha llegado a la superficie por lo tanto la PCIT (SIDPP) no indica cero.

13. ¿Qué se debería hacerse si las pérdidas totales ocurrieron mientras se perforaba con un lodo a base de agua?. a. Bombear inmediatamente material obturante (LCM). b. Perforar a ciegas. c. Parar la perforación, cerrar el pozo, y ver qué pasa. d. Parar la perforación, llenar el pozo desde arriba con agua, y monitorear.

13. ¿Cuál de las siguientes oraciones es verdad para el inicio del ahogo de un pozo?. a. Después de bombear el volumen de la línea de superficie hasta la Kelly o impulsor superior (Top Drive) poner el contador de emboladas (strokes) en cero y seguir el plan de ahogo. b. 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). c. Abrir totalmente el estrangulador (choke), aumentar la velocidad de la bomba hasta la velocidad reducida de ahogo, luego ajustar el estrangulador para obtener la presión inicial de circulación. d. El volumen de la línea de superficie (bomba a piso de perforación) no tiene que incluirse en el plan de ahogo (Kill plan).

13. ¿Dónde ocurre la mayor parte de la expansión con un amago (surgencia, kick) de gas?. a. Cerca del tope del pozo. b. En el fondo del pozo. c. En pozo abierto. d. Justo inmediatamente de haber pasado por el zapato del casing.

14. ¿Qué pasara con la presión hidrostática de una columna de cemento cuando este fragua (se endurece)?. a. La presión hidrostática disminuye. b. La presión hidrostática aumenta. c. La presión hidrostática se mantiene igual.

14. Si los desplazamientos calculados para el viaje no se cumplen cuando se saca tubería del pozo ¿Qué debería usted hacer?. a. Bombear una píldora pesada y volver al fondo. b. Notificar al supervisor, prepararse para bajar de vuelta al fondo y circular fondo a superficie. c. Vaciar al tanque de viajes (maniobras) para corregir el desplazamiento del fluido. d. Revisar sus datos de viaje del pozo anterior y si hay solo unos pocos barriles de diferencia continúe sacando.

14. Después de sacar 33 paradas (tiros, stands) el pozo comienza a fluir y se cierra. Suponer que el influjo está en el fondo del pozo y que no hay migración de gas. ¿Qué pasara con la presión al fondo del pozo si se purga demasiado lodo mientras se desliza (stripping) de vuelta al fondo con preventor cerrado?. a. Quedará igual. b. Aumenta. Disminuye.

15. balonamiento (balloning) ocurre cuando, mientras se circula, la presión del fondo del pozo se acerca a la presión de fractura de la formación. ¿Qué provoca este incremento en la presión al fondo del pozo?. a. Baja permeabilidad y porosidad de la formación. b. Fricción anular mientras se circula. c. Incumplimiento en llenar el pozo cuando se saca tubería (barras de sondeo). d. Presión anormal de la formación.

15. ¿Cómo puede la agitación del lodo en los tanques (piletas) evitar una disminución de la presión al fondo del pozo (BHP)?. a. La agitación del lodo aumenta el filtrado en el pozo. b. La agitación hace que los aditivos viscosificantes del lodo se precipiten y se reduce el esfuerzo de geles. c. La agitación del lodo hace que la barita se precipite. d. La agitación del lodo evita la precipitación de la barita (baritina).

15. ¿Cuáles son los pasos básicos del método de Esperar y Densificar?. a. 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. b. Hacer circular el fluido con densidad para matar desde la superficie hasta la superficie siguiendo un programa de presión de tubería de perforación (barras de sondeo). c. 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. d. 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.

17. ¿Qué equipo es específico de una operación de cierre con casing?. a. Un conector tipo dardos (dart sub). b. Un adaptador adecuado (Swage, forja). c. Válvula preventora interna (IBOP). d. Válvula de seguridad de apertura plena (FOSV).