BRPI1010437A2 - salinidade de água salgada por velocidade do som - Google Patents

Abstract

salinidade de água salgada por velocidade do som. a presente invenção refere-se a medições de temperatura e pressão que são feitas furo abaixo são usadas para predizer uma velocidade de onda de compressão para água pura sob condições de furo abaixo. a velocidade predita e uma velocidade de compressão medida de uma salmoura de formação são usadas em um método não iterativo para estimar um valor da salinidade de salmoura de formação que está entre 0 e 1.

Description

Relatório Descritivo da Patente de Invenção para "SALINIDADE DE ÁGUA SALGADA POR VELOCIDADE DO SOM".

REFERÊNCIAS CRUZADAS A PEDIDOS RELACIONADOS O presente pedido reivindica prioridade do Pedido de Patente Provisórios dos Estados Unidos Número de Série 61/261.917, depositado em 17 de novembro de 2009.

Antecedentes da Descrição 1. Campo da Descrição Esta descrição refere-se, de um modo geral, a ferramentas de perfilagem de poços de óleo e gás. Mais particularmente, a presente descrição refere-se, de um modo geral, a ferramentas e métodos para estimar a salinidade de fluidos de formação durante operações de perfuração. 2. Descrição da Técnica Relacionada O método da presente descrição é dirigido à medição da salinidade de um fluido de formação. Em particular, a salinidade de salmouras de formação é estimada a partir de medições in situ. Durante operações de perfuração, as formações ao longo do furo de poço pode produzir quantidades substanciais de água. A medição da salinidade da salmoura da formação é importante. Por exemplo, algumas das formações que estão sendo perfuradas podem ser de água fresca e outras formações podem produzir água salgada. É particularmente importante, quando água salgada é encontrada, proporcionar um meio para isolamento de água salgada, de modo que ela não se desloque para cima ou para baixo do furo de poço e invada formações de água fresca ou portadoras de petróleo. O fluido de perfuração, que é usado, comumente, no processo de perfuração, pode incluir porções substanciais de água.

Medições de salinidade podem ser usadas em uma variedade de aplicações envolvendo a avaliação da formação. Por exemplo, medições de salinidade auxiliam na delineaçâo de óleo e água e na estimativa do óleo móvel em um reservatório. A invasão de água salgada em um furo de poço de produção pode requerer a obstrução de perfurações originais e de reper-furação em uma elevação mais alta. A água salgada é mais corrosiva do que a água fresca, assim, pode haver danos ao equipamento. Métodos da técnica anterior têm usado medições de tempo de trânsito em um fluido de furo de poço junto com a suposição de que o módulo de volume está relacionado linearmente com a salinidade para estimar a salinidade do fluido do furo de poço. O método requer um método interativo envolvendo a calibração experimental de desvio nas medições de tempo de trânsito desde aquela da água pura para obter uma estimativa da salinidade. Veja, por exemplo, a patente norte-americana N° 4.754.839, para Gold e outros. Na presente descrição, medições de velocidade são invertidas não iterativamente para proporcionar uma estimativa da salinidade.

Sumário da Descrição Uma modalidade da presente descrição é um aparelho configurado para avaliar um fluido de formação. O aparelho inclui: um transportador configurado para ser transportado em um furo de poço na formação; um transdutor no transportador configurado para receber um pulso acústico em uma amostra da formação; e pelo menos um processador configurado para usar um tempo de deslocamento do pulso acústico através de uma distância conhecida e um valor predito de uma velocidade de água sob condições de furo de poço, para estivar uma salinidade do fluido de furo de poço usando um método não iterativo.

Outra modalidade da presente descrição é um método de avaliação de um fluido de formação. O método inclui: transporte de um transportador em um furo de poço; uso de um transdutor no transportador para receber um pulso acústico em uma amostra do fluido de formação; e uso de pelo menos um processador para estimar a salinidade da amostra do fluido de formação usando um método não iterativo de um tempo de deslocamento do pulso acústico através de uma distância conhecida na amostra do fluido de formação e um valor predito de uma velocidade da água sob condições de furo de poço.

Breve Descrição dos Desenhos Para uma compreensão detalhada da presente descrição, será feita referência à descrição detalhada seguinte das modalidades incluídas, tomada em conjunto com os desenhos anexos: a figura 1 mostra uma ferramenta de perfuração durante a medição para uso com a presente descrição; a figura 2A ilustra o princípio de um transdutor escalonado; a figura 2B ilustra um sinal exemptificativo com o transdutor escalonado da figura 2A; e a figura 3 é um fluxograma ilustrando o método da presente descrição.

Descrição Detalhada da Descrição A figura 1 mostra um diagrama esquemático de um sistema de perfuração 10 com uma coluna de perfuração 20, conduzindo um conjunto de perfuração 90 (também referido como conjunto de fundo do poço, ou "BHA") conduzido em um "furo de poço revestido" ou "furo de poço não revestido" 26 para perfuração do furo de poço revestido. O sistema de perfuração 10 inclui uma torre de perfuração convencional 11 erigida em um piso 12, que suporta uma mesa rotativa 14, que é girada por uma força motriz primária, tal como um motor elétrico (não mostrado) em uma velocidade ro-tacionai desejada. A coluna de perfuração 20 inclui um tubo, tal como um tubo de perfuração 22 ou uma tubulação espiralada que se estende para baixo a partir da superfície no furo de poço não revestido 26. A coluna de perfuração 20 é empurrada no furo de poço 26, quando um tubo de perfuração 22 for usado como tubulação, Para aplicações em tubulação espiralada, um injetor de tubos de produção, tal como um injeto (não mostrado), porém, é usado para mover a tubulação de uma fonte, tal como um carretei (não mostrado) até o furo de poço 26. A broca de perfuração 50, presa à extremidade da coluna de perfuração 20 rompe as formações geológicas, quando é girada para perfurar o furo de poço 26. Se um tubo de perfuração 22 for usado, a coluna de perfuração 20 é acoplada a um guincho principal 30 via uma junta de Kelly 21, um destorcedor 28 e a linha 29 através de uma polia 23. Durante operações de perfuração, o guincho principal 30 é operado para controlar o peso sobre a broca, o que ê um parâmetro importante que afeta a taxa de penetração. A operação do guincho principal 30 é bem conhecida na técnica e, assim, não é descrita aqui em detalhes.

Durante as operações de perfuração, um fluido de perfuração adequando 31 de uma cova de lama (fonte) 32 é circulado sob pressão através de um canal na coluna de perfuração 20 por uma bomba de lama 34 na coluna de perfuração 20 via um amortecedor de surgência (não mostrado), linha de fluido 38 e junta de Kelly 21. O fluido de perfuração 31 é descarregado no fundo de furo de poço 51 através de uma abertura na broca de perfuração 50. O fluido de perfuração 31 circula furo acima através do espaço anular 27 entre a coluna de perfuração 20 e o furo de poço 26 e retorna para a cova de lama 32 via uma linha de retorno 35 O fluido de perfuração atua para lubrificar a broca de perfuração 50 e conduzir cortes ou aparas de furo de poço para longe da broca de perfuração 50. Um sensor Si colocado, tipicamente, na linha 38 proporciona informação a cerca da taxa de fluxo de fluído. Um sensor de torque de superfície S2 e um sensor S3 associado com a coluna de perfuração 20, respectivamente, proporcionam informação a cerca do torque e da velocidade rotacionai da coluna de perfuração. Adicionalmente, um sensor (não mostrado) associado com a linha 29 é usado para proporciona a carga de gancho da coluna de perfuração 20.

Em uma modalidade da presente descrição, a broca de perfuração 50 é girada apenas girando o tubo de perfuração 22. Em outra modalidade da presente descrição, um motor de furo abaixo 55 (motor de lama) é disposto no conjunto de perfuração 90 para girar a broca de perfuração 50 e o tubo de perfuração 22 é girado, usualmente, para suplementar a energia rotacionai, se requerido, e efetuar mudanças na direção de perfuração.

Em uma modalidade exemplificativa da figura 1, o motor de lama 55 é acoplado à broca de perfuração 50 via um eixo de transmissão (não mostrado) disposto em um conjunto de mancai 57. O motor de lama gira a broca de perfuração 50, quando o fluido de perfuração 31 passa através do motor de lama 55 sob pressão. O conjunto de mancai 57 suporta as forças radiais e axiais da broca de perfuração. Um estabilizador 58 acoplado ao conjunto de mancai 57 atua como um centralizador para a porção inferior do conjunto de motor de lama.

Em uma modalidade da presente descrição, um módulo de sensor de perfuração 59 é colocado perto da broca de perfuração 50. O módulo de sensor de perfuração 59 pode conter sensores, circuito e software de processamento e algoritmos referentes aos parâmetros dinâmicos de perfuração. Esses parâmetros, tipicamente, incluem salto da broca, penetração -deslizamento do conjunto de perfuração, rotação para trás, torque, choques, furo de poço e pressão anular, medições de aceleração e outras medições da condição da broca de perfuração. Um subendereçamento de telemetría ou de comunicação adequado 72, usando, por exemplo, telemetria bidirecio-nal, também é proporcionado, conforme ilustrado no conjunto de perfuração 90, O módulo de sensor de perfuração processa a informação do sensor e transmite a mesma para a unidade de controle de superfície 40 via o sistema de telemetria 72. O subendereçamento de comunicação 72, uma unidade de força 78 e uma ferramenta de MWD 79 são todos conectados em tandem com a coluna de perfuração 20. Subendereçamentos de flexão, por exemplo, são usados na conexão da ferramenta de MWD 79 no conjunto de perfuração 90. Esses subendereçamentos e ferramentas formam a coluna de perfuração 20 do fundo do poço entre a coluna de perfuração 20 e a broca de perfuração 50. O conjunto de perfuração 90 faz várias medições, incluindo as medições de ressonância magnética nuclear pulsada, enquanto o furo de poço 26 está sendo perfurado. O sub de comunicação 72 obtém os sinais e medições e transfere os sinais, usando telemetria bidirecional, por exemplo, para serem processados na superfície. De modo alternativo, os sinais podem ser processados usando um processador de furo abaixo no conjunto de perfuração 90. A unidade de controle de superfície ou processador 40 também recebe sinais de outros sensores de furo abaixo e dispositivos e sinais dos sensores St - S3 e outros sensores usados no sistema 10 e processa esses sinais de acordo com as instruções programadas proporcionadas para a unidade de controle de superfície 40. A unidade de controle de superfície 40 mostra parâmetros de perfuração desejados e outra informação sobre um expositor/ monitor 42, utilizado por um operador para controlar as operações de perfuração. A unidade de controle de superfície 40, tipicamente, inclui um computador ou um sistema de processamento baseado em microprocessador, memória para armazenamento de programas ou modelos e dados, um gravador para registrar dados e outros periféricos. A unidade de controle 40 é adaptada, tipicamente, para ativar alarmes 44, quando certas condições de operação inseguras ou indesejáveis ocorrem.

Uma nova característica do sistema ilustrado na figura 1 é que o processador de superfície 40 e/ou um processador de furo abaixo (não mostrado) são configurados para usar medições proporcionadas por vários sensores de furo abaixo para estimar, em tempo real, a salinidade do fluido de furo de poço.

Uma medição que é usada na presente descrição é uma medição de uma velocidade de onda de compressão do fluido de formação. DiFoggio (patente norte-americana N° 7.614.302, tendo o mesmo cessionário que a presente descrição e cujos conteúdos são aqui incorporados através de referência) divulga uma disposição para medição de velocidades de fluido em uma câmara de amostra em um BHA ou conjunto de cabo elétrico de perfilagem. Para aplicações de MWD, o fluído de formação pode ser recuperado em uma câmara de amostra usando, por exemplo, um dispositivo de amostragem divulgado na patente norte-americana N° 6.871.713, de Meister e outros tendo o mesmo cessionário que a presente descrição e cujos conteúdos são aqui incorporados através de referência.

Um conjunto de sensor acústico 200, usado para medir a velocidade de fluido na câmara de amostra, é mostrado em mais detalhes na figura 2A. O conjunto de sensor acústico 200 compreende um transdutor 201 e um refletor escalonado 203. O refletor escalonado 203 inclui uma porção projetante 205 e uma porção rebaixada 207 que é uma distância "d" mais distante de um transmissor do que é a porção projetante 207. Neste exemplo, o transdutor 201 pode servir como transmissor e receptor, porém, em algumas modalidades, o papel de transmissor pode ser realizado por um outro dispositivo que não o transdutor 201. O transmissor gera um pulso acústico representado por 209, O refletor escalonado 203 produz um sinal tendo duas chegadas O sinal refletido, recebido pelo transdutor 201, é mostrado na figura 2B, A primeira achegada 251 é um resultado da reflexão do pulso 209 na porção projetante 205 do refletor. A segunda chegada 253 é um resultado da reflexão do pulso acústico 209 na porção rebaixada 207 do refletor. A profundidade da reentrância d e a diferença de tempo entre as duas chegadas ΔΤ dá a velocidade do pulso acústico no fluido de furo de poço Existem ensinamentos da técnica anterior de uso de medições de tempo de deslocamento através de duas distâncias diferentes para estimar a velocidade do fluido. Esses sofrem da desvantagem de que pulsos de duas fontes diferentes estão envolvidos, de dois transdutores diferentes ou do mesmo transdutor em dois tempos diferentes. Os pulsos de duas fontes diferentes, inevitavelmente, têm formas de onda um pouco diferentes, de modo que a estimativa de uma diferença dos tempos de deslocamento para precisão extremamente alta é limitada pelas diferenças entres aquelas formas de onda de duas fontes. Isso é particularmente verdadeiro quando os pulsos acústicos são transmitidos através de um meio atenuativo e dispersivo, tal como um fluido de furo de poço. Com o presente transdutor, o problema da variabilidade da forma de onda de fonte é eliminado porque as chegadas nos dois tempos diferentes, que estão sendo comparados, são ambas ecos do mesmo pulso acústico gerado. Há diversas maneiras de estimar a diferença de tempo de deslocamento At.

Em uma modalidade da presente descrição, uma autocorrelação do sinal recebido pode ser realizada e um valor de pico da autocorrelação dá o tempo de deslocamento. Alternativamente, uma correlação cruzada de duas janelas diferentes do sinal recebido pode ser usada, as duas janelas diferentes sendo selecionadas com base em um tempo de chegada esperado para o pulso acústico, a fim de evitar desalinhamento espúrio. O espaçamento dos canais de tempo para coleta do sinal recebido pode afetar a reso- lução do tempo de deslocamento Resolução de subcanal pode ser obtida através de interpolação, a posição de pico entre canais de tempo outras técnicas conhecidas por aqueles habilitados no campo. A base conceituai para a resolução de subcanal é ajustar um polinômio à função de autocorrelação nas proximidades do pico e, então, encontrar o cruzamento zero (a raiz) da primeira derivada daquele polinômio, que é a posição de pico interpolada. Como os canais de tempo foram uniformemente espaçados, uma método de Savitzky Golay pode ser usado para computar a primeira derivada, f, do po-linõmio de ajuste em duas etapas de tempo (uma exatamente à esquerda e outra exatamente à direita do pico) e, então, realizar a interpolação linear da primeira derivada para obter seu cruzamento zero, que é a posição de pico interpolada, xP. Isto é, f(xL)/ [-f (xR)j = dL/dRl onde dL=xP - xL e dR = xR - xP e cfL + dR = xR - xL. Naturalmente, a descoberta da raiz iterativa ou interpolação quadrática também podería ter sido usada para encontrar xP. O uso desses métodos de correlação e interpolação de subcanal, a estrutura de transdutor da figura 2A pode proporcionar medições de velocidade em água com uma precisão de pelo menos 25 partes por milhão (ppm). A estimativa do tempo de deslocamento também pode ser obtida usando métodos de deconvolução. Em uma modalidade da presente descrição, uma deconvolução de Wiener da segunda chegada do sinal recebido pode ser realizada, usando, como uma onda pequena de referência, a primeira chegada. Veja Honvarvar e outros. (2008). Aqui é divulgado o uso de uma técnica de deconvolução dependente de ângulo em que a pequena onda de referência usada para processamento de cada parte do sinal é diferente das pequenas ondas usadas para outras partes.

Em outra modalidade da presente descrição, um tempo de deslocamento é medido para a reflexão da porção projetante do refletor. Isso pode ser feito, se a reflexão da porção rebaixada for, fraca demais ou a detecção da reflexão da porção rebaixada for, de outro modo, difícil de detectar. Nesse caso, a distância entre o transmissor e a porção projetante do refletor pode ser usada. Uma reflexão única também pode ser usada com o conjunto de transdutor que tem um refletor plano. Nessas situações, a esti- rnativa do tempo de deslocamento pode ser aperfeiçoada usando o método divulgado em DiFoggio. Especificamente, os dados brutos da amplitude podem ser primeiro processados pela aplicação de um filtro digital de passagem de faixa para rejeitar quaisquer frequências que não estejam perto da frequência da fonte acústica. Por exemplo, para uma fonte acústica de 10 MHz e uma frequência de amostragem de 40 MHz, poder-se-ia aplicar um filtro digital de passagem de faixa de 9 - 11 MHz. Em seguida, pode-se computar o quadrado da amplitude em cada tempo de amostragem, que corresponde à energia recebida naquele momento. Então, pode-se gerar uma soma cumulativa de quadrados (CSS) dessas amplitudes, que é a soma cumulativa de energia recebida até aquele momento. A filtragem digital de passagem de faixa e a soma cumulativa de quadrados já ajustaram os dados brutos e removeram algum ruído. A soma cumulativa filtrada de dados de quadrados pode ser ainda ajustada (as primeira e segunda derivadas da CSS obtidas), usando o método de Savitzky-Golay (Savitzky e Golay, Analytical Chemistry, Vol. 36, No. 8, Julho de 1964). A primeira deriva de CCS gera uma série de picos que se apresentam Gaussianos. A segunda derivada da CCS são as primeiras derivadas dos picos Gaussianos, cujos cruzamentos zero (raízes) representam as posições de pico interpoladas. O ajuste dos dados e a utilização do método de Savitzky-Golay podem reduzir o ruído do sinal desejado. O presente método pode usar, além das medições de velocidade (ou tempo de trânsito) no fluido de furo de poço, medições de pressão e temperatura. Dispositivos para medir a temperatura e a pressão do fluído de furo de poço serão conhecidos por aqueles versados na técnica e não são aqui discutidos, exceto para dizer que eles podem ser posicionados próximo ao conjunto de transdutor acústico 203. A presente descrição pode usar, mas não está limitada a tais duas relações empíricas. A primeira é para a velocidade de compressão de água como uma função da temperatura e da densidade de Batzle (1992); onde Vwater é a velocidade do som em água pura (salinidade de 0 ppm) em unidades de metros por segundo, T é temperatura em graus Celsius, P é a pressão em MegaPascal e Wy são fatores de ponderação empíricos. A Equação (1) é um pofinômio de quarta ordem em temperatura e um polinômío de terceira ordem em pressão, dada por Wilson (1959). As constantes derivadas por Wilson e reproduzidas em Batzle são dadas na Tabela 1. TABELA t; Coeficientes oara comoutacão de DroDriedades da áaua A segunda relação dada por Batzle é: onde Vb é a velocidade de onda de compressão para uma salmoura tendo uma salinidade S Hã um erro tipográfico bem conhecido em Batzle em que o último termo em S2 ê mostrado como tendo um coeficiente de -820 em lugar do valor correto de -1820, que é mostrado aqui. À primeira vista, parecerá que as equações (1) e (2) podem ser resolvidas usando métodos iterativos para estimar uma salinidade de salmoura, S, para uma dada medição de Vb em uma temperatura T e pressão P. Contudo, aqueles versados na técnica reconhecerão que uma equação, tal como a equação (2) tem múltiplas soluções e métodos de gradiente iterativos podem não convergir para a solução correta.

Uma nova característica da presente descrição é o reconhecimento de que a equação (2) é de uma solução analítica Fazendo a substi- tuição , a equação (2) se toma: A Equação (3) é a equação quártica em x que pode ser resolvida por métodos padronizados para dar quatro soluções para x. As raízes negativas, imaginárias ou fora de faixa (salinidade menor do que zero ou maior do que 100%) são, então, ignoradas e a raiz restante, real, na faixa é a solução. Desse modo, há uma solução única, tendo um valor S de modo que o<s<i, que é obtido não iterativamente. A figura 3 é um fluxograma esboçando um método exemplificati-vo 300. Nas etapas 301 e 303, medições de temperatura e pressão do fluido de furo de poço, respectivamente, podem ser obtidas usando sensores conhecidos da técnica anterior. Na etapa 307, para aplicações de MWD, um processador de furo abaixo pode ser usado para implementar a equação (1) para dar um valor predito Vwater. De modo alternativo, medições de temperatura e pressão podem ser telemedidas furo acima e um processador de superfície usado para predizer Vwater. Na etapa 305, uma medição pode ser feita da velocidade de fluido de furo de poço Vbr. Isso pode ser feito usando o aparelho descrito acima, embora não deva ser construído como uma limitada. Uma medição de Vbr pode ser feita por qualquer dispositivo adequado.

Na etapa 309, o processador de furo abaixo (ou de superfície), então, usa Vwater predito e o Vbr medido para resolver para uma estimativa em faixa de salinidade S. Conforme observado acima, há uma solução única em faixa. A saturação estimada pode, então, ser usada para avaliação de reservatório e desenvolvimento, conforme descrito nos Antecedentes.

Embora a presente descrição discuta aplicações exemplificativas de MWD, não é pretendido que seja uma limitação. Os métodos descritos acima podem ser usados com um sensor acústico que mede velocidades de fluido no interior de uma camada de amostra em uma ferramenta de perfila-gem furo abaixo conduzida em um cabo elétrico de perfilagem Para os fins da presente descrição, BHA e um instrumento transportado em um cabo elé- trico de perfilagem podem ser referidos como um conjunto de furo abaixo. O processamento dos dados pode ser realizado por um processador de furo abaixo. De modo alternativo, medições podem ser armazenadas em um dispositivo de memória adequado e processadas com recuperação do dispositivo de memória para análise detalhada. Implícito no controle e no processamento dos dados está o uso de um programa de computador em um meio legível em máquina adequado que permite que o processador realize o controle e o processamento. O meio legível em máquina pode incluir ROMs, EPROMs, EAROMs, Memórias Flash e Discos Ópticos. Todos esses meios têm a capacidade de armazenamento dos dados adquiridos pela ferramenta de perfilagem e de armazenamento das instruções para processamento dos dados. Como será evidente para aqueles versados na técnica que devido à quantidade de dados que estão sendo adquiridos e processador, é impossível fazer o processamento e a análise sem o uso de um processador eletrônico ou computador.

Embora a descrição precedente seja dirigida às modalidades específicas da descrição, várias modificações serão evidentes para aqueles habilitados na técnica. É pretendido que todas essas variações estejam dentro do escopo das reivindicações anexas para serem envolvidas pela descrição precedente.

REIVINDICAÇÕES

Claims (16)

1. Aparelho configurado para avaliar um fluido de formação, o aparelho compreendendo: um transportador configurado para ser transportado em um furo de poço na formação; um transdutor no transportador configurado para receber um pulso acústico em uma amostra do fluido de formação; e pelo menos um processador configurado para usar: (I) um tempo de deslocamento do pulso acústico através de uma distância conhecida; e (II) um valor predito de uma velocidade de água sob condições de furo de poço, para estimar uma salinidade do fluido de furo de poço u-sando um método não iterativo,

2. Aparelho, de acordo com a reivindicação 1, em que a amostra do fluido de formação está em uma câmara de amostra.

3. Aparelho, de acordo com a reivindicação 1, em que o pelo menos um processador é ainda configurado para pelo menos um de: (i) avaliação de reservatório e (ii) desenvolvimento de reservatório.

4. Aparelho, de acordo com a reivindicação 1, em que o transdutor é parte de um conjunto de transdutor ainda compreendendo um primeiro refletor e um segundo refletor e em que a distância conhecida ainda compreende uma distância entre o primeiro refletor e o segundo refletor.

5. Aparelho, de acordo com a reivindicação 1, ainda compreendendo um sensor de temperatura e um sensor de pressão e em que o pelo menos um processador é ainda configurado para obter o valor predito como uma função poíinomía! de uma saída do sensor de pressão e uma saída do sensor de temperatura.

6. Aparelho, de acordo com a reivindicação 1, em que o pelo menos um processador é ainda configurado para estimar não iteratívamente a salinidade do fluido de furo de poço resolvendo uma equação quártica.

7. Aparelho, de acordo com a reivindicação 1, em que o transportador é parte de um conjunto de furo abaixo selecionado de: (i) um con- junto de fundo de poço transportado em uma tubulação de perfuração; e (ii) um instrumento de perfilagem transportado em um cabo elétrico de perfila-gem.

8. Aparelho, de acordo com a reivindicação 1, em que o transdu-tor é configurado para transmitir o pulso acústico.

9. Método de avaliação de um fluido de formação, o método compreendendo; transporte de um transportador m um furo de poço; uso de um transdutor no transportador para receber um pulso acústico em uma amostra do fluido de formação; e uso de pelo menos um processador para estimar uma salinidade da amostra do fluido de formação usando um método não iterativo de um tempo de deslocamento do pulso acústico através de uma distância conhecida na amostra do fluido de formação e um valor predito de uma velocidade de água sob condições de furo de poço.

10. Método, de acordo com a reivindicação 9, em que a amostra da fluido de formação está em uma câmara de amostra.

11. Método, de acordo com a reivindicação 9, ainda usando o pelo menos um processador para pelo menos um de; (i) avaliação de reservatório e (ii) desenvolvimento de reservatório.

12. Método, de acordo com a reivindicação 9, em que o transdutor é parte de um conjunto de transdutor ainda incluindo um primeiro refletor e um segundo refletor e em que o uso de tempo de deslocamento do pulso acústico através da distância conhecida ainda compreende o uso de uma distância entre o primeiro refletor e o segundo refletor.

13. Método, de acordo com a reivindicação 9, ainda obtendo o valor predito como uma função polinomial de uma saída de um sensor de pressão e uma saída de um sensor de temperatura.

14. Método, de acordo com a reivindicação 9, ainda compreendendo a estimativa não iterativamente da salinidade do fluido de furo de poço resolvendo uma equação quártica.

15. Método, de acordo com a reivindicação 9, ainda compreen- dendo o uso, para o transportador, de um de: (i) um conjunto de fundo de poço transportado em uma tubulação de perfuração ; e fii) um instrumento de perfííagem transportado em um cabo elétrico de perfilagem.

16. Método, de acordo com a reivindicação 9, ainda compreendendo a geração do pulso acústico