temperaturas defondo

Temperaturas de fondo de
pozo obtenidas con fibra óptica

Envíe un pulso de luz a través de un filamento de fibra óptica que se baja en un pozo y
obtenga el perfil de temperatura del pozo. Hoy en día, esto constituye tanto la promesa
como la realidad de la tecnología de medición de la distribución de la temperatura en
el campo petrolero. Los usos de estos datos están posicionando la tecnologíade fibra
óptica a la vanguardia de los métodos de monitoreo y diagnóstico de la producción.

George Brown
Southampton, Inglaterra
Oilfield Review Primavera de 2009: 20, No. 4.
Copyright © 2009 Schlumberger.
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Matt Garber, Rosharon, Texas, EUA; y a Dominic
Haughton, Technical Editing Services, Chester, Inglaterra.
ACTive,THERMA y WellWatcher BriteBlue son marcas de
Schlumberger.
1. Leonardon EG: “The Economic Utility of Thermometric
Measurements in Drill Holes in Connection with Drilling
and Cementing Problems,” Geophysics 1, no. 1 (Enero
de 1936): 115–126.
2. Para ver un análisis de los sensores de fibra óptica
de fondo de pozo, instalados en forma permanente,
consulte: Al-Asimi M, Butler G, Brown G, HartogA,
Clancy T, Cosad C, Fitzgerald J, Navarro J, Gabb A,
Ingham J, Kimminau S, Smith J y Stephenson K:
“Avances en materia de vigilancia de pozos y
yacimientos,” Oilfield Review 14, no. 4 (Primavera
de 2003): 14–37.

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La temperatura desempeña un rol importante en
diversos procesos de fondo de pozo, y sus mediciones se utilizan hace mucho tiempo para monitorear el desempeño de los pozosde producción. De
hecho, desde la década de 1930, los ingenieros
han utilizado los datos de temperatura de pozos
para el cálculo de las contribuciones del flujo, la
evaluación de los perfiles de inyección de agua, el
diagnóstico de la efectividad de las operaciones
de fracturamiento, la detección de tapones de cemento detrás del revestimiento y la detección de
flujo cruzado entre zonas.1Durante muchos años,
la popularidad de esta medición muy básica fue
eclipsada en gran medida por otras mediciones
más exóticas obtenidas a través de conjuntos sofisticados de herramientas de adquisición de registros. No obstante, el desarrollo de la tecnología
de fibra óptica ayudó a que resurgiera el interés
en las mediciones de temperatura.
Si bien en el ámbito petrolero se utilizó inicialmentecomo medio de transmisión de datos y comandos, la fibra óptica ha evolucionado para
convertirse en un sensor intrínseco de fondo de
pozo. Durante la década de 1980, los investigadores de la tecnología de fibra óptica desarrollaron
una forma de medir la temperatura a lo largo de
un tramo de fibra óptica y, para comienzos de la

década de 1990, esta tecnología ya se había integrado en ciertostipos de terminaciones de pozos
de petróleo y gas.2 Sin requerir partes móviles o
componentes electrónicos de fondo de pozo, la
tecnología de medición de la distribución de la
temperatura (DTS) emplea un rayo láser y un filamento continuo de fibra óptica para recolectar
datos de la distribución espacial de la temperatura.
En lugar de efectuar un registro instantáneo
de la temperatura durante lascarreras ocasionales e infrecuentes de adquisición de registros, un
sistema DTS de fibra óptica obtiene mediciones
extremadamente sensibles de la temperatura del
pozo a intervalos de tiempo regulares y a lo largo
de cada metro [3.3 pies] de un pozo. Este proceso
de muestreo uniforme posibilita que el sistema
DTS señale la hora y la posición de los cambios de
temperatura a medida que seproducen, mejorando la comprensión de los procesos que ocurren
dentro del pozo.
Este artículo describe el funcionamiento de un
sistema de medición de la distribución de la temperatura y examina cómo el conocimiento de un
principio clave que rige el comportamiento térmico del petróleo o el gas en los pozos, ayuda a los
ingenieros a deducir qué está sucediendo en el
fondo del pozo.

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