4 WORKOVER-EQUIPO DE SUBSUPERFICIE

Cual es la funcion de una valvula de seguridad subsuperficial?

• Cerrar el pozo si el packer tiene fugas

• Parar el flujo durante una emergencia

• Retirar el arbol de produccion

• Controlar los caudales de produccion

• Cerrar el pozo para remover el lubricador de wireline

Que equipo se usa para circular el espacio anular entre tuberia y casing sin sacar el packer  o el niple de sellado del packer ?

• Packer flexible

• Camisa (manga) deslizable

• Mandril de gas lift

• Niple selectivo (No- Go)

• Ninguno de los anteriores

Por que se consideraria realizar una prueba negativa de presion en el packer?

• No se hacen pruebas de presion en los packers

• Es mas rapido y facil

• Las pruebas negativas de integridad ya no se realizan

• La prueba se hace en la direccion del flujo

Al bajar una Valvula de Seguridad Subsuperficial Controlada desde superficie (SCSSV) al pozo , se pierde presion en la linea de control. Que ocurrira en superficie?

• Ganancia adicional de fluido en superficie debido a que el mecanismo a prueba de fallas de la SCSSV se cerro

• La SCSSV se cerrara

• Ninguna indicacion

• Ganancia adicional del fluido en superficie debido a que el mecanismo a prueba de fallas de la SCSSV esta abierta

Cual es el proposito  de un tapon puente   ( bridge plug) ?

• Permite que se hagan conexiones mas seguras

• Es un respaldo a los preventores

• Bloquea la valvula maestra superior del arbol de produccion

• Se baja y asienta, se usa para aislamiento del pozo

• Se baja  para circular el pozo

Se ha liberado un packer recuperable y el nivel de lodo en el pozo es estable. Que problema de  control de pozo se debe prestar atencion cuando se saca del pozo el packer?

• Succion tipo piston ascendente (suabeo)

• Perdida de circulacion

• Aumento de presion de fondo por efecto de piston descendente

• Estallido del casing

• Colapso del casing

En operaciones de completacion y workover , cual es el minimo numero recomendado  de barrera

• Uno

• Dos

• Tres

• Cuatro

• No se requieren barreras

Una perdida  de 15 bbl/hr  se ha registrado y no se tiene tubing en el pozo . Si el personal   no llena el pozo durante  5 horas ,Cual es la reduccion en presion de fondo despues de 5 horas?

Casing:OD = 9 5/8"

               ID = 8.755"

Densidad Fluido= 9.6 lpg

• 950 psi

• 503 psi

• 1455 psi

• 0 psi

• 750 psi

. 

Dispositivo de completacion  que se puede operar para proporcionar un flujo entre  el tubing de produccion y el espacio anular

• Niple de asentamiento

• Packer de Produccion

• Camisa de Circulacion

• BOP interno

Componente del cabezal del pozo que  soporta al colgador de tubing y proporciona un medio para conectar el arbol de produccion al cabezal del pozo

• Cabezal de casing

• Colgador de casing

• Cabezal de tubing

• Valvula Maestra Inferior

• Valvula Maestra Superior