Análisis / Tecnología

Sensado distribuido de temperatura (DTS) en pozos petroleros: lo que de verdad baja al pozo

12 de noviembre de 2026 · Por Diego Cordova, Presidente

Cómo funciona el DTS de fibra óptica en el fondo del pozo, por qué los pozos SAGD necesitan fibra resistente al hidrógeno y qué revisar en el cable antes de bajarlo. Guía de campo.

Sensado distribuido de temperatura (DTS) en pozos petroleros: lo que de verdad baja al pozo

Un sistema DTS convierte una sola fibra óptica en miles de termómetros. Se sujeta a la tubería de producción o se cementa detrás del revestidor, y se obtiene un perfil continuo de temperatura de todo el pozo, metro a metro, sin un solo componente electrónico en el fondo. En los pozos SAGD de Alberta se volvió una herramienta estándar para ver hacia dónde va el vapor. El interrogador en superficie se lleva casi toda la atención. Lo que decide si todavía hay datos en el tercer año es el cable.

Esta guía explica cómo funciona el DTS, dónde se paga solo y qué revisar en el cable de fibra óptica de fondo antes de bajarlo al pozo.

Cómo funciona el DTS, en un párrafo

Un pulso de láser viaja por la fibra. Una fracción mínima de la luz se dispersa de vuelta en cada punto del recorrido. Una parte de esa retrodispersión, la banda Raman anti Stokes, cambia de intensidad con la temperatura, mientras que la banda Stokes casi no cambia. El interrogador compara las dos para calcular la temperatura, y usa el tiempo de viaje de la luz para saber de qué punto de la fibra viene cada lectura. El DTSX200 de Yokogawa, por ejemplo, resuelve la posición a 1 m, así que una fibra de 6 km da 6,000 puntos de medición. (Informe técnico de Yokogawa)

El compromiso que hay que tener presente: la resolución de temperatura depende del largo de la fibra y del tiempo de promediado. El mismo informe indica 0.7 °C para 6 km de fibra y una medición de 10 minutos. Una fibra más corta o un promediado más largo dan una resolución más fina.

DTS frente a DAS

	DTS	DAS
Mide	Temperatura	Señales acústicas y de vibración
Física	Retrodispersión Raman	Retrodispersión Rayleigh
Fibra típica	Multimodo	Monomodo
Uso típico	Conformidad del vapor, perfil de aporte, detección de fugas y flujo cruzado	Ruido de flujo, detección de arena, monitoreo de fracturas y sísmica

El DTS ha trabajado tradicionalmente sobre fibra multimodo (World Oil). Muchas instalaciones nuevas llevan los dos tipos de fibra en el mismo tubo, de modo que un solo cable sirve hoy para DTS y mañana para DAS. Si hay alguna posibilidad de que vaya a querer datos acústicos, pida las dos fibras desde el primer día. Agregar una fibra después significa sacar la completación.

Dónde se paga solo el DTS

SAGD e inyección continua de vapor: ver qué tramos de la sección horizontal toman vapor y cuáles no, y balancear el subenfriamiento (subcool) entre inyector y productor. SLB documenta un pozo SAGD en Canadá, de 1,200 m con una sección horizontal de 600 m a unos 200 °C, donde el DTS continuo le permitió al operador balancear el subenfriamiento, alargar la vida del pozo y mejorar el recobro. (Caso de estudio de SLB)
Perfiles de aporte y de inyección: las anomalías de temperatura muestran por dónde entra o sale el fluido del hoyo.
Integridad del pozo: las fugas detrás del revestidor y el flujo cruzado aparecen como cambios locales de temperatura.
Levantamiento artificial: la temperatura en la succión de la bomba y a lo largo de la tubería ayuda a diagnosticar el comportamiento del BES y del BCP, junto con un sensor permanente de fondo.

El cable: lo que baja al pozo

La construcción estándar es FIMT (fibra en tubo metálico), muchas veces encapsulada igual que el TEC:

Fibras dentro de un tubo metálico sellado, normalmente de 1/4 in (6.35 mm) de diámetro externo.
Material del tubo: acero inoxidable 316L para la mayoría de los pozos; Incoloy 825 para condiciones más corrosivas.
Encapsulado: redondo de 11 mm o cuadrado de 11 x 11 mm, en polipropileno, nylon, Santoprene o fluoropolímeros (PVDF, ETFE, ECTFE, FEP) según la temperatura y los fluidos.
Clasificación de temperatura: comúnmente clases de 85 °C, 150 °C y 300 °C.

(Datos de construcción: cable de fibra óptica de fondo de Fibercore.)

Si ya bajó TEC para un sensor permanente de fondo, el manejo le resultará conocido: mismo tamaño de tubo, mismo encapsulado, mismas abrazaderas y la misma lógica de salida por el cabezal. La diferencia es lo que va adentro.

Cinco cosas que acaban con los datos del DTS (y cómo evitarlas)

1. Oscurecimiento por hidrógeno. El núcleo de la fibra convencional está dopado con germanio para subir el índice de refracción. En pozos calientes y con mucho hidrógeno, el hidrógeno reacciona en esos puntos de dopaje y la fibra pierde luz, lo que distorsiona el perfil de temperatura. En SAGD esta fue durante años la primera causa de que el DTS dejara de funcionar. La solución es una fibra resistente al hidrógeno, como las de núcleo de sílice pura o sin dopantes (World Oil). SLB reporta una fibra multimodo de alta temperatura probada a 300 °C y 500 psi de hidrógeno, con una pérdida igual o menor a unos 0.25 dB/km por año, frente a unos 12 dB/km por año de las fibras anteriores. Pídale a su proveedor los datos de la prueba de hidrógeno, no solo "resistente al hidrógeno" en la hoja de datos.

2. Clase de temperatura equivocada. Un cable clasificado para 150 °C en un productor SAGD es una instalación de corta vida. Ajuste el encapsulado y el recubrimiento de la fibra a la temperatura máxima del vapor, no a la promedio.

3. Daños durante la bajada. Muchas fallas de la fibra tienen un origen mecánico: un tramo aplastado en el colgador de tubería, una abrazadera faltante que dejó al cable rozar contra el revestidor, o una curva más cerrada que el radio mínimo en el carrete. Ponga abrazadera en cada junta, proteja el cable en los cuellos y respete el radio mínimo de curvatura al enrollar el carrete y en el cabezal.

4. Demasiados empalmes. Cada empalme agrega pérdida óptica y una posible vía de fuga. Pida tramos continuos a la medida del pozo, y planifique los puntos de empalme (si los hay) antes del trabajo, no en el piso del taladro.

5. Sin línea base. Haga una traza OTDR del carrete antes del trabajo y otra después de asentar la completación. Si algo falla más adelante, la línea base le dice si la fibra llegó dañada, se dañó durante la bajada o se degradó en el pozo.

Lista de verificación antes de comprar cable de fibra de fondo

Cantidad y tipo de fibras: multimodo para DTS, monomodo para DAS, o las dos.
Fibra resistente al hidrógeno, con datos de prueba.
Clase de temperatura para la temperatura máxima del pozo.
Material del tubo (316L o Incoloy 825) y espesor de pared para la presión y los fluidos.
Material y perfil del encapsulado compatibles con sus abrazaderas.
Largo continuo por carrete y radio mínimo de curvatura.
Reporte OTDR de fábrica por carrete.
Salida de cabezal y accesorios de empalme compatibles.

Preguntas frecuentes

¿Qué es el sensado distribuido de temperatura (DTS)?

Un método que usa un cable de fibra óptica como sensor continuo de temperatura. Un interrogador en superficie envía pulsos de láser y lee la retrodispersión Raman para calcular la temperatura en cada punto de la fibra, normalmente cada metro.

¿El DTS necesita energía o electrónica en el fondo del pozo?

No. La fibra es el sensor. Toda la electrónica queda en superficie, y por eso el DTS funciona en pozos de alta temperatura donde los sensores electrónicos sufren.

¿Qué fibra usa el DTS?

Tradicionalmente fibra multimodo. En pozos calientes y con mucho hidrógeno, como los de SAGD, use una fibra resistente al hidrógeno con una clasificación de temperatura por encima de la temperatura máxima del vapor.

¿Cuál es la diferencia entre DTS y DAS?

El DTS mide temperatura con la retrodispersión Raman, normalmente sobre fibra multimodo. El DAS mide señales acústicas con la retrodispersión Rayleigh sobre fibra monomodo. Un mismo cable puede llevar las dos.

¿Un cable DTS se puede instalar como un TEC?

Sí. La fibra de fondo se suministra normalmente como FIMT (fibra en tubo metálico), con el mismo tubo de 1/4 in y el mismo encapsulado de 11 mm del TEC, sujeta a la tubería de producción con abrazaderas o cementada detrás del revestidor.