Halliburton Energy Services, Inc.

États‑Unis d’Amérique

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Type PI
        Brevet 19 303
        Marque 912
Juridiction
        États-Unis 9 604
        International 8 439
        Canada 2 070
        Europe 102
Propriétaire / Filiale
[Owner] Halliburton Energy Services, Inc. 20 094
Enventure Global Technology, L.L.C. 114
Wellbore Energy Solutions, LLC 7
Date
Nouveautés (dernières 4 semaines) 71
2024 mars (MACJ) 52
2024 février 53
2024 janvier 65
2023 décembre 88
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Classe IPC
E21B 47/00 - Relevés dans les trous de forage ou dans les puits 1 414
E21B 47/12 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p.ex. pour la diagraphie pendant le forage 1 324
E21B 43/26 - Procédés pour activer la production par formation de crevasses ou de fractures 1 318
E21B 41/00 - Matériel ou accessoires non couverts par les groupes 1 301
E21B 33/12 - Packers; Bouchons 1 083
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Classe NICE
01 - Produits chimiques destinés à l'industrie, aux sciences ainsi qu'à l'agriculture 298
07 - Machines et machines-outils 231
42 - Services scientifiques, technologiques et industriels, recherche et conception 131
09 - Appareils et instruments scientifiques et électriques 123
37 - Services de construction; extraction minière; installation et réparation 106
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Statut
En Instance 1 159
Enregistré / En vigueur 19 056
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1.

LOW POWER CONSUMPTION ELECTRO-HYDRAULIC SYSTEM WITH MULTIPLE SOLENOIDS

      
Numéro d'application 18529801
Statut En instance
Date de dépôt 2023-12-05
Date de la première publication 2024-03-28
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. (USA)
Inventeur(s)
  • Minassa, Lorenzzo Breda
  • Gissler, Robert William

Abrégé

An electro-hydraulic control system for actuating a control valve includes a control module. The control module is coupled to the surface via at least one hydraulic line and two electrical power lines. The control module uses one of the hydraulic lines as a “supply” line and the other line as a “return” line if included. Each hydraulic line of the at least one hydraulic lines can be used as an “open” line or a “close” line to open or close the control valve. The control module includes two normally closed (NC) solenoid valves (SOVs) that are coupled to the electrical power lines and can be controlled from the surface to open or close. The opening or closing of the NC SOVs in cooperation with hydraulic pressure on a “supply” line of the hydraulic lines operates (i.e., closes or opens) the control valve.

Classes IPC  ?

  • E21B 34/06 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits
  • E21B 23/04 - Appareils pour déplacer, mettre en place, verrouiller, libérer ou retirer, les outils, les packers ou autres éléments dans les trous de forage mis en œuvre à l'aide de moyens fluides, p.ex. actionnés par explosion
  • E21B 33/035 - Têtes de puits; Leur mise en place spécialement adaptées aux installations sous l'eau
  • E21B 34/10 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits actionnés par un fluide de commande provenant de l'extérieur du trou de forage
  • E21B 34/14 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits actionnés par le mouvement des outils, p.ex. obturateurs à manchons actionnés par des pistons ou par des outils à câble
  • F16K 31/40 - Moyens de fonctionnement; Dispositifs de retour à la position de repos actionnés par un fluide et dans lesquels il y a alimentation constante du moteur à fluide par le fluide provenant de la canalisation avec un organe actionné électriquement dans la décharge du moteur
  • G05D 16/20 - Commande de la pression d'un fluide caractérisée par l'utilisation de moyens électriques

2.

BOREHOLE CORRECTION FOR RESISTIVITY LWD TOOLS WITH ULTRASONIC LOG WHILE DRILLING CALIPER

      
Numéro d'application 17952844
Statut En instance
Date de dépôt 2022-09-26
Date de la première publication 2024-03-28
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. (USA)
Inventeur(s)
  • Wu, Xiang
  • Fan, Yi Jing
  • Jin, Jing

Abrégé

Aspects of the subject technology relate to systems, methods, and computer-readable media for identifying a borehole correction factor for determining a true resistivity by selecting a model to apply in identifying the borehole correction factor and applying the model to an apparent resistivity to identify the borehole correction factor. To perform borehole correction, a multiplicative coefficient is needed to apply to the apparent resistivity. A database of this multiplicative coefficient, called the borehole correction factor, is generated based on the borehole correction model. The technology described herein allows operators to avoid time-consuming variable borehole diameter sweeps and complex borehole diameter inversion current used in resistivity logging software.

Classes IPC  ?

  • E21B 44/00 - Systèmes de commande automatique spécialement adaptés aux opérations de forage, c. à d. systèmes à fonctionnement autonome ayant pour rôle d'exécuter ou de modifier une opération de forage sans l'intervention d'un opérateur humain, p.ex. systèmes de ; Systèmes spécialement adaptés à la surveillance de plusieurs variables ou conditions de forage
  • E21B 47/0228 - Détermination de l'inclinaison ou de la direction du trou de forage, p.ex. à l'aide de géomagnétisme utilisant l'énergie électromagnétique ou des détecteurs y étant adaptés
  • E21B 47/085 - Mesure du diamètre ou des dimensions correspondantes des trous de forage utilisant des moyens de radiation, p.ex. des moyens acoustiques, radioactifs ou électromagnétiques
  • E21B 49/00 - Test pour déterminer la nature des parois des trous de forage; Essais de couches; Procédés ou appareils pour prélever des échantillons du terrain ou de fluides en provenance des puits, spécialement adaptés au forage du sol ou aux puits

3.

Detonating Cord Depth Locating Feature

      
Numéro d'application 18239281
Statut En instance
Date de dépôt 2023-08-29
Date de la première publication 2024-03-28
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. (USA)
Inventeur(s)
  • Roberts, Courtney Ann Thain
  • Cook, Kevin
  • Kane, Cynthia Anne

Abrégé

A detonator housing facilitates assembly of detonator components of a perforating gun. In an example, the detonator housing comprises a housing body configured for coupling to a charge tube of a perforating gun. A detonator receptacle is formed on the housing body for receiving a detonator. A detonating cord receptacle is formed on the housing body adjacent the detonator receptacle for receiving an end portion of a detonating cord in an overlapping relationship with the detonator. A detonating cord stop is formed on the detonating cord receptacle to limit an insertion depth of the detonating cord within the detonating cord receptacle.

Classes IPC  ?

4.

DETONATING CORD DEPTH LOCATING FEATURE

      
Numéro d'application US2023032050
Numéro de publication 2024/063947
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2023-09-06
Date de publication 2024-03-28
Propriétaire HALLIBURTON ENERGY SERVICES, INC. (USA)
Inventeur(s)
  • Roberts, Courtney, Ann, Thain
  • Cook, Kevin
  • Kane, Cynthia, Anne

Abrégé

A detonator housing facilitates assembly of detonator components of a perforating gun. In an example, the detonator housing comprises a housing body configured for coupling to a charge tube of a perforating gun. A detonator receptacle is formed on the housing body for receiving a detonator. A detonating cord receptacle is formed on the housing body adjacent the detonator receptacle for receiving an end portion of a detonating cord in an overlapping relationship with the detonator. A detonating cord stop is formed on the detonating cord receptacle to limit an insertion depth of the detonating cord within the detonating cord receptacle.

Classes IPC  ?

  • E21B 43/116 - Perforateurs à balles ou à charge profilée
  • E21B 43/119 - Perforateurs; Perméators - Parties constitutives, p.ex. pour localiser l'emplacement ou la direction de la perforation

5.

MACHINE LEARNING-BASED WELLBORE FLUID FLOW RATE PREDICTION

      
Numéro d'application 17955170
Statut En instance
Date de dépôt 2022-09-28
Date de la première publication 2024-03-28
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. (USA)
Inventeur(s)
  • Jaaskelainen, Mikko
  • Schaeffer, Benjamin Simon
  • Drew, Julian Edmund

Abrégé

A method for configuring a learning machine to predict a flow rate of at least one phase of a fluid. The method comprises determining a feature set for the learning machine, the feature set including information derived from a signal generated by a flow of the fluid interacting with a fluidic oscillator in a wellbore. The method comprises configuring the learning machine with the feature set including information derived from the signal.

Classes IPC  ?

  • G01F 1/32 - Mesure du débit volumétrique ou du débit massique d'un fluide ou d'un matériau solide fluent, dans laquelle le fluide passe à travers un compteur par un écoulement continu en utilisant des effets mécaniques par détection des effets dynamiques de l’écoulement utilisant des débitmètres à tourbillons
  • E21B 47/10 - Localisation des fuites, intrusions ou mouvements du fluide
  • G01F 1/661 - Mesure du débit volumétrique ou du débit massique d'un fluide ou d'un matériau solide fluent, dans laquelle le fluide passe à travers un compteur par un écoulement continu en mesurant la fréquence, le déphasage, le temps de propagation d'ondes électromagnétiques ou d'autres types d'ondes, p.ex. en utilisant des débitmètres à ultrasons en utilisant la lumière
  • G01V 8/16 - Détection, p.ex. en utilisant des barrières de lumière en utilisant un émetteur et un récepteur en utilisant des fibres optiques

6.

Enhanced Carbon Sequestration via Foam Cementing

      
Numéro d'application 18515803
Statut En instance
Date de dépôt 2023-11-21
Date de la première publication 2024-03-28
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. (USA)
Inventeur(s)
  • Lewis, Samuel J.
  • Pearl, Jr., William Cecil

Abrégé

A method including entraining carbon dioxide (CO2) in a cement slurry composition and subjecting the cement slurry composition to conditions under which the CO2 achieves and maintains a supercritical state; and allowing the cement slurry composition to harden to form a hardened cement having CO2 sequestered therein.

Classes IPC  ?

  • C09K 8/473 - Additifs pour la diminution de la densité, p.ex. pour obtenir des compositions cimenteuses en mousse
  • C04B 38/10 - Mortiers, béton, pierre artificielle ou articles de céramiques poreux; Leur préparation en utilisant des agents moussants
  • F25J 1/00 - Procédés ou appareils de liquéfaction ou de solidification des gaz ou des mélanges gazeux

7.

ELECTRIC SUBMERSIBLE PUMP (ESP) ASSEMBLY FLUID INTAKE EXTENSION

      
Numéro d'application 17954855
Statut En instance
Date de dépôt 2022-09-28
Date de la première publication 2024-03-28
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. (USA)
Inventeur(s)
  • Brown, Donn J.
  • Sheth, Ketankumar Kantilal
  • Bernier, Andre Joseph

Abrégé

An electric submersible pump (ESP) assembly. The ESP assembly comprises an electric motor; a seal section coupled to an uphole end of the electric motor; a fluid intake coupled to an uphole end of the seal section, wherein the fluid intake defines a plurality of inlet ports; a gas separator coupled to an uphole end of the fluid intake, wherein the gas separator has a plurality of gas phase discharge ports; a pump assembly coupled to an uphole end of the gas separator; and an intake extension tubular, wherein an uphole end of the intake extension tubular is coupled to the fluid intake uphole of the inlet ports, and wherein an annulus defined between an inside of the intake extension tubular and an outside of the seal section defines a fluid flow path from a downhole end of the intake extension tubular to the inlet ports of the fluid intake.

Classes IPC  ?

  • E21B 43/12 - Procédés ou appareils pour commander l'écoulement du fluide extrait vers ou dans les puits
  • E21B 43/38 - Aménagements pour séparer les matériaux produits par le puits dans le puits

8.

ELECTRIC SUBMERSIBLE PUMP (ESP) SHROUD SYSTEM

      
Numéro d'application 17954849
Statut En instance
Date de dépôt 2022-09-28
Date de la première publication 2024-03-28
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. (USA)
Inventeur(s)
  • Brown, Donn J.
  • Sheth, Ketankumar Kantilal
  • Bernier, Andre Joseph

Abrégé

An electric submersible pump (ESP) assembly. The ESP assembly comprises an electric motor; a seal section coupled to the electric motor; a fluid intake coupled to an uphole end of the seal section, wherein the fluid intake defines a plurality of inlet ports; a gas separator comprising a plurality of gas phase discharge ports, and at least one liquid phase discharge port, wherein the gas separator is located uphole of the fluid intake; a centrifugal pump comprising a fluid inlet at a downhole end, wherein the at least one liquid phase discharge port of the gas separator is fluidically coupled to the fluid inlet of the centrifugal pump; and an inverted shroud assembly, wherein a downhole end of the inverted shroud assembly is coupled to an outside of the gas separator downhole of the gas phase discharge ports of the gas separator and uphole of the fluid intake.

Classes IPC  ?

  • E21B 43/12 - Procédés ou appareils pour commander l'écoulement du fluide extrait vers ou dans les puits
  • E21B 43/38 - Aménagements pour séparer les matériaux produits par le puits dans le puits

9.

IN SITU EVALUATION OF FILTER PARAMETERS WITH OPTICOANALYTICAL DEVICES

      
Numéro d'application 18529079
Statut En instance
Date de dépôt 2023-12-05
Date de la première publication 2024-03-28
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. (USA)
Inventeur(s)
  • Maguire-Boyle, Samuel J.
  • Freese, Robert P.

Abrégé

A system can include a filter assembly with a filter and a substance in the filter assembly, and at least one optical computing device having an integrated computational element which receives electromagnetic radiation from the substance. A method can include receiving electromagnetic radiation from a substance in a filter assembly, the electromagnetic radiation from the substance being received by at least one optical computing device having an integrated computational element, and the receiving being performed while a filter is positioned in the filter assembly. A detector may receive electromagnetic radiation from the integrated computational element and produce an output correlated to a characteristic of the substance. A mitigation technique may be selected, based on the detector output.

Classes IPC  ?

  • G01N 15/08 - Recherche de la perméabilité, du volume des pores ou de l'aire superficielle des matériaux poreux
  • B01D 35/143 - Indicateurs de l'état du filtre
  • B01D 46/00 - Filtres ou procédés spécialement modifiés pour la séparation de particules dispersées dans des gaz ou des vapeurs
  • B01D 61/10 - Accessoires; Opérations auxiliaires
  • B01D 61/12 - Commande ou régulation
  • B01D 61/20 - Accessoires; Opérations auxiliaires
  • B01D 61/22 - Commande ou régulation
  • B01D 65/02 - Nettoyage ou stérilisation de membranes
  • B01D 65/10 - Test de membranes ou d'appareils à membranes; Détection ou réparation de fuites

10.

Selection and Removal of Acoustic Baseline Signal For Enhanced Cement Bond Evaluation

      
Numéro d'application 18483044
Statut En instance
Date de dépôt 2023-10-09
Date de la première publication 2024-03-28
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. (USA)
Inventeur(s)
  • Ge, Yao
  • Wang, Ruijia
  • Wu, Xiang

Abrégé

A method and system for generating an acoustic log. The method may comprise disposing an acoustic logging tool in a wellbore, broadcasting a shaped signal with the acoustic logging tool such that the shaped signal interacts with a boundary of a casing and a material, recording a result signal from the boundary with the acoustic logging tool, and decomposing the result signal into a resonance mode. The method may further comprise applying a bandpass filter to the resonance mode to form a filtered signal, selecting a baseline signal from the filtered signal, removing the baseline signal from the filtered signal, and generating a log from the filtered signal. The system may comprise an acoustic logging tool. The acoustic logging tool may comprise at least one transmitter and at least one receiver. The system may further comprise a conveyance and an information handling system communicatively connected to the acoustic logging tool.

Classes IPC  ?

11.

Three-dimensional inversion of multi-component electromagnetic measurements using a fast proxy model

      
Numéro d'application 18075916
Numéro de brevet 11939857
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2022-12-06
Date de la première publication 2024-03-26
Date d'octroi 2024-03-26
Propriétaire HALLIBURTON ENERGY SERVICES, INC. (USA)
Inventeur(s)
  • Wang, Xusong
  • Fouda, Ahmed Elsayed
  • Wu, Xiang
  • Jones, Christopher Michael
  • Zhang, Wei
  • Dai, Junwen

Abrégé

Described herein are systems and techniques for monitoring for monitoring and evaluating conditions associated with a wellbore and wellbore operations that use neural operators instead of computationally intensive iterative differential equations. Such systems and techniques allow for determinations to be made as operations associated with a wellbore are performed. Instead of having to wait for computationally intensive tasks to be performed or take risks of proceeding with a wellbore operation without real-time evaluations being performed, these wellbore operations may be continued while determinations are timely made, thus improving operation of computing systems that perform evaluations and that make decisions regarding safely and efficiently performing wellbore operations such as drilling a wellbore, cementing wellbore casings in place, or injecting fluids into formations of the Earth.

Classes IPC  ?

  • E21B 44/00 - Systèmes de commande automatique spécialement adaptés aux opérations de forage, c. à d. systèmes à fonctionnement autonome ayant pour rôle d'exécuter ou de modifier une opération de forage sans l'intervention d'un opérateur humain, p.ex. systèmes de ; Systèmes spécialement adaptés à la surveillance de plusieurs variables ou conditions de forage
  • E21B 7/10 - Redressement des déviations du forage
  • E21B 47/02 - Détermination de l'inclinaison ou de la direction

12.

Downhole Tubular Inspection Using Partial-Saturation Eddy Currents

      
Numéro d'application 18507929
Statut En instance
Date de dépôt 2023-11-13
Date de la première publication 2024-03-21
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. (USA)
Inventeur(s)
  • Fouda, Ahmed Elsayed
  • Dai, Junwen
  • Hill, Iii, Freeman Lee
  • Jones, Christopher Michael

Abrégé

A system for inspecting a tubular may comprise an electromagnetic (EM) logging tool and information handling system. The EM logging tool may further include a mandrel, one or more sensor pads attached to the mandrel by one or more extendable arms, and one or more partial saturation eddy current sensors disposed on each of the one or more sensor pads.

Classes IPC  ?

  • E21B 47/002 - Relevés dans les trous de forage ou dans les puits par inspection visuelle
  • E21B 47/0228 - Détermination de l'inclinaison ou de la direction du trou de forage, p.ex. à l'aide de géomagnétisme utilisant l'énergie électromagnétique ou des détecteurs y étant adaptés
  • E21B 47/085 - Mesure du diamètre ou des dimensions correspondantes des trous de forage utilisant des moyens de radiation, p.ex. des moyens acoustiques, radioactifs ou électromagnétiques

13.

TREE-BASED LEARNING METHODS THROUGH TUBING CEMENT SHEATH QUALITY ASSESSMENT

      
Numéro d'application US2022043789
Numéro de publication 2024/058787
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2022-09-16
Date de publication 2024-03-21
Propriétaire HALLIBURTON ENERGY SERVICES, INC. (USA)
Inventeur(s)
  • Cabella, Brenno Caetano Troca
  • Fanini, Otto
  • Wu, Xiang

Abrégé

Aspects of the subject technology relate to systems and methods for identifying the quality of cement bonding of an exterior surface of a wellbore casing to an Earth formation. Methods of the present disclosure may allow for bond indexes to be identified in real-time as a cementing operation is performed even when tools that perform the cementing operation generate acoustic noise that interfere with measurements used to evaluate cement bonding quality. These methods may include transmitting acoustic signals, receiving acoustic signals, filtering the received acoustic signals, identifying magnitude and attenuation values to associate with the received acoustic signals, and comparing trends in the magnitudes with the identified attenuation values. These methods may also include correcting attenuation values associated with measured data based on a set of correction rules such that bond indexes can be identified. Such correction rules may be associated with data generated by a computer model.

Classes IPC  ?

  • G01V 1/50 - Analyse des données
  • G01V 1/30 - Analyse
  • E21B 47/14 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p.ex. pour la diagraphie pendant le forage utilisant des ondes acoustiques

14.

SHIFTING SLEEVE TIEBACK SEAL SYSTEM

      
Numéro d'application US2023032038
Numéro de publication 2024/058957
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2023-09-06
Date de publication 2024-03-21
Propriétaire HALLIBURTON ENERGY SERVICES, INC. (USA)
Inventeur(s)
  • Evers, Rutger
  • Newton, Daniel
  • Least, Brandon T.

Abrégé

A shifting sleeve tieback seal system may include a body portion and a swellable material disposed about a circumference of the body portion. The swellable material is configured to expand in response to exposure to wellbore fluids. Further, the system may include an upper end ring disposed in a position axially above the swellable material, a lower end ring disposed in a position axially below the swellable material, and a sleeve disposed radially outward from the swellable material and sealed against the upper end ring and/or the lower end ring in a run-in position to isolate the swellable material from wellbore fluids. The sleeve is configured to contact a downhole feature in a setting position and contact with the downhole feature is configured to move the sleeve to expose the swellable material to wellbore fluids such that the swellable material expands to seal against a downhole tubular.

Classes IPC  ?

  • E21B 33/12 - Packers; Bouchons
  • E21B 33/129 - Packers; Bouchons à patins mécaniques pour accrochage dans le tubage
  • E21B 23/06 - Appareils pour déplacer, mettre en place, verrouiller, libérer ou retirer, les outils, les packers ou autres éléments dans les trous de forage pour le montage des packers
  • E21B 34/10 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits actionnés par un fluide de commande provenant de l'extérieur du trou de forage

15.

TREE-BASED LEARNING METHODS THROUGH TUBING CEMENT SHEATH QUALITY ASSESSMENT

      
Numéro d'application 17945823
Statut En instance
Date de dépôt 2022-09-15
Date de la première publication 2024-03-21
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. (USA)
Inventeur(s)
  • Cabella, Brenno Caetano Troca
  • Fanini, Otto
  • Wu, Xiang

Abrégé

Aspects of the subject technology relate to systems and methods for identifying the quality of cement bonding of an exterior surface of a wellbore casing to an Earth formation. Methods of the present disclosure may allow for bond indexes to be identified in real-time as a cementing operation is performed even when tools that perform the cementing operation generate acoustic noise that interfere with measurements used to evaluate cement bonding quality. These methods may include transmitting acoustic signals, receiving acoustic signals, filtering the received acoustic signals, identifying magnitude and attenuation values to associate with the received acoustic signals, and comparing trends in the magnitudes with the identified attenuation values. These methods may also include correcting attenuation values associated with measured data based on a set of correction rules such that bond indexes can be identified. Such correction rules may be associated with data generated by a computer model.

Classes IPC  ?

  • G06F 30/27 - Optimisation, vérification ou simulation de l’objet conçu utilisant l’apprentissage automatique, p.ex. l’intelligence artificielle, les réseaux neuronaux, les machines à support de vecteur [MSV] ou l’apprentissage d’un modèle
  • G01V 99/00 - Matière non prévue dans les autres groupes de la présente sous-classe

16.

Oilfield Applications Using Hydrogen Power

      
Numéro d'application 17948727
Statut En instance
Date de dépôt 2022-09-20
Date de la première publication 2024-03-21
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. (USA)
Inventeur(s)
  • Weightman, Glenn Howard
  • Marks, Adam Lynn
  • Hunter, Timothy Holiman
  • Nguyen, Philip D.
  • Stephenson, Stanley Vernon

Abrégé

A method includes operating a wellsite apparatus at a wellsite utilizing mechanical energy or electricity produced at least in part from hydrogen in a fuel source comprising hydrogen. Utilizing mechanical energy or electricity produced at least in part from the hydrogen in the fuel source comprising hydrogen can further include: (a) converting the hydrogen in the fuel source to electricity in one or more fuel cells and utilizing the electricity to operate the wellsite apparatus; and/or (b) combusting the hydrogen in the fuel source in a power generation apparatus to produce electricity and utilizing the electricity to operate the wellsite apparatus; and/or (c) combusting the hydrogen in the fuel source to produce mechanical energy and utilizing the mechanical energy to operate the wellsite apparatus. A system for carrying out the method is also provided.

Classes IPC  ?

  • E21B 41/00 - Matériel ou accessoires non couverts par les groupes
  • E21B 43/26 - Procédés pour activer la production par formation de crevasses ou de fractures

17.

Inorganic Scale Detection Or Scaling Potential Downhole

      
Numéro d'application 17946140
Statut En instance
Date de dépôt 2022-09-16
Date de la première publication 2024-03-21
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. (USA)
Inventeur(s)
  • Jones, Christopher Michael
  • Price, James Martin
  • Vanzuilekom, Anthony Herman
  • Naveena-Chandran, Rohin

Abrégé

A method and system for identifying scale. The method may include disposing a fluid sampling tool into a wellbore. The fluid sampling tool may comprise at least one probe configured to fluidly connect the fluid sampling tool to a formation in the wellbore and at least one passageway that passes through the at least one probe and into the fluid sampling tool. The method may further comprise drawing a formation fluid, as a fluid sample, through the at least one probe and through the at least one passageway, perturbing the formation fluid, and analyzing the fluid sample in the fluid sampling tool for one or more indications of scale.

Classes IPC  ?

  • E21B 47/07 - Température
  • E21B 49/08 - Prélèvement d'échantillons de fluides ou test des fluides dans les trous de forage ou dans les puits

18.

REDUCTION OF A TOOL WAVE EXCITED BY A TRANSMITTER OF A WELL LOGGING TOOL

      
Numéro d'application 18361324
Statut En instance
Date de dépôt 2023-07-28
Date de la première publication 2024-03-21
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. (USA)
Inventeur(s)
  • Wang, Ruijia
  • Jin, Jing
  • Ge, Yao

Abrégé

Enclosed herein are a method and system for reduction of a tool wave excited by a transmitter of the well logging tool. In one embodiment, a method comprises transmitting, by a primary transmitter, a primary acoustic wave into a geologic formation which excites a tool wave and a formation wave in the geologic formation, wherein the logging tool comprises a tool wave propagating factor which is different from a formation wave propagating factor; receiving, by one or more receivers, the formation wave and the tool wave; propagating waveform data associated with the received tool wave and formation wave based on a distance between the auxiliary receiver and a primary receiver; and reducing the tool wave in waveform data associated with the formation wave and the tool wave received by a primary receiver of the one or more receivers based on the propagated waveform data.

Classes IPC  ?

19.

Well Barriers For Subterranean Storage Of Carbon Dioxide

      
Numéro d'application 17898978
Statut En instance
Date de dépôt 2022-08-30
Date de la première publication 2024-03-21
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. (USA)
Inventeur(s)
  • Lewis, Samuel J.
  • Jones, Paul J.

Abrégé

A method may include: introducing a resin modified cement slurry into a wellbore penetrating a subterranean formation, the subterranean formation comprising a caprock and a carbon dioxide injection zone, the resin modified cement slurry comprising: a resin; a hardener; a hydraulic cement; and water; and setting the resin modified cement slurry to form a set cement wherein the set cement forms a carbonation-resistant barrier in the carbon dioxide injection zone in the subterranean formation.

Classes IPC  ?

  • C09K 8/467 - Compositions de cimentation, p.ex. pour la cimentation des tubes dans les trous de forage; Compositions de bouchage, p.ex. pour tuer des puits contenant des liants inorganiques, p.ex. ciment Portland contenant des additifs pour des utilisations spécifiques
  • C04B 24/28 - Composés macromoléculaires obtenus autrement que par des réactions faisant intervenir uniquement des liaisons non saturées carbone-carbone
  • C04B 28/02 - Compositions pour mortiers, béton ou pierre artificielle, contenant des liants inorganiques ou contenant le produit de réaction d'un liant inorganique et d'un liant organique, p.ex. contenant des ciments de polycarboxylates contenant des ciments hydrauliques autres que ceux de sulfate de calcium
  • E21B 33/14 - Procédés ou dispositifs de cimentation, de bouchage des trous, des fissures ou analogues pour la cimentation des tubes dans les trous de forage ou de sondage

20.

DISTRIBUTED SENSING WITH TUBING ENCASED CONDUCTORS (TEC)

      
Numéro d'application US2022044052
Numéro de publication 2024/058791
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2022-09-20
Date de publication 2024-03-21
Propriétaire HALLIBURTON ENERGY SERVICES, INC. (USA)
Inventeur(s)
  • Fripp, Michael Linley
  • Pihl, Joachim
  • Joseph, Joseph Chakkungal

Abrégé

A method comprising transmitting, by an electric conductor disposed in a wellbore, a time-varying electric signal to a first reflector wirelessly coupled to the electric conductor and a sensor, wherein the sensor is wirelessly coupled to the electric conductor via the first reflector, receiving a first reflected signal from the first reflector, analyzing the first reflected signal to determine a sensor value for the sensor, and determining, based on the sensor value, one or more downhole parameters.

Classes IPC  ?

  • E21B 47/125 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p.ex. pour la diagraphie pendant le forage utilisant la terre comme conducteur électrique
  • E21B 17/02 - Accouplements; Joints
  • E21B 47/06 - Mesure de la température ou de la pression

21.

INORGANIC SCALE DETECTION OR SCALING POTENTIAL DOWNHOLE

      
Numéro d'application US2022045900
Numéro de publication 2024/058793
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2022-10-06
Date de publication 2024-03-21
Propriétaire HALLIBURTON ENERGY SERVICES, INC. (USA)
Inventeur(s)
  • Jones, Christopher Michael
  • Price, James Martin
  • Vanzuilekom, Anthony Herman
  • Naveena-Chandran, Rohin

Abrégé

A method and system for identifying scale. The method may include disposing a fluid sampling tool into a wellbore. The fluid sampling tool may comprise at least one probe configured to fluidly connect the fluid sampling tool to a formation in the wellbore and at least one passageway that passes through the at least one probe and into the fluid sampling tool. The method may further comprise drawing a formation fluid, as a fluid sample, through the at least one probe and through the at least one passageway, perturbing the formation fluid, and analyzing the fluid sample in the fluid sampling tool for one or more indications of scale.

Classes IPC  ?

  • E21B 49/08 - Prélèvement d'échantillons de fluides ou test des fluides dans les trous de forage ou dans les puits
  • E21B 19/22 - Manipulation de tubes ou de tiges enroulés, p.ex. de tubes de forage flexibles
  • E21B 47/002 - Relevés dans les trous de forage ou dans les puits par inspection visuelle
  • E21B 47/06 - Mesure de la température ou de la pression

22.

CEMENT BOND EVALUATION IN A WELLBORE

      
Numéro d'application US2022076446
Numéro de publication 2024/058808
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2022-09-14
Date de publication 2024-03-21
Propriétaire HALLIBURTON ENERGY SERVICES, INC. (USA)
Inventeur(s)
  • Wang, Ruijia
  • Ge, Yao
  • Wu, Xiang
  • Chang, Chung

Abrégé

Cement bonding evaluation and logging in a wellbore environment are described. The cement bonding evaluation is performed using data associated with and processed from the measurement of sonic waves directed to and dissipated by the casing present in the wellbore.

Classes IPC  ?

  • G01V 1/46 - Acquisition des données
  • G01V 1/50 - Analyse des données
  • E21B 47/005 - Surveillance ou contrôle de la qualité ou du niveau de cimentation
  • E21B 47/14 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p.ex. pour la diagraphie pendant le forage utilisant des ondes acoustiques

23.

Regular slotted carton box

      
Numéro d'application 29737751
Numéro de brevet D1018276
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2020-06-11
Date de la première publication 2024-03-19
Date d'octroi 2024-03-19
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. (USA)
Inventeur(s) Mabrey, James Butler

24.

Curing lost circulation of oil-based drilling muds

      
Numéro d'application 18101460
Numéro de brevet 11933119
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2023-01-25
Date de la première publication 2024-03-19
Date d'octroi 2024-03-19
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. (USA)
Inventeur(s)
  • Abdulrazzaq, Waseem
  • Deville, Jay
  • Carrera, Carlos Arturo

Abrégé

A method may include: circulating an oil-based drilling fluid though a drill string to extend a wellbore through a subterranean formation, wherein the oil-based drilling fluid comprises an invert emulsion; separating at least a portion of the oil-based drilling fluid from the circulated oil-based drilling fluid to form a separated portion of oil-based drilling fluid; mixing a metal salt and a metal oxide into the separated portion of the oil-based drilling fluid to form a chemical sealing pill; introducing the chemical sealing pill into the drill string and flowing the chemical sealing pill into a lost circulation zone in the subterranean formation; allowing at least a portion of the chemical sealing pill to set in the lost circulation zone to form a set plug, wherein the set plug seals the lost circulation zone and reduces loss of fluid into the lost circulation zone from subsequently introduced fluids; and preventing loss of fluid into the lost circulation zone from subsequently introduced fluids with the set plug.

Classes IPC  ?

  • E21B 21/00 - Procédés ou appareils pour nettoyer les trous de forage par jet de fluide, p.ex. en utilisant l'air d'échappement du moteur
  • C09K 8/36 - Compositions de forage non aqueuses, p.ex. à base d'huile Émulsions eau-dans-l'huile
  • C09K 8/502 - Compositions à base d'huile
  • E21B 21/06 - Dispositions pour traiter les fluides de forage à l'extérieur du trou de forage

25.

FLOWSTAR

      
Numéro de série 98451887
Statut En instance
Date de dépôt 2024-03-15
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. ()
Classes de Nice  ? 42 - Services scientifiques, technologiques et industriels, recherche et conception

Produits et services

oil and gas formation testing services

26.

OPTICAL SPECTRA RECONSTRUCTION BASED ON OPTICAL MEASUREMENTS OF DOWNHOLE FLUIDS

      
Numéro d'application 17941144
Statut En instance
Date de dépôt 2022-09-09
Date de la première publication 2024-03-14
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. (USA)
Inventeur(s)
  • Chen, Zhonghuan
  • Dal, Bin

Abrégé

Systems and methods are provided for determining the wideband spectrum of downhole fluids based on downhole optical measurements. In some aspects, a plurality of optical data measurements associated with a subsurface fluid can be obtained from a subsurface optical measurement device. In some cases, a comparison can be made between the plurality of optical data measurements associated with the subsurface fluid and one or more sets of optical data stored in an optical data library. In some examples, the one or more sets of optical data can correspond to a plurality of different fluid samples. In some instances, a first fluid sample from the plurality of fluid samples that corresponds to at least a portion of the subsurface fluid can be identified based on the comparison. In some aspects, an absorbance spectrum of the subsurface fluid can be determined based on the first fluid sample.

Classes IPC  ?

  • G01N 21/85 - Analyse des fluides ou solides granulés en mouvement

27.

DISTRIBUTED SENSING WITH TUBING ENCASED CONDUCTORS (TEC)

      
Numéro d'application 17944577
Statut En instance
Date de dépôt 2022-09-14
Date de la première publication 2024-03-14
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. (USA)
Inventeur(s)
  • Fripp, Michael Linley
  • Pihl, Joachim
  • Joseph, Joseph Chakkungal

Abrégé

A method comprising transmitting, by an electric conductor disposed in a wellbore, a time-varying electric signal to a first reflector wirelessly coupled to the electric conductor and a sensor, wherein the sensor is wirelessly coupled to the electric conductor via the first reflector, receiving a first reflected signal from the first reflector, analyzing the first reflected signal to determine a sensor value for the sensor, and determining, based on the sensor value, one or more downhole parameters.

Classes IPC  ?

  • E21B 17/02 - Accouplements; Joints
  • G01D 5/20 - Moyens mécaniques pour le transfert de la grandeur de sortie d'un organe sensible; Moyens pour convertir la grandeur de sortie d'un organe sensible en une autre variable, lorsque la forme ou la nature de l'organe sensible n'imposent pas un moyen de conversion déterminé; Transducteurs non spécialement adaptés à une variable particulière utilisant des moyens électriques ou magnétiques influençant la valeur d'un courant ou d'une tension en faisant varier l'inductance, p.ex. une armature mobile

28.

DESIGNING SMART ENVIRONMENTAL EFFICIENCY FLUIDS

      
Numéro d'application 17944818
Statut En instance
Date de dépôt 2022-09-14
Date de la première publication 2024-03-14
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. (USA)
Inventeur(s)
  • Benkley, James Robert
  • Morgan, Ronnie Glen
  • Ruiz, Stephanie
  • Osborne, Paul Michael
  • Pisklak, Thomas

Abrégé

An environmental-efficiency fluid is designed by a system and/or method. The fluid can be for use in a down-hole operation in a well. The design produces the environmental-efficiency fluid from a treatment fluid and drill cuttings. For example, the system and method can include creating an analysis of a rheological model generated from a set of wellbore conditions and a set of drill-cutting properties to determine a set of rheological properties for the treatment fluid and a concentration of drill cuttings, which allow for use of the drill cuttings with the treatment fluid; and producing the environmental-efficiency fluid based on the rheological properties and the concentration of drill cuttings.

Classes IPC  ?

  • E21B 21/06 - Dispositions pour traiter les fluides de forage à l'extérieur du trou de forage
  • E21B 43/26 - Procédés pour activer la production par formation de crevasses ou de fractures

29.

MULTILATERAL JUNCTION INCLUDING A NON-THREADED COUPLING

      
Numéro d'application US2022042855
Numéro de publication 2024/054211
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2022-09-08
Date de publication 2024-03-14
Propriétaire HALLIBURTON ENERGY SERVICES, INC. (USA)
Inventeur(s)
  • El Mallawany, Ibrahim
  • Weber, Jamie Revelle

Abrégé

Provided is a multilateral junction and a well system. The multilateral junction, in one aspect, includes a housing, the housing including a first housing end and a second housing end, a bore extending through the housing from the first housing end to the second housing end, and a bore coupling profile located along an inside surface of the bore proximate the second housing end. The multilateral junction, according to this aspect, further includes a multilateral bore leg extending into the bore, the multilateral bore leg including a tubular having a first tubular end and a second tubular end, and a tubular coupling profile located along an outside surface of the tubular proximate the first tubular end. The multilateral junction, according to this aspect, further includes an arced coupling located between the bore and the tubular and engaged with the bore coupling profile and the tubular coupling profile.

Classes IPC  ?

  • E21B 43/14 - Extraction d'un puits à horizons multiples
  • E21B 41/00 - Matériel ou accessoires non couverts par les groupes
  • E21B 17/18 - Tubes comprenant plusieurs passages pour les fluides

30.

MULTILATERAL JUNCTION INCLUDING A TOOTHED COUPLING

      
Numéro d'application US2022042884
Numéro de publication 2024/054212
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2022-09-08
Date de publication 2024-03-14
Propriétaire HALLIBURTON ENERGY SERVICES, INC. (USA)
Inventeur(s)
  • El Mallawany, Ibrahim
  • Weber, Jamie Revelle

Abrégé

Provided is a multilateral junction and a well system. The multilateral junction, in one aspect, includes a housing, the housing including a first housing end and a second housing end, a bore extending through the housing from the first housing end to the second housing end, and a toothed coupling profile located along an inside surface of the bore proximate the second housing end. The multilateral junction, according to this aspect, further includes a multilateral bore leg extending into the bore, the multilateral bore leg including a tubular having a first tubular end and a second tubular end. The multilateral junction, according to this aspect, further includes a toothed coupling located between the bore and the tubular and engaged with the toothed coupling profile and the tubular to axially fix the housing and the multilateral bore leg relative to one another.

Classes IPC  ?

  • E21B 41/00 - Matériel ou accessoires non couverts par les groupes
  • E21B 17/18 - Tubes comprenant plusieurs passages pour les fluides
  • E21B 17/04 - Accouplements; Joints entre tige et trépan, ou entre tiges

31.

OPTICAL SPECTRA RECONSTRUCTION BASED ON OPTICAL MEASUREMENTS OF DOWNHOLE FLUIDS

      
Numéro d'application US2022043194
Numéro de publication 2024/054219
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2022-09-12
Date de publication 2024-03-14
Propriétaire HALLIBURTON ENERGY SERVICES, INC. (USA)
Inventeur(s)
  • Chen, Zhonghuan
  • Dai, Bin

Abrégé

Systems and methods are provided for determining the wideband spectrum of downhole fluids based on downhole optical measurements. In some aspects, a plurality of optical data measurements associated with a subsurface fluid can be obtained from a subsurface optical measurement device. In some cases, a comparison can be made between the plurality of optical data measurements associated with the subsurface fluid and one or more sets of optical data stored in an optical data library. In some examples, the one or more sets of optical data can correspond to a plurality of different fluid samples. In some instances, a first fluid sample from the plurality of fluid samples that corresponds to at least a portion of the subsurface fluid can be identified based on the comparison. In some aspects, an absorbance spectrum of the subsurface fluid can be determined based on the first fluid sample.

Classes IPC  ?

  • G01V 8/10 - Détection, p.ex. en utilisant des barrières de lumière
  • E21B 49/08 - Prélèvement d'échantillons de fluides ou test des fluides dans les trous de forage ou dans les puits
  • E21B 47/06 - Mesure de la température ou de la pression

32.

FLOW CONTROL SYSTEM FOR USE IN A SUBTERRANEAN WELL

      
Numéro d'application US2023026106
Numéro de publication 2024/054285
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2023-06-23
Date de publication 2024-03-14
Propriétaire HALLIBURTON ENERGY SERVICES, INC. (USA)
Inventeur(s)
  • Greci, Stephen, Michael
  • Mcchesney, Ryan, W.
  • Fripp, Michael, Linley

Abrégé

A flow control system for use in controlling flow of a fluid composition in a subterranean well is disclosed. The flow control system includes a flow chamber that includes an inlet and an outlet oriented such that the fluid composition flows circuitously through the chamber, forming a vortex at least at the outlet. The flow control system further comprises at least one flow control structure shaped and positioned in the flow chamber such that a velocity of the circuitous flow is reduced and the vortex is eliminated or substantially reduced.

Classes IPC  ?

  • E21B 43/12 - Procédés ou appareils pour commander l'écoulement du fluide extrait vers ou dans les puits
  • E21B 34/08 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits sensibles à l'écoulement ou à la pression du fluide obtenu

33.

Shifting Sleeve Tieback Seal System

      
Numéro d'application 18241594
Statut En instance
Date de dépôt 2023-09-01
Date de la première publication 2024-03-14
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. (USA)
Inventeur(s)
  • Evers, Rutger
  • Newton, Daniel
  • Least, Brandon T.

Abrégé

A shifting sleeve tieback seal system may include a body portion and a swellable material disposed about a circumference of the body portion. The swellable material is configured to expand in response to exposure to wellbore fluids. Further, the system may include an upper end ring disposed in a position axially above the swellable material, a lower end ring disposed in a position axially below the swellable material, and a sleeve disposed radially outward from the swellable material and sealed against the upper end ring and/or the lower end ring in a run-in position to isolate the swellable material from wellbore fluids. The sleeve is configured to contact a downhole feature in a setting position and contact with the downhole feature is configured to move the sleeve to expose the swellable material to wellbore fluids such that the swellable material expands to seal against a downhole tubular.

Classes IPC  ?

  • E21B 33/12 - Packers; Bouchons
  • E21B 23/06 - Appareils pour déplacer, mettre en place, verrouiller, libérer ou retirer, les outils, les packers ou autres éléments dans les trous de forage pour le montage des packers

34.

SUPPLY CHAIN QUALITY ASSURANCE FOR WELL COMPLETION USING BLOCKCHAIN

      
Numéro d'application 18367922
Statut En instance
Date de dépôt 2023-09-13
Date de la première publication 2024-03-14
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. (USA)
Inventeur(s)
  • Gleitman, Daniel D.
  • Dusterhoft, Ron
  • Ebrahimi, Behrouz
  • Mast, Nicole
  • Nguyen, Philip D.

Abrégé

Systems, methods, and computer-readable media are provided for performing a well completion. Specifically, a distributed ledger associated with a supply chain for a well completion is accessed. The distributed ledger can include a first entry associated with a first entity in the supply chain that is indicative of an identification of the first entity and characteristics of a material implemented in the well completion. The ledger can also include a second entry associated with a second entity in the supply chain that is indicative of the second entity and the characteristics of the material at the second entity. Integration of the material in the well completion can be controlled based on the first entry and the second entry.

Classes IPC  ?

  • G06F 16/23 - Mise à jour
  • E21B 43/26 - Procédés pour activer la production par formation de crevasses ou de fractures
  • G05B 13/04 - Systèmes de commande adaptatifs, c. à d. systèmes se réglant eux-mêmes automatiquement pour obtenir un rendement optimal suivant un critère prédéterminé électriques impliquant l'usage de modèles ou de simulateurs

35.

DETERMINATION OF LOCATION AND TYPE OF RESERVOIR FLUIDS BASED ON DOWNHOLE PRESSURE GRADIENT IDENTIFICATION

      
Numéro d'application 17899413
Statut En instance
Date de dépôt 2022-08-30
Date de la première publication 2024-03-14
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. (USA)
Inventeur(s)
  • Chok, Hamed
  • Dai, Bin
  • Jones, Christopher Michael
  • Toelke, Jonas

Abrégé

A method comprises receiving a measurement of a pressure in a subsurface formation at a number of depths in a wellbore formed in the subsurface formation across a sampling depth range of the subsurface formation to generate a number of pressure-depth measurement pairs and partitioning the sampling depth range into a number of fluid depth ranges. The method comprises performing a fitting operation over each of the number of fluid depth ranges to determine a fluid gradient for the type of the reservoir fluid for each of the number of fluid depth ranges. The method comprises generating a solution set of one or more solutions based on the fluid gradient of the reservoir fluid for each of the number of fluid depth ranges determined from performing the fitting operation, wherein each solution defines a partitioning of the sampling depth range and the fluid gradient of each fluid depth range.

Classes IPC  ?

  • E21B 49/08 - Prélèvement d'échantillons de fluides ou test des fluides dans les trous de forage ou dans les puits

36.

PREVENTING OR REMOVING CONTAMINANTS IN WELLBORE FLUID USING AN ACOUSTIC ACTUATOR

      
Numéro d'application 17930576
Statut En instance
Date de dépôt 2022-09-08
Date de la première publication 2024-03-14
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. (USA)
Inventeur(s)
  • Fripp, Michael Linley
  • Winkler, Albert
  • Christie, Michael John
  • Trujillo, Celso Max

Abrégé

An acoustic actuator for scale removal and prevention in a wellbore is described herein. For example, a system can include a tubing string deployed downhole in a wellbore. A downhole tool can be coupled to the tubing string. An acoustic actuator can be coupled to the tubing string and positioned proximate to the downhole tool. The acoustic actuator can generate an acoustic signal that can vibrate the tubing string to generate a fluidic disturbance in downhole fluid within the tubing string for removing contaminants from, or preventing formation of contaminants, on the downhole tool.

Classes IPC  ?

  • E21B 31/00 - Repêchage ou dégagement d'objets dans les trous de forage ou dans les puits
  • E21B 34/06 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits
  • E21B 36/02 - Aménagements pour le chauffage, le refroidissement, l'isolation, dans les trous de forage ou dans les puits, p.ex. pour être utilisés dans les zones de permagel utilisant des brûleurs
  • E21B 43/38 - Aménagements pour séparer les matériaux produits par le puits dans le puits

37.

CLOUD-BASED MANAGEMENT OF A HYDRAULIC FRACTURING OPERATION IN A WELLBORE

      
Numéro d'application 17930584
Statut En instance
Date de dépôt 2022-09-08
Date de la première publication 2024-03-14
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. (USA)
Inventeur(s)
  • Ray, Baidurja
  • Tape, Shahab Jamali Ghare
  • Singh, John Paul Bir

Abrégé

The method includes receiving raw data at a cloud service relating to a hydraulic fracturing operation. The raw data can be streamed to the cloud service. The method further includes pre-processing the raw data to generate pre-processed data. The pre-processed data can be ingestible by a cloud-based dashboard. Additionally, the method includes identifying at least one parameter relating to the hydraulic fracturing operation using the pre-processed data. The method can further include determining a difference between the at least one parameter and at least one optimized parameter. Further, the method can include adjusting the hydraulic fracturing operation based the difference between the at least one parameter and the at least one optimized parameter.

Classes IPC  ?

  • E21B 43/26 - Procédés pour activer la production par formation de crevasses ou de fractures
  • E21B 43/12 - Procédés ou appareils pour commander l'écoulement du fluide extrait vers ou dans les puits

38.

CEMENT BOND EVALUATION IN A WELLBORE

      
Numéro d'application 17943918
Statut En instance
Date de dépôt 2022-09-13
Date de la première publication 2024-03-14
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. (USA)
Inventeur(s)
  • Wang, Ruijia
  • Ge, Yao
  • Wu, Xiang
  • Chang, Chung

Abrégé

Cement bonding evaluation and logging in a wellbore environment are described. The cement bonding evaluation is performed using data associated with and processed from the measurement of sonic waves directed to and dissipated by the casing present in the wellbore.

Classes IPC  ?

  • G01V 1/50 - Analyse des données
  • E21B 47/005 - Surveillance ou contrôle de la qualité ou du niveau de cimentation
  • G01B 17/06 - Dispositions pour la mesure caractérisées par l'utilisation de vibrations infrasonores, sonores ou ultrasonores pour mesurer des contours ou des courbes
  • G01N 33/38 - Béton; Chaux; Mortier; Plâtre; Briques; Produits céramiques; Verre

39.

PREVENTING OR REMOVING CONTAMINANTS IN WELLBORE FLUID USING AN ACOUSTIC ACTUATOR

      
Numéro d'application US2022076115
Numéro de publication 2024/054230
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2022-09-08
Date de publication 2024-03-14
Propriétaire HALLIBURTON ENERGY SERVICES, INC. (USA)
Inventeur(s)
  • Fripp, Michael Linley
  • Winkler, Albert
  • Christie, Michael John
  • Trujillo, Celso Max

Abrégé

An acoustic actuator for scale removal and prevention in a wellbore is described herein. For example, a system can include a tubing string deployed downhole in a wellbore. A downhole tool can be coupled to the tubing string. An acoustic actuator can be coupled to the tubing string and positioned proximate to the downhole tool. The acoustic actuator can generate an acoustic signal that can vibrate the tubing string to generate a fluidic disturbance in downhole fluid within the tubing string for removing contaminants from, or preventing formation of contaminants, on the downhole tool.

Classes IPC  ?

  • E21B 47/14 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p.ex. pour la diagraphie pendant le forage utilisant des ondes acoustiques
  • E21B 34/10 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits actionnés par un fluide de commande provenant de l'extérieur du trou de forage
  • B06B 1/02 - Procédés ou appareils pour produire des vibrations mécaniques de fréquence infrasonore, sonore ou ultrasonore utilisant l'énergie électrique

40.

Enhanced sensing of subsea wells using optical fiber

      
Numéro d'application 18106163
Numéro de brevet 11927093
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2023-02-06
Date de la première publication 2024-03-12
Date d'octroi 2024-03-12
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. (USA)
Inventeur(s)
  • Jaaskelainen, Mikko K.
  • Adil, Faraaz

Abrégé

A system and method for deploying a fiber optic sensing (FOS) system. The system may include a deployment package that is marinized. The deployment package may include a connection housing for connecting the deployment package to a subsea tree, a valve disposed on the connection housing, and a chamber connected to the valve. The deployment package may also include a cap attached to an end of the chamber opposite the valve and one or more optical connections disposed within the cap. Additionally, the deployment package may include a self-propelling vehicle that is disposed within the chamber and a downhole sensing fiber connected to the self-propelling vehicle.

Classes IPC  ?

  • E21B 47/135 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p.ex. pour la diagraphie pendant le forage par énergie électromagnétique, p.ex. gammes de fréquence radio utilisant des ondes lumineuses, p.ex. ondes infrarouges ou ultraviolettes
  • B63G 8/00 - Navires submersibles, p.ex. sous-marins
  • G01D 5/353 - Moyens mécaniques pour le transfert de la grandeur de sortie d'un organe sensible; Moyens pour convertir la grandeur de sortie d'un organe sensible en une autre variable, lorsque la forme ou la nature de l'organe sensible n'imposent pas un moyen de conversion déterminé; Transducteurs non spécialement adaptés à une variable particulière utilisant des moyens optiques, c. à d. utilisant de la lumière infrarouge, visible ou ultraviolette avec atténuation ou obturation complète ou partielle des rayons lumineux les rayons lumineux étant détectés par des cellules photo-électriques en modifiant les caractéristiques de transmission d'une fibre optique
  • G01H 9/00 - Mesure des vibrations mécaniques ou des ondes ultrasonores, sonores ou infrasonores en utilisant des moyens sensibles aux radiations, p.ex. des moyens optiques
  • G01V 1/22 - Transmission des signaux sismiques aux appareils d'enregistrement ou de traitement

41.

FLUID TIGHT FLOAT FOR USE IN A DOWNHOLE ENVIRONMENT

      
Numéro d'application 17900939
Statut En instance
Date de dépôt 2022-09-01
Date de la première publication 2024-03-07
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. (USA)
Inventeur(s)
  • El Mallawany, Ibrahim
  • Fripp, Michael Linley
  • Greci, Stephen Michael

Abrégé

Provided is a float for use with a fluid flow control device, a fluid flow control device, a method for manufacturing a float, and a well system. The float, in one aspect, includes a fluid tight enclosure. The float, according to this aspect, further includes density specific material located within the fluid tight enclosure, the fluid tight enclosure and the density specific material creating a net density for the float that is between a first density of a desired fluid and a second density of an undesired fluid, such that the float may control fluid flow through a flow control device when encountering the desired fluid or the undesired fluid.

Classes IPC  ?

  • E21B 21/08 - Commande ou surveillance de la pression ou de l'écoulement du fluide de forage, p.ex. remplissage automatique des trous de forage, commande automatique de la pression au fond
  • E21B 34/06 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits

42.

MULTILATERAL JUNCTION INCLUDING A TOOTHED COUPLING

      
Numéro d'application 17939461
Statut En instance
Date de dépôt 2022-09-07
Date de la première publication 2024-03-07
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. (USA)
Inventeur(s)
  • El Mallawany, Ibrahim
  • Weber, Jamie Revelle

Abrégé

Provided is a multilateral junction and a well system. The multilateral junction, in one aspect, includes a housing, the housing including a first housing end and a second housing end, a bore extending through the housing from the first housing end to the second housing end, and a toothed coupling profile located along an inside surface of the bore proximate the second housing end. The multilateral junction, according to this aspect, further includes a multilateral bore leg extending into the bore, the multilateral bore leg including a tubular having a first tubular end and a second tubular end. The multilateral junction, according to this aspect, further includes a toothed coupling located between the bore and the tubular and engaged with the toothed coupling profile and the tubular to axially fix the housing and the multilateral bore leg relative to one another.

Classes IPC  ?

  • E21B 41/00 - Matériel ou accessoires non couverts par les groupes
  • E21B 43/14 - Extraction d'un puits à horizons multiples

43.

ELECTROMAGNETIC ATTRACTION ON THE FLOW SLEEVE OF TRSVS

      
Numéro d'application US2022042427
Numéro de publication 2024/049438
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2022-09-02
Date de publication 2024-03-07
Propriétaire HALLIBURTON ENERGY SERVICES, INC. (USA)
Inventeur(s)
  • Chin, Chun Hwee
  • Scott, Bruce Edward

Abrégé

Provided is a subsurface safety valve (SSSV), a well system, and a method. The subsurface safety valve (SSSV), in one aspect, includes an outer housing, a valve closure mechanism coupled to the outer housing, and a bore flow management actuator disposed in the central bore, the bore flow management actuator configured to slide from a first state to a second state to move the valve closure mechanism between a closed state and an open state. The subsurface safety valve (SSSV), in this aspect, additionally includes an electromagnet positioned at: 1) a first location, the first location in the outer housing proximate where the bore flow management actuator resides when the bore flow management actuator is in the second state; or 2) a second location, the second location coupled proximate a downhole end of the bore flow management actuator.

Classes IPC  ?

  • E21B 34/06 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits
  • E21B 34/10 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits actionnés par un fluide de commande provenant de l'extérieur du trou de forage

44.

PHASE CONTROL FOR SUBTERRANEAN CARBON CAPTURE, UTILIZATION AND STORAGE

      
Numéro d'application US2022050467
Numéro de publication 2024/049460
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2022-11-18
Date de publication 2024-03-07
Propriétaire HALLIBURTON ENERGY SERVICES, INC. (USA)
Inventeur(s)
  • Allen, Clifford
  • Prakasa, Bona
  • Joubran, Jonathon N.

Abrégé

Injection into a subterranean formation is optimized using a computation model to optimize injection. An optimization objective is to maximize the cumulative fluid mass rates injection that span over the remaining life of the field, while maintaining a dense or supercritical phase and operating within the equipment operational parameters. The phase at each location may be determined based on pressure and temperature, and flow is dynamically adjusted to maintain a phase having at least a threshold density of the carbon dioxide injected at each injection location.

Classes IPC  ?

  • E21B 43/16 - Procédés de récupération assistée pour l'extraction d'hydrocarbures
  • E21B 41/00 - Matériel ou accessoires non couverts par les groupes
  • E21B 47/06 - Mesure de la température ou de la pression
  • E21B 47/10 - Localisation des fuites, intrusions ou mouvements du fluide

45.

DOWNHOLE TRANSDUCER WITH A PIEZOELECTRIC CRYSTAL MATERIAL

      
Numéro d'application US2022075756
Numéro de publication 2024/049473
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2022-08-31
Date de publication 2024-03-07
Propriétaire HALLIBURTON ENERGY SERVICES, INC. (USA)
Inventeur(s)
  • Jin, Jing
  • Wu, Xiang
  • Zhang, Wei

Abrégé

A downhole transducer can include at least one single-crystal piezoelectric material, the at least one single-crystal piezoelectric material being positioned in the downhole transducer that is deployed downhole in a wellbore. Additionally, the downhole transducer can include at least one pair of electrodes positioned adjacent to the at least one single-crystal piezoelectric material for determining wellbore parameter measurements using one or more acoustic signals transmitted in the wellbore. The single-crystal piezoelectric material can include PIN-PZN-PT.

Classes IPC  ?

  • G01V 1/44 - Séismologie; Prospection ou détection sismique ou acoustique spécialement adaptées au carottage en utilisant des générateurs et des récepteurs situés dans le même puits
  • G01V 1/52 - Séismologie; Prospection ou détection sismique ou acoustique spécialement adaptées au carottage - Détails de structure
  • E21B 47/14 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p.ex. pour la diagraphie pendant le forage utilisant des ondes acoustiques
  • E21B 47/01 - Dispositifs pour supporter des instruments de mesure sur des trépans, des tubes, des tiges ou des câbles de forage; Protection des instruments de mesure dans les trous de forage contre la chaleur, les chocs, la pression ou similaire

46.

REAL-TIME CEMENT BOND LOGGING BASED ON CORRELATION

      
Numéro d'application US2023021333
Numéro de publication 2024/049514
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2023-05-08
Date de publication 2024-03-07
Propriétaire HALLIBURTON ENERGY SERVICES, INC. (USA)
Inventeur(s)
  • Zhao, Jiajun
  • Wang, Ruijia
  • Sue, Jonathan Brenda

Abrégé

Aspects of the subject technology relate to systems and methods for identifying the quality of cement bonding of an exterior surface of a wellbore casing to an Earth formation. Methods of the present disclosure may allow for bond indexes to be identified in real-time as a cementing operation is performed even when tools that perform the cementing operation generate acoustic noise that interfere with measurements used to evaluate cement bonding quality. These methods may include transmitting acoustic signals, receiving acoustic signals, filtering the received acoustic signals, identifying magnitude and attenuation values to associate with the received acoustic signals, and comparing trends in the magnitudes with the identified attenuation values. These methods may also include correcting attenuation values associated with measured data based on a set of correction rules such that bond indexes can be identified. Such correction rules may be associated with data generated by a computer model.

Classes IPC  ?

  • G01V 1/40 - Séismologie; Prospection ou détection sismique ou acoustique spécialement adaptées au carottage
  • E21B 47/14 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p.ex. pour la diagraphie pendant le forage utilisant des ondes acoustiques

47.

FLOW CONTROL SYSTEM FOR USE IN A SUBTERRANEAN WELL

      
Numéro d'application 18340063
Statut En instance
Date de dépôt 2023-06-23
Date de la première publication 2024-03-07
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. (USA)
Inventeur(s)
  • Greci, Stephen Michael
  • Mcchesney, Ryan W.
  • Fripp, Michael Linley

Abrégé

A flow control system for use in controlling flow of a fluid composition in a subterranean well is disclosed. The flow control system includes a flow chamber that includes an inlet and an outlet oriented such that the fluid composition flows circuitously through the chamber, forming a vortex at least at the outlet. The flow control system further comprises at least one flow control structure shaped and positioned in the flow chamber such that a velocity of the circuitous flow is reduced and the vortex is eliminated or substantially reduced.

Classes IPC  ?

  • E21B 43/12 - Procédés ou appareils pour commander l'écoulement du fluide extrait vers ou dans les puits

48.

ELECTROMAGNETIC ATTRACTION ON THE FLOW SLEEVE OF TRSVS

      
Numéro d'application 17900927
Statut En instance
Date de dépôt 2022-09-01
Date de la première publication 2024-03-07
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. (USA)
Inventeur(s)
  • Chin, Chun Hwee
  • Scott, Bruce Edward

Abrégé

Provided is a subsurface safety valve (SSSV), a well system, and a method. The subsurface safety valve (SSSV), in one aspect, includes an outer housing, a valve closure mechanism coupled to the outer housing, and a bore flow management actuator disposed in the central bore, the bore flow management actuator configured to slide from a first state to a second state to move the valve closure mechanism between a closed state and an open state. The subsurface safety valve (SSSV), in this aspect, additionally includes an electromagnet positioned at: 1) a first location, the first location in the outer housing proximate where the bore flow management actuator resides when the bore flow management actuator is in the second state; or 2) a second location, the second location coupled proximate a downhole end of the bore flow management actuator.

Classes IPC  ?

  • E21B 34/06 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits

49.

MULTILATERAL JUNCTION INCLUDING A NON-THREADED-COUPLING

      
Numéro d'application 17939380
Statut En instance
Date de dépôt 2022-09-07
Date de la première publication 2024-03-07
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. (USA)
Inventeur(s)
  • El Mallawany, Ibrahim
  • Weber, Jamie Revelle

Abrégé

Provided is a multilateral junction and a well system. The multilateral junction, in one aspect, includes a housing, the housing including a first housing end and a second housing end, a bore extending through the housing from the first housing end to the second housing end, and a bore coupling profile located along an inside surface of the bore proximate the second housing end. The multilateral junction, according to this aspect, further includes a multilateral bore leg extending into the bore, the multilateral bore leg including a tubular having a first tubular end and a second tubular end, and a tubular coupling profile located along an outside surface of the tubular proximate the first tubular end. The multilateral junction, according to this aspect, further includes an arced coupling located between the bore and the tubular and engaged with the bore coupling profile and the tubular coupling profile.

Classes IPC  ?

  • E21B 41/00 - Matériel ou accessoires non couverts par les groupes
  • E21B 7/06 - Modification de la direction du trou de forage
  • E21B 17/18 - Tubes comprenant plusieurs passages pour les fluides
  • E21B 43/26 - Procédés pour activer la production par formation de crevasses ou de fractures

50.

FLUID TIGHT FLOAT FOR USE IN A DOWNHOLE ENVIRONMENT

      
Numéro d'application US2022042440
Numéro de publication 2024/049440
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2022-09-02
Date de publication 2024-03-07
Propriétaire HALLIBURTON ENERGY SERVICES, INC. (USA)
Inventeur(s)
  • El Mallawany, Ibrahim
  • Fripp, Michael Linley
  • Greci, Stephen Michael

Abrégé

Provided is a float for use with a fluid flow control device, a fluid flow control device, a method for manufacturing a float, and a well system. The float, in one aspect, includes a fluid tight enclosure. The float, according to this aspect, further includes density specific material located within the fluid tight enclosure, the fluid tight enclosure and the density specific material creating a net density for the float that is between a first density of a desired fluid and a second density of an undesired fluid, such that the float may control fluid flow through a flow control device when encountering the desired fluid or the undesired fluid.

Classes IPC  ?

  • E21B 43/12 - Procédés ou appareils pour commander l'écoulement du fluide extrait vers ou dans les puits
  • E21B 34/08 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits sensibles à l'écoulement ou à la pression du fluide obtenu

51.

WELL BARRIERS FOR SUBTERRANEAN STORAGE OF CARBON DIOXIDE

      
Numéro d'application US2022044746
Numéro de publication 2024/049451
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2022-09-26
Date de publication 2024-03-07
Propriétaire HALLIBURTON ENERGY SERVICES, INC. (USA)
Inventeur(s)
  • Lewis, Samuel J.
  • Jones, Paul J.

Abrégé

A method may include: introducing a resin modified cement slurry into a wellbore penetrating a subterranean formation, the subterranean formation comprising a caprock and a carbon dioxide injection zone, the resin modified cement slurry comprising: a resin; a hardener; a hydraulic cement; and water; and setting the resin modified cement slurry to form a set cement wherein the set cement forms a carbonation-resistant barrier in the carbon dioxide injection zone in the subterranean formation.

Classes IPC  ?

  • E21B 33/13 - Procédés ou dispositifs de cimentation, de bouchage des trous, des fissures ou analogues
  • E21B 43/16 - Procédés de récupération assistée pour l'extraction d'hydrocarbures
  • C09K 8/467 - Compositions de cimentation, p.ex. pour la cimentation des tubes dans les trous de forage; Compositions de bouchage, p.ex. pour tuer des puits contenant des liants inorganiques, p.ex. ciment Portland contenant des additifs pour des utilisations spécifiques

52.

DETERMINATION OF LOCATION AND TYPE OF RESERVOIR FLUIDS BASED ON DOWNHOLE PRESSURE GRADIENT IDENTIFICATION

      
Numéro d'application US2022075798
Numéro de publication 2024/049479
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2022-08-31
Date de publication 2024-03-07
Propriétaire HALLIBURTON ENERGY SERVICES, INC. (USA)
Inventeur(s)
  • Chok, Hamed
  • Dai, Bin
  • Jones, Christopher Michael
  • Toelke, Jonas

Abrégé

A method comprises receiving a measurement of a pressure in a subsurface formation at a number of depths in a wellbore formed in the subsurface formation across a sampling depth range of the subsurface formation to generate a number of pressure-depth measurement pairs and partitioning the sampling depth range into a number of fluid depth ranges. The method comprises performing a fitting operation over each of the number of fluid depth ranges to determine a fluid gradient for the type of the reservoir fluid for each of the number of fluid depth ranges. The method comprises generating a solution set of one or more solutions based on the fluid gradient of the reservoir fluid for each of the number of fluid depth ranges determined from performing the fitting operation, wherein each solution defines a partitioning of the sampling depth range and the fluid gradient of each fluid depth range.

Classes IPC  ?

  • E21B 47/06 - Mesure de la température ou de la pression
  • E21B 49/08 - Prélèvement d'échantillons de fluides ou test des fluides dans les trous de forage ou dans les puits

53.

DISPLAYING CONFIDENCE VALUES IN WELLBORE INVERSION MODELING USING A VISUAL INDICATOR

      
Numéro d'application 17821720
Statut En instance
Date de dépôt 2022-08-23
Date de la première publication 2024-02-29
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. (USA)
Inventeur(s)
  • Combs, Jeremy James
  • Clegg, Nigel
  • Johnson, Paul Blair
  • Usaitis, Vytautas

Abrégé

A system can display confidence values in a wellbore inversion model using a visual indicator. The system can receive downhole data relating to the wellbore from a downhole tool deployed in a wellbore of a geological formation during a wellbore operation. The system can additionally generate an inversion model of the geological formation by performing inversion processing on the downhole data. Furthermore, the system can determine confidence values for the downhole data in the inversion model. Additionally, the system can determine a depth of detection limit for the downhole data based on the confidence values. The system can output the inversion model, the depth of detection limit, and a visual indicator based on the confidence values for display at a display device for use in adjusting the wellbore operation.

Classes IPC  ?

  • E21B 44/00 - Systèmes de commande automatique spécialement adaptés aux opérations de forage, c. à d. systèmes à fonctionnement autonome ayant pour rôle d'exécuter ou de modifier une opération de forage sans l'intervention d'un opérateur humain, p.ex. systèmes de ; Systèmes spécialement adaptés à la surveillance de plusieurs variables ou conditions de forage
  • E21B 7/06 - Modification de la direction du trou de forage

54.

Phase Control For Subterranean Carbon Capture, Utilization And Storage

      
Numéro d'application 17981260
Statut En instance
Date de dépôt 2022-11-04
Date de la première publication 2024-02-29
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. (USA)
Inventeur(s)
  • Allen, Clifford
  • Prakasa, Bona
  • Joubran, Jonathon N.

Abrégé

Injection into a subterranean formation is optimized using a computation model to optimize injection. An optimization objective is to maximize the cumulative fluid mass rates injection that span over the remaining life of the field, while maintaining a dense or supercritical phase and operating within the equipment operational parameters. The phase at each location may be determined based on pressure and temperature, and flow is dynamically adjusted to maintain a phase having at least a threshold density of the carbon dioxide injected at each injection location.

Classes IPC  ?

  • E21B 43/16 - Procédés de récupération assistée pour l'extraction d'hydrocarbures
  • E21B 43/14 - Extraction d'un puits à horizons multiples

55.

Large Count Microsampler

      
Numéro d'application 18307875
Statut En instance
Date de dépôt 2023-04-27
Date de la première publication 2024-02-29
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. (USA)
Inventeur(s)
  • Jones, Christopher Michael
  • Gascooke, Darren George
  • Vanzuilekom, Anthony Herman

Abrégé

A microsampling device for taking fluid samples in a wellbore. The microsampling device may comprise a microsampling tube in which one or more microsamplers disposed in the microsampling tube. Additionally, the microsampling device may comprise a fluid flow line connected to the microsampling tube in which a fluid sample traverses and a secondary fluid flow line in which at least a part of the fluid sample may traverse from the microsampling tube through the secondary fluid flow line and into a wellbore.

Classes IPC  ?

  • E21B 49/10 - Prélèvement d'échantillons de fluides ou test des fluides dans les trous de forage ou dans les puits utilisant des appareils d'échantillonnage ou de test de fluide venant s'appliquer latéralement contre la paroi du puits
  • E21B 49/08 - Prélèvement d'échantillons de fluides ou test des fluides dans les trous de forage ou dans les puits

56.

Method For Enhancing Reactivity Of Pozzolanic Materials

      
Numéro d'application 18490073
Statut En instance
Date de dépôt 2023-10-19
Date de la première publication 2024-02-29
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. (USA)
Inventeur(s)
  • Pisklak, Thomas Jason
  • Lewis, Samuel Jason
  • Patterson, Travis Allen

Abrégé

A method of cementing may include preparing a cement slurry by mixing at least water and a cement dry blend, wherein the cement dry blend comprises a cement and an activated pozzolan; and introducing the cement slurry into a wellbore penetrating a subterranean formation; and allowing the cement slurry to set to form a hardened mass.

Classes IPC  ?

  • C09K 8/46 - Compositions de cimentation, p.ex. pour la cimentation des tubes dans les trous de forage; Compositions de bouchage, p.ex. pour tuer des puits contenant des liants inorganiques, p.ex. ciment Portland
  • C04B 28/04 - Ciments Portland
  • C04B 40/00 - Procédés, en général, pour influencer ou modifier les propriétés des compositions pour mortiers, béton ou pierre artificielle, p.ex. leur aptitude à prendre ou à durcir
  • E21B 33/14 - Procédés ou dispositifs de cimentation, de bouchage des trous, des fissures ou analogues pour la cimentation des tubes dans les trous de forage ou de sondage

57.

DISPLAYING CONFIDENCE VALUES IN WELLBORE INVERSION MODELING USING A VISUAL INDICATOR

      
Numéro d'application US2022075361
Numéro de publication 2024/043930
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2022-08-23
Date de publication 2024-02-29
Propriétaire HALLIBURTON ENERGY SERVICES, INC. (USA)
Inventeur(s)
  • Combs, Jeremy James
  • Clegg, Nigel
  • Usaitis, Vytautas

Abrégé

A system can display confidence values in a wellbore inversion model using a visual indicator. The system can receive downhole data relating to the wellbore from a downhole tool deployed in a wellbore of a geological formation during a wellbore operation. The system can additionally generate an inversion model of the geological formation by performing inversion processing on the downhole data. Furthermore, the system can determine confidence values for the downhole data in the inversion model. Additionally, the system can determine a depth of detection limit for the downhole data based on the confidence values. The system can output the inversion model, the depth of detection limit, and a visual indicator based on the confidence values for display at a display device for use in adjusting the wellbore operation.

Classes IPC  ?

58.

USE OF GRAPHENE TO ENHANCE STABILITY AND DENSITY CONTROL OF CEMENT SLURRIES

      
Numéro d'application US2023023473
Numéro de publication 2024/043962
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2023-05-25
Date de publication 2024-02-29
Propriétaire HALLIBURTON ENERGY SERVICES, INC. (USA)
Inventeur(s)
  • Lewis, Samuel J.
  • Pisklak, Thomas Jason
  • Pineda, Claudia

Abrégé

A cement slurry including graphene, a cementitious material, and water; the graphene comprises bioderived renewable graphene (BRG). The cement slurry can comprise from about 0.01 to about 20, from about 0.1 to about 15, from about 0.5 to about 5 percent graphene by weight of cementitious material (% graphene bwoc). The cement slurry can have enhanced stability, as evidenced by a uniform density of the slurry and a reduction in free fluid, according to API 10B-2, relative to a same cement slurry absent the graphene.

Classes IPC  ?

  • C09K 8/467 - Compositions de cimentation, p.ex. pour la cimentation des tubes dans les trous de forage; Compositions de bouchage, p.ex. pour tuer des puits contenant des liants inorganiques, p.ex. ciment Portland contenant des additifs pour des utilisations spécifiques
  • C04B 14/02 - Matières granuleuses
  • C04B 28/02 - Compositions pour mortiers, béton ou pierre artificielle, contenant des liants inorganiques ou contenant le produit de réaction d'un liant inorganique et d'un liant organique, p.ex. contenant des ciments de polycarboxylates contenant des ciments hydrauliques autres que ceux de sulfate de calcium

59.

MITIGATION OF TRANSIENT GELS IN CEMENTS

      
Numéro d'application US2023024519
Numéro de publication 2024/043965
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2023-06-06
Date de publication 2024-02-29
Propriétaire HALLIBURTON ENERGY SERVICES, INC. (USA)
Inventeur(s)
  • Pisklak, Thomas Jason
  • Lewis, Samuel J.
  • Pineda, Claudia

Abrégé

A cement slurry including graphene, a cement, and water; the graphene comprises bioderived renewable graphene (BRG). The cement slurry has reduced transient gel formation relative to a same cement slurry absent the graphene. Methods of mitigating transient gels in cement are also provided.

Classes IPC  ?

  • E21B 33/14 - Procédés ou dispositifs de cimentation, de bouchage des trous, des fissures ou analogues pour la cimentation des tubes dans les trous de forage ou de sondage
  • E21B 21/06 - Dispositions pour traiter les fluides de forage à l'extérieur du trou de forage
  • E21B 43/26 - Procédés pour activer la production par formation de crevasses ou de fractures
  • C09K 8/46 - Compositions de cimentation, p.ex. pour la cimentation des tubes dans les trous de forage; Compositions de bouchage, p.ex. pour tuer des puits contenant des liants inorganiques, p.ex. ciment Portland

60.

USE OF GRAPHENE AS A CEMENT RETARDER

      
Numéro d'application US2023024521
Numéro de publication 2024/043966
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2023-06-06
Date de publication 2024-02-29
Propriétaire HALLIBURTON ENERGY SERVICES, INC. (USA)
Inventeur(s)
  • Pisklak, Thomas Jason
  • Lewis, Samuel, J.
  • Pineda, Claudia

Abrégé

A cement slurry includes a set retarder comprising graphene, a cementitious material, and water; the graphene comprises bioderived renewable graphene (BRG). The cement slurry has from about 0.01 to about 20, from about 0.1 to about 15, or from about 0.5 to about 5 percent graphene by weight of cementitious material (% graphene bwoc). The cement slurry has an increased thickening time relative to a same cement slurry absent the graphene.

Classes IPC  ?

  • C09K 8/467 - Compositions de cimentation, p.ex. pour la cimentation des tubes dans les trous de forage; Compositions de bouchage, p.ex. pour tuer des puits contenant des liants inorganiques, p.ex. ciment Portland contenant des additifs pour des utilisations spécifiques
  • C04B 14/02 - Matières granuleuses
  • C04B 28/02 - Compositions pour mortiers, béton ou pierre artificielle, contenant des liants inorganiques ou contenant le produit de réaction d'un liant inorganique et d'un liant organique, p.ex. contenant des ciments de polycarboxylates contenant des ciments hydrauliques autres que ceux de sulfate de calcium
  • C04B 103/20 - Retardateurs

61.

DETECTION, CLASSIFICATION AND MITIGATION OF LATERAL VIBRATIONS ALONG DOWNHOLE DRILLING ASSEMBLIES

      
Numéro d'application 17822516
Statut En instance
Date de dépôt 2022-08-26
Date de la première publication 2024-02-29
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. (USA)
Inventeur(s)
  • Talya, Shashishekara S.
  • Kim, Inho

Abrégé

A drilling assembly control system is designed to mitigate drilling vibration by detecting and classifying lateral vibrations. Vibrations are detected along a bottom hole assembly using one or more inertial measurement units, those vibration measurements are classified by lateral vibration type, and mitigating actions are determined.

Classes IPC  ?

  • E21B 44/00 - Systèmes de commande automatique spécialement adaptés aux opérations de forage, c. à d. systèmes à fonctionnement autonome ayant pour rôle d'exécuter ou de modifier une opération de forage sans l'intervention d'un opérateur humain, p.ex. systèmes de ; Systèmes spécialement adaptés à la surveillance de plusieurs variables ou conditions de forage
  • E21B 47/12 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p.ex. pour la diagraphie pendant le forage

62.

DOWNHOLE TRANSDUCER WITH A PIEZOELECTRIC CRYSTAL MATERIAL

      
Numéro d'application 17823779
Statut En instance
Date de dépôt 2022-08-31
Date de la première publication 2024-02-29
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. (USA)
Inventeur(s)
  • Jin, Jing
  • Wu, Xiang
  • Zhang, Wei

Abrégé

A downhole transducer can include at least one single-crystal piezoelectric material, the at least one single-crystal piezoelectric material being positioned in the downhole transducer that is deployed downhole in a wellbore. Additionally, the downhole transducer can include at least one pair of electrodes positioned adjacent to the at least one single-crystal piezoelectric material for determining wellbore parameter measurements using one or more acoustic signals transmitted in the wellbore. The single-crystal piezoelectric material can include PIN-PZN-PT.

Classes IPC  ?

  • H04R 17/02 - Microphones
  • B06B 1/06 - Procédés ou appareils pour produire des vibrations mécaniques de fréquence infrasonore, sonore ou ultrasonore utilisant l'énergie électrique fonctionnant par effet piézo-électrique ou par électrostriction
  • E21B 47/00 - Relevés dans les trous de forage ou dans les puits

63.

BLENDER POWER UNIT FOR ELECTRIC FRACTURING SPREAD

      
Numéro d'application 17897700
Statut En instance
Date de dépôt 2022-08-29
Date de la première publication 2024-02-29
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. (USA)
Inventeur(s)
  • Lucas, Bruce Carl
  • Gordon, Carlos Alfredo Vallejo
  • Hudson, Mark A.
  • Weightman, Glenn Howard
  • Maldonado, Jose L.
  • Schaffner, Austin Carl
  • Fischer, John Harold
  • Nolen, Tyler

Abrégé

A blender power unit (BPU) for use in fracturing jobs. The BPU comprises a transformer having an input and an output and configured to receive electrical power via the input at a first voltage to output electrical power via the output at a second voltage; a motor power bus coupled to the output of the transformer; a motor starter bus; at least one motor soft starter having an input coupled to the motor power bus and having an coupled to the motor starter bus; a plurality of electric power relays coupled to the motor power bus and configured to supply electric power from the motor power bus to a load when in a closed state; and a plurality of start electric power relays coupled to the motor starter bus and configured to supply electric power from the motor starter bus to a load when in a closed state.

Classes IPC  ?

  • E21B 43/26 - Procédés pour activer la production par formation de crevasses ou de fractures
  • B01F 33/502 - Dispositifs de mélange montés sur véhicule
  • B01F 33/80 - Installations de mélange; Combinaisons de mélangeurs
  • E21B 43/267 - Maintien de fractures par étaiement

64.

Friction reducers for dissolved solids tolerance

      
Numéro d'application 17899964
Numéro de brevet 11920086
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2022-08-31
Date de la première publication 2024-02-29
Date d'octroi 2024-03-05
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. (USA)
Inventeur(s)
  • Mast-Hale, Nicole
  • Benoit, Denise Nicole
  • Saputra, I Wayan Rakananda
  • Ruiz, Ii, Francisco Xavier

Abrégé

A variety of methods and compositions are disclosed, including, in one embodiment, A friction reducer comprising: a continuous phase comprising a base oil and a secondary oil, wherein the secondary oil is different than the base oil; a discontinuous phase dispersed in the continuation phase, wherein the discontinuous phase comprises water and a water-soluble polymer; and an emulsifying surfactant.

Classes IPC  ?

  • C09K 8/64 - Compositions à base d'huile
  • C09K 8/60 - Compositions pour activer la production en agissant sur la formation souterraine
  • C09K 8/80 - Compositions pour renforcer les fractures, p.ex. compositions pour agents de soutènement utilisés pour maintenir les fractures ouvertes
  • C09K 8/82 - Compositions à base d'huile
  • E21B 43/267 - Maintien de fractures par étaiement

65.

REAL-TIME CEMENT BOND LOGGING BASED ON CORRELATION

      
Numéro d'application 17900335
Statut En instance
Date de dépôt 2022-08-31
Date de la première publication 2024-02-29
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. (USA)
Inventeur(s)
  • Zhao, Jiajun
  • Wang, Ruijia
  • Sue, Jonathan Brenda

Abrégé

Aspects of the subject technology relate to systems and methods for identifying the quality of cement bonding of an exterior surface of a wellbore casing to an Earth formation. Methods of the present disclosure may allow for bond indexes to be identified in real-time as a cementing operation is performed even when tools that perform the cementing operation generate acoustic noise that interfere with measurements used to evaluate cement bonding quality. These methods may include transmitting acoustic signals, receiving acoustic signals, filtering the received acoustic signals, identifying magnitude and attenuation values to associate with the received acoustic signals, and comparing trends in the magnitudes with the identified attenuation values. These methods may also include correcting attenuation values associated with measured data based on a set of correction rules such that bond indexes can be identified. Such correction rules may be associated with data generated by a computer model.

Classes IPC  ?

  • E21B 47/005 - Surveillance ou contrôle de la qualité ou du niveau de cimentation
  • G01V 1/50 - Analyse des données

66.

FLUID DIODE

      
Numéro d'application 17953907
Statut En instance
Date de dépôt 2022-09-27
Date de la première publication 2024-02-29
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. (USA)
Inventeur(s)
  • Matthews, Iii, Kenneth H.
  • Pelletier, Michael T.

Abrégé

Systems and techniques are described for a fluid diode. In some examples, a fluid diode can include a first fluid path for a first flow of fluid to traverse the fluid diode via a first flow direction and a second fluid path for a second flow of fluid to traverse the fluid diode via a second flow direction. The first flow direction can be associated with a first pressure drop and the second flow direction can be associated with a second pressure drop that is different than the first pressure drop. Moreover, the first fluid path and the second fluid path can be configured to remain open to the first flow and the second flow in the first flow direction and the second flow direction.

Classes IPC  ?

  • E21B 47/06 - Mesure de la température ou de la pression
  • E21B 49/08 - Prélèvement d'échantillons de fluides ou test des fluides dans les trous de forage ou dans les puits
  • G01N 11/08 - Recherche des propriétés d'écoulement des matériaux, p.ex. la viscosité, la plasticité; Analyse des matériaux en déterminant les propriétés d'écoulement en mesurant l'écoulement du matériau à travers un passage étroit, p.ex. un tube, une ouverture en mesurant la pression nécessaire à la production d'un écoulement connu

67.

FLUID DIODE

      
Numéro d'application US2022045053
Numéro de publication 2024/043912
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2022-09-28
Date de publication 2024-02-29
Propriétaire HALLIBURTON ENERGY SERVICES, INC. (USA)
Inventeur(s)
  • Matthews Iii, Kenneth H.
  • Pelletier, Michael T.

Abrégé

Systems and techniques are described for a fluid diode. In some examples, a fluid diode can include a first fluid path for a first flow of fluid to traverse the fluid diode via a first flow direction and a second fluid path for a second flow of fluid to traverse the fluid diode via a second flow direction. The first flow direction can be associated with a first pressure drop and the second flow direction can be associated with a second pressure drop that is different than the first pressure drop. Moreover, the first fluid path and the second fluid path can be configured to remain open to the first flow and the second flow in the first flow direction and the second flow direction.

Classes IPC  ?

  • E21B 34/08 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits sensibles à l'écoulement ou à la pression du fluide obtenu
  • E21B 43/12 - Procédés ou appareils pour commander l'écoulement du fluide extrait vers ou dans les puits
  • E21B 41/00 - Matériel ou accessoires non couverts par les groupes
  • E21B 47/00 - Relevés dans les trous de forage ou dans les puits

68.

DETECTION, CLASSIFICATION AND MITIGATION OF LATERAL VIBRATIONS ALONG DOWNHOLE DRILLING ASSEMBLIES

      
Numéro d'application US2022075496
Numéro de publication 2024/043938
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2022-08-26
Date de publication 2024-02-29
Propriétaire HALLIBURTON ENERGY SERVICES, INC. (USA)
Inventeur(s)
  • Talya, Shashishekara S.
  • Kim, Inho

Abrégé

A drilling assembly control system is designed to mitigate drilling vibration by detecting and classifying lateral vibrations. Vibrations are detected along a bottom hole assembly using one or more inertial measurement units, those vibration measurements are classified by lateral vibration type, and mitigating actions are determined.

Classes IPC  ?

  • E21B 49/00 - Test pour déterminer la nature des parois des trous de forage; Essais de couches; Procédés ou appareils pour prélever des échantillons du terrain ou de fluides en provenance des puits, spécialement adaptés au forage du sol ou aux puits
  • E21B 44/02 - Commande automatique de l'avance de l'outil
  • E21B 7/04 - Forage dirigé

69.

GRAPHENE FLUID UTILIZED TO SUSPEND PARTICULATES

      
Numéro d'application US2023023475
Numéro de publication 2024/043963
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2023-05-25
Date de publication 2024-02-29
Propriétaire HALLIBURTON ENERGY SERVICES, INC. (USA)
Inventeur(s)
  • Pisklak, Thomas, Jason
  • Lewis, Samuel, J.
  • Pineda, Claudia

Abrégé

A composition including a particulate, water, and a suspension aid comprising graphene, wherein the graphene comprises bioderived renewable graphene (BRG) and wherein the particulate is suspended in the composition. Methods of making and using the composition are also provided.

Classes IPC  ?

  • C09K 8/50 - Compositions pour le plâtrage des parois de trous de forage, c. à d. compositions pour la consolidation temporaire des parois des trous de forage
  • C09K 8/42 - Compositions de cimentation, p.ex. pour la cimentation des tubes dans les trous de forage; Compositions de bouchage, p.ex. pour tuer des puits
  • C01B 32/20 - Graphite

70.

Mechanical Clutch for Downhole Tools

      
Numéro d'application 17890140
Statut En instance
Date de dépôt 2022-08-17
Date de la première publication 2024-02-22
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. (USA)
Inventeur(s)
  • Scott, Bruce Edward
  • Passmore, Kevin Robin
  • Wood, Nicholas Robert
  • Hanson, Jon-Howard Elliott

Abrégé

A mechanical clutch allows for transfer of torque downhole that may avoid the need for a hydraulic electrical coil-driven piston. In one or more examples, an anti-rotation guide for a downhole clutch includes a guide track and a follower moveable along the guide track for guiding relative movement between an upper armature and a lower armature. The guide track includes an axially-extending portion terminating in a circumferential loop. The axially extending portion guides the upper armature into axial engagement with the lower armature in response to rotation of the input shaft. The circumferential loop thereafter allows rotation of the upper and lower armatures together in response to further rotation of the input shaft.

Classes IPC  ?

  • E21B 34/14 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits actionnés par le mouvement des outils, p.ex. obturateurs à manchons actionnés par des pistons ou par des outils à câble
  • E21B 41/00 - Matériel ou accessoires non couverts par les groupes
  • F16D 23/00 - ACCOUPLEMENTS POUR LA TRANSMISSION DES MOUVEMENTS DE ROTATION; EMBRAYAGES; FREINS - Détails des embrayages actionnés mécaniquement et non spécifiques d'un type distinct; Dispositions pour la synchronisation des embrayages

71.

Graphene Fluid Utilized to Suspend Particulates

      
Numéro d'application 17892775
Statut En instance
Date de dépôt 2022-08-22
Date de la première publication 2024-02-22
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. (USA)
Inventeur(s)
  • Pisklak, Thomas Jason
  • Lewis, Samuel J.
  • Pineda, Claudia

Abrégé

A composition including a particulate, water, and a suspension aid comprising graphene, wherein the graphene comprises bioderived renewable graphene (BRG) and wherein the particulate is suspended in the composition. Methods of making and using the composition are also provided.

Classes IPC  ?

  • C09K 8/467 - Compositions de cimentation, p.ex. pour la cimentation des tubes dans les trous de forage; Compositions de bouchage, p.ex. pour tuer des puits contenant des liants inorganiques, p.ex. ciment Portland contenant des additifs pour des utilisations spécifiques

72.

Use of Graphene as a Cement Retarder

      
Numéro d'application 17892781
Statut En instance
Date de dépôt 2022-08-22
Date de la première publication 2024-02-22
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. (USA)
Inventeur(s)
  • Pisklak, Thomas Jason
  • Lewis, Samuel J.
  • Pineda, Claudia

Abrégé

A cement slurry includes a set retarder comprising graphene, a cementitious material, and water; the graphene comprises bioderived renewable graphene (BRG). The cement slurry has from about 0.01 to about 20, from about 0.1 to about 15, or from about 0.5 to about 5 percent graphene by weight of cementitious material (% graphene bwoc). The cement slurry has an increased thickening time relative to a same cement slurry absent the graphene.

Classes IPC  ?

  • C09K 8/467 - Compositions de cimentation, p.ex. pour la cimentation des tubes dans les trous de forage; Compositions de bouchage, p.ex. pour tuer des puits contenant des liants inorganiques, p.ex. ciment Portland contenant des additifs pour des utilisations spécifiques

73.

Mitigation of Transient Gels in Cements

      
Numéro d'application 17892787
Statut En instance
Date de dépôt 2022-08-22
Date de la première publication 2024-02-22
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. (USA)
Inventeur(s)
  • Pisklak, Thomas Jason
  • Lewis, Samuel J.
  • Pineda, Claudia

Abrégé

A cement slurry including graphene, a cement, and water; the graphene comprises bioderived renewable graphene (BRG). The cement slurry has reduced transient gel formation relative to a same cement slurry absent the graphene. Methods of mitigating transient gels in cement are also provided.

Classes IPC  ?

  • C09K 8/487 - Additifs régulant les pertes de fluide; Additifs pour réduire ou empêcher la perte de circulation

74.

Use of Graphene to Enhance Stability and Density Control of Cement Slurries

      
Numéro d'application 17892790
Statut En instance
Date de dépôt 2022-08-22
Date de la première publication 2024-02-22
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. (USA)
Inventeur(s)
  • Lewis, Samuel J.
  • Pisklak, Thomas Jason
  • Pineda, Claudia

Abrégé

A cement slurry including graphene, a cementitious material, and water; the graphene comprises bioderived renewable graphene (BRG). The cement slurry can comprise from about 0.01 to about 20, from about 0.1 to about 15, from about 0.5 to about 5 percent graphene by weight of cementitious material (% graphene bwoc). The cement slurry can have enhanced stability, as evidenced by a uniform density of the slurry and a reduction in free fluid, according to API 10B-2, relative to a same cement slurry absent the graphene.

Classes IPC  ?

  • C04B 14/02 - Matières granuleuses
  • C04B 28/04 - Ciments Portland
  • C04B 40/00 - Procédés, en général, pour influencer ou modifier les propriétés des compositions pour mortiers, béton ou pierre artificielle, p.ex. leur aptitude à prendre ou à durcir
  • C09K 8/467 - Compositions de cimentation, p.ex. pour la cimentation des tubes dans les trous de forage; Compositions de bouchage, p.ex. pour tuer des puits contenant des liants inorganiques, p.ex. ciment Portland contenant des additifs pour des utilisations spécifiques
  • E21B 33/13 - Procédés ou dispositifs de cimentation, de bouchage des trous, des fissures ou analogues

75.

Segmented Retainer For High Pressure Barriers

      
Numéro d'application 18370925
Statut En instance
Date de dépôt 2023-09-21
Date de la première publication 2024-02-22
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. (USA)
Inventeur(s)
  • Humphrey, Ryan T.
  • Willoughby, Matthew A.
  • Ornelaz, Richard Decena

Abrégé

Apparatus and methods are disclosed for securing a component, such as a sealing element, to a tubular member, such as a mandrel, of a downhole tool. In at least one example, a retaining ring is used to secure the component to a mandrel. The retaining ring is secured to the mandrel with a plurality of discrete retention segments disposed within a channel at least partially defined by an internal groove on the retaining ring and an external groove on the mandrel. The retention segments are individually insertable into the channel through an access opening on the retaining ring. A compression spring may be provided in the channel to provide compressive engagement of the retention segments. Various closure configurations are also disclosed for closing the access opening once the retention segments have been inserted.

Classes IPC  ?

76.

Performing A Downhole Pressure Test

      
Numéro d'application 18497793
Statut En instance
Date de dépôt 2023-10-30
Date de la première publication 2024-02-22
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. (USA)
Inventeur(s)
  • Jones, Christopher Michael
  • Dai, Bin
  • Price, James M.
  • Van Zuilekom, Anthony Herman
  • Gascooke, Darren George

Abrégé

A method and system for performing a pressure test. The method may include inserting a formation testing tool into a wellbore to a first location within the wellbore based at least in part on a figure of merit. The formation testing tool may include at least one probe, a pump disposed within the formation testing tool and connect to the at least one probe by at least one probe channel and at least one fluid passageway, and at least one stabilizer disposed on the formation testing tool. The method may further include activating the at least one stabilizer, wherein the at least one stabilizer is activated into a surface of the wellbore and performing the pressure test and determining at least one formation property from the pressure test.

Classes IPC  ?

  • E21B 47/06 - Mesure de la température ou de la pression
  • E21B 47/07 - Température
  • E21B 49/08 - Prélèvement d'échantillons de fluides ou test des fluides dans les trous de forage ou dans les puits
  • G01V 9/00 - Prospection ou détection par des procédés non prévus dans les groupes
  • G01V 99/00 - Matière non prévue dans les autres groupes de la présente sous-classe

77.

ORCHESTRATION FRAMEWORK TO DETERMINE COMPOSITE WELL CONSTRUCTION RECOMMENDATIONS

      
Numéro d'application US2022040698
Numéro de publication 2024/039371
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2022-08-18
Date de publication 2024-02-22
Propriétaire HALLIBURTON ENERGY SERVICES, INC. (USA)
Inventeur(s)
  • Kabi, Bibek
  • Marck, Julien Christian
  • Germain, Olivier Roger

Abrégé

The disclosure presents processes to determine one or more recommendations to well construction operations, generated by analyzing impacts on well construction operations. The impacts can include impacts to the drilling assembly, impacts of the subterranean formation characteristics, impacts on cost, time and performance of the well construction operation, impacts on the service quality, impacts to system integrity, impacts to surface equipment, as well as other impact types, such as geological surveys, seismic surveys, stratigraphic analysis, or reservoir estimations. Each impact can be analyzed using an impact parameter and a softness parameter. An impact map can be computed for each of the parameters, and then the impact maps can be combined to compute one or more integrated impact maps from which the recommendations can be determined. The recommendations can be communicated to a well construction system, such as a geo-steering system, a user system, a well site controller, or other systems.

Classes IPC  ?

  • E21B 44/00 - Systèmes de commande automatique spécialement adaptés aux opérations de forage, c. à d. systèmes à fonctionnement autonome ayant pour rôle d'exécuter ou de modifier une opération de forage sans l'intervention d'un opérateur humain, p.ex. systèmes de ; Systèmes spécialement adaptés à la surveillance de plusieurs variables ou conditions de forage
  • E21B 47/12 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p.ex. pour la diagraphie pendant le forage
  • G06N 20/00 - Apprentissage automatique

78.

ELECTRONICS ENCLOSURE WITH GLASS PORTION FOR USE IN A WELLBORE

      
Numéro d'application US2022075042
Numéro de publication 2024/039399
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2022-08-16
Date de publication 2024-02-22
Propriétaire HALLIBURTON ENERGY SERVICES, INC. (USA)
Inventeur(s) Pihl, Joachim

Abrégé

A sealed enclosure can include a glass portion that can be positioned with respect to an electromagnetic component that is in an area defined by the sealed enclosure. The enclosure can prevent fluid from a wellbore environment from contacting the electromagnetic component and to allow the electromagnetic component to wirelessly communicate with a component external to the sealed enclosure. A second portion interfaces with the glass portion for preventing the fluid from the wellbore environment from contacting the electromagnetic component.

Classes IPC  ?

  • G01V 3/18 - Prospection ou détection électrique ou magnétique; Mesure des caractéristiques du champ magnétique de la terre, p.ex. de la déclinaison ou de la déviation spécialement adaptée au carottage
  • E21B 47/13 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p.ex. pour la diagraphie pendant le forage par énergie électromagnétique, p.ex. gammes de fréquence radio
  • E21B 33/12 - Packers; Bouchons
  • E21B 47/01 - Dispositifs pour supporter des instruments de mesure sur des trépans, des tubes, des tiges ou des câbles de forage; Protection des instruments de mesure dans les trous de forage contre la chaleur, les chocs, la pression ou similaire

79.

MODIFIED VEGETABLE OIL AS FLUID LOSS CONTROL ADDITIVE

      
Numéro d'application 18167304
Statut En instance
Date de dépôt 2023-02-10
Date de la première publication 2024-02-22
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. (USA)
Inventeur(s)
  • Gotmukle, Sharad Bhimrao
  • Gupta, Nivika Rajendra
  • Miller, Jeffrey J

Abrégé

Invert emulsions can be used in oil and gas operations. A fluid loss control additive (FLCA) is a component of the fluid that can be utilized to control or minimize fluid loss into a subterranean formation. The FLCA can be a chemically modified vegetable oil that is biodegradable. Vegetable oils having some or all of the functional groups sulfonated can be used as FLCA. A water-soluble salt that has been dissolved in the discontinuous phase of the invert emulsion can combine with the FLCA to form a wax-like, solid mass.

Classes IPC  ?

  • C09K 8/502 - Compositions à base d'huile
  • E21B 21/00 - Procédés ou appareils pour nettoyer les trous de forage par jet de fluide, p.ex. en utilisant l'air d'échappement du moteur

80.

ORCHESTRATION FRAMEWORK TO DETERMINE COMPOSITE WELL CONSTRUCTION RECOMMENDATIONS

      
Numéro d'application 17889960
Statut En instance
Date de dépôt 2022-08-17
Date de la première publication 2024-02-22
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. (USA)
Inventeur(s)
  • Kabi, Bibek
  • Marck, Julien Christian
  • Germain, Olivier Roger

Abrégé

The disclosure presents processes to determine one or more recommendations to well construction operations, generated by analyzing impacts on well construction operations. The impacts can include impacts to the drilling assembly, impacts of the subterranean formation characteristics, impacts on cost, time and performance of the well construction operation, impacts on the service quality, impacts to system integrity, impacts to surface equipment, as well as other impact types, such as geological surveys, seismic surveys, stratigraphic analysis, or reservoir estimations. Each impact can be analyzed using an impact parameter and a softness parameter. An impact map can be computed for each of the parameters, and then the impact maps can be combined to compute one or more integrated impact maps from which the recommendations can be determined. The recommendations can be communicated to a well construction system, such as a geo-steering system, a user system, a well site controller, or other systems.

Classes IPC  ?

  • E21B 47/00 - Relevés dans les trous de forage ou dans les puits

81.

MECHANICAL CLUTCH FOR DOWNHOLE TOOLS

      
Numéro d'application US2022043330
Numéro de publication 2024/039384
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2022-09-13
Date de publication 2024-02-22
Propriétaire HALLIBURTON ENERGY SERVICES, INC. (USA)
Inventeur(s)
  • Scott, Bruce Edward
  • Passmore, Kevin Robin
  • Wood, Nicholas Robert
  • Hanson, Jon-Howard Elliott

Abrégé

A mechanical clutch allows for transfer of torque downhole that may avoid the need for a hydraulic electrical coil-driven piston. In one or more examples, an anti-rotation guide for a downhole clutch includes a guide track and a follower moveable along the guide track for guiding relative movement between an upper armature and a lower armature. The guide track includes an axially-extending portion terminating in a circumferential loop. The axially extending portion guides the upper armature into axial engagement with the lower armature in response to rotation of the input shaft. The circumferential loop thereafter allows rotation of the upper and lower armatures together in response to further rotation of the input shaft.

Classes IPC  ?

  • E21B 4/00 - Moyens d'entraînement dans le trou de forage
  • E21B 34/06 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits
  • E21B 34/10 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits actionnés par un fluide de commande provenant de l'extérieur du trou de forage

82.

A POSITION SENSOR ASSEMBLY WITH CIRCUMFERENTIAL MAGNETIC COUPLING FOR WELLBORE OPERATIONS

      
Numéro d'application US2022075041
Numéro de publication 2024/039398
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2022-08-16
Date de publication 2024-02-22
Propriétaire HALLIBURTON ENERGY SERVICES, INC. (USA)
Inventeur(s) Gissler, Robert

Abrégé

A downhole tool can include a position sensor comprising a first set of magnets and an internal slider. The downhole tool can also include a valve magnet assembly comprising a second set of magnets magnetically couplable to the first set of magnets. The second set of magnets can be positionable circumferentially around an outer diameter of the position sensor. The valve magnet assembly can be configured to move in response to a fluid valve. The valve magnet assembly can be configured to cause the internal slider of the position sensor to move in response to movement of the valve magnet assembly.

Classes IPC  ?

  • E21B 34/10 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits actionnés par un fluide de commande provenant de l'extérieur du trou de forage
  • E21B 34/08 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits sensibles à l'écoulement ou à la pression du fluide obtenu
  • E21B 47/01 - Dispositifs pour supporter des instruments de mesure sur des trépans, des tubes, des tiges ou des câbles de forage; Protection des instruments de mesure dans les trous de forage contre la chaleur, les chocs, la pression ou similaire

83.

EQUIPAC

      
Numéro de série 98408103
Statut En instance
Date de dépôt 2024-02-16
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. ()
Classes de Nice  ? 06 - Métaux communs et minerais; objets en métal

Produits et services

gravel pack screen solution; oil and gas well completion equipment, namely, metal sand control screens; oil and gas well completion tool used for placement down-hole in a well bore of an oil and/or gas well, namely, flow control valves for regulating the flow of gases and liquids, said completion tool used in connection with drill strings, and sand control screens and tubes, for controlling the inflow of oil, water and gas from an oil and/or gas reservoir into the oil and/or gas well

84.

GENERATING PRESSURE WAVES IN A FLOWLINE OR A WELLBORE

      
Numéro d'application 17819273
Statut En instance
Date de dépôt 2022-08-11
Date de la première publication 2024-02-15
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. (USA)
Inventeur(s)
  • Bennett, David
  • Ogundare, Oluwatosin
  • Young, Chalice
  • Bickley, Terry Don

Abrégé

A system can be used for generating a pressure signal in a flow path defined by a tubular. The system can include a pressure source, a valve, and a controller. The controller can output a command to control the pressure source for outputting a fluid hammer, according to the command, through the valve and into a flow path defined by a wellbore tubular. The system can be positioned external to the flow path. The system can determine, based on the reflection signal, a presence of a deposition, a blockage, or a leak within the flowline while the flowline is in operation.

Classes IPC  ?

  • E21B 21/08 - Commande ou surveillance de la pression ou de l'écoulement du fluide de forage, p.ex. remplissage automatique des trous de forage, commande automatique de la pression au fond
  • E21B 21/10 - Aménagements des vannes dans les systèmes de circulation des fluides de forage

85.

Multi-Activation Reamer With Activation Confirmation

      
Numéro d'application 17886062
Statut En instance
Date de dépôt 2022-08-11
Date de la première publication 2024-02-15
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. (USA)
Inventeur(s) Seutter, Daniel

Abrégé

A multi-activation reamer optionally includes modular activation and pulse confirmation blocks for activating the reamer and confirming activation. A reamer activation signal may be communicated downhole, optionally using an activation sequence of drill string flow and rotation detectable by downhole sensors. An on-board controller receives the activation signal and opens an activation flow path in the activation block to hydraulically actuate the reamer arms. A pulse flow path is also opened in the pulse confirmation block, optionally using pressure from the activation flow path. Flow along the pulse flow path is modulated to generate a flow pattern detectable uphole of the reamer to confirm activation of the reamer.

Classes IPC  ?

  • E21B 7/28 - Elargissement des trous forés, p.ex. par forage à contresens
  • E21B 10/32 - Trépans avec une partie pilote, c. à d. trépans comportant un organe coupant pilote; Trépans pour élargir le trou de forage, p.ex. alésoirs à organes coupants expansibles

86.

FLUID OPTICAL DATABASE RECONSTRUCTION METHODS AND APPLICATIONS THEREOF

      
Numéro d'application 18495425
Statut En instance
Date de dépôt 2023-10-26
Date de la première publication 2024-02-15
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. (USA)
Inventeur(s)
  • Chen, Dingding
  • Dai, Bin
  • Jones, Christopher Michael
  • Shen, Jing
  • Van Zuilekom, Anthony

Abrégé

A method includes receiving first material property data for a first material in one or more second materials, detecting material sensor data from at least one sensor, and applying an inverse model and a forward model to the first material property data to provide, at least in part, synthetic sensor measurement data for the one or more second materials.

Classes IPC  ?

  • G06F 16/11 - Administration des systèmes de fichiers, p.ex. détails de l’archivage ou d’instantanés
  • E21B 49/08 - Prélèvement d'échantillons de fluides ou test des fluides dans les trous de forage ou dans les puits
  • G01N 21/3577 - Couleur; Propriétés spectrales, c. à d. comparaison de l'effet du matériau sur la lumière pour plusieurs longueurs d'ondes ou plusieurs bandes de longueurs d'ondes différentes en recherchant l'effet relatif du matériau pour les longueurs d'ondes caractéristiques d'éléments ou de molécules spécifiques, p.ex. spectrométrie d'absorption atomique en utilisant la lumière infrarouge pour l'analyse de liquides, p.ex. l'eau polluée
  • G01N 21/94 - Recherche de souillures, p.ex. de poussières
  • G01N 33/28 - Huiles
  • G01V 8/10 - Détection, p.ex. en utilisant des barrières de lumière
  • G06N 3/08 - Méthodes d'apprentissage
  • G06N 3/045 - Combinaisons de réseaux

87.

ELECTRO-MECHANICAL CLUTCH FOR DOWNHOLE TOOLS

      
Numéro d'application US2022041848
Numéro de publication 2024/035414
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2022-08-29
Date de publication 2024-02-15
Propriétaire HALLIBURTON ENERGY SERVICES, INC. (USA)
Inventeur(s)
  • Passmore, Kevin Robin
  • Wood, Nicholas Robert
  • Yatawara, Rajiv Jerome
  • Scott, Bruce Edward

Abrégé

Systems and methods of the present disclosure relate to actuator assemblies for downhole tools. An actuator assembly comprises a ball screw; a ball nut disposed around the ball screw; a cam disposed around the ball nut; a rail disposed adjacent to the cam, the rail operable to stop rotation of the cam to extend the cam axially as the ball nut traverses the ball screw.

Classes IPC  ?

  • E21B 34/06 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits
  • E21B 34/10 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits actionnés par un fluide de commande provenant de l'extérieur du trou de forage

88.

GENERATING PRESSURE WAVES IN A FLOWLINE OR A WELLBORE

      
Numéro d'application US2022074871
Numéro de publication 2024/035437
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2022-08-11
Date de publication 2024-02-15
Propriétaire HALLIBURTON ENERGY SERVICES, INC. (USA)
Inventeur(s)
  • Bennett, David
  • Ogundare, Oluwatosin
  • Young, Chalice
  • Bickley, Terry Don

Abrégé

A system can be used for generating a pressure signal in a flow path defined by a tubular. The system can include a pressure source, a valve, and a controller. The controller can output a command to control the pressure source for outputting a fluid hammer, according to the command, through the valve and into a flow path defined by a wellbore tubular. The system can be positioned external to the flow path. The system can determine, based on the reflection signal, a presence of a deposition, a blockage, or a leak within the flowline while the flowline is in operation.

Classes IPC  ?

  • E21B 47/18 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p.ex. pour la diagraphie pendant le forage utilisant des ondes acoustiques à travers le fluide du puits
  • E21B 47/06 - Mesure de la température ou de la pression
  • E21B 21/08 - Commande ou surveillance de la pression ou de l'écoulement du fluide de forage, p.ex. remplissage automatique des trous de forage, commande automatique de la pression au fond

89.

DETERMINING RELATIVE PERMEABILITY IN A ROCK SAMPLE

      
Numéro d'application 18124961
Statut En instance
Date de dépôt 2023-03-22
Date de la première publication 2024-02-15
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. (USA)
Inventeur(s)
  • Nie, Xiaobo
  • Toelke, Jonas
  • Fang, Qian

Abrégé

Aspects of the subject technology relate to systems, methods, and computer-readable media for identifying a relative permeability of a core sample through a computerized representation of a pore structure of the sample. Specifically, a computerized representation of a three-dimensional (3D) pore structure of a core sample can be accessed. A relative permeability of oil through the 3D pore structure can be determined in three dimensions. Further, a relative permeability of water through the 3D pore structure can be determined in the three dimensions. Average relative permeabilities of oil and water of the 3D pore structure can be identified based on the relative permeability of the oil in the three dimensions and the relative permeability of the water in the three dimensions.

Classes IPC  ?

  • G01N 15/08 - Recherche de la perméabilité, du volume des pores ou de l'aire superficielle des matériaux poreux
  • G06F 30/20 - Optimisation, vérification ou simulation de l’objet conçu

90.

POSITION SENSOR ASSEMBLY WITH CIRCUMFERENTIAL MAGNETIC COUPLING FOR WELLBORE OPERATIONS

      
Numéro d'application 17819839
Statut En instance
Date de dépôt 2022-08-15
Date de la première publication 2024-02-15
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. (USA)
Inventeur(s) Gissler, Robert

Abrégé

A downhole tool can include a position sensor comprising a first set of magnets and an internal slider. The downhole tool can also include a valve magnet assembly comprising a second set of magnets magnetically couplable to the first set of magnets. The second set of magnets can be positionable circumferentially around an outer diameter of the position sensor. The valve magnet assembly can be configured to move in response to a fluid valve. The valve magnet assembly can be configured to cause the internal slider of the position sensor to move in response to movement of the valve magnet assembly.

Classes IPC  ?

  • E21B 47/092 - Localisation ou détermination de la position d'objets dans les trous de forage ou dans les puits; Identification des parties libres ou bloquées des tubes par détection d'anomalies magnétiques
  • E21B 34/12 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits actionnés par le mouvement des tubages ou des colonnes de production

91.

ELECTRONICS ENCLOSURE WITH GLASS PORTION FOR USE IN A WELLBORE

      
Numéro d'application 17819869
Statut En instance
Date de dépôt 2022-08-15
Date de la première publication 2024-02-15
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. (USA)
Inventeur(s) Pihl, Joachim

Abrégé

A sealed enclosure can include a glass portion that can be positioned with respect to an electromagnetic component that is in an area defined by the sealed enclosure. The enclosure can prevent fluid from a wellbore environment from contacting the electromagnetic component and to allow the electromagnetic component to wirelessly communicate with a component external to the sealed enclosure. A second portion interfaces with the glass portion for preventing the fluid from the wellbore environment from contacting the electromagnetic component.

Classes IPC  ?

92.

Electro-Mechanical Clutch For Downhole Tools

      
Numéro d'application 17884855
Statut En instance
Date de dépôt 2022-08-10
Date de la première publication 2024-02-15
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. (USA)
Inventeur(s)
  • Passmore, Kevin Robin
  • Wood, Nicholas Robert
  • Yatawara, Rajiv Jerome
  • Scott, Bruce Edward

Abrégé

Systems and methods of the present disclosure relate to actuator assemblies for downhole tools. An actuator assembly comprises a ball screw; a ball nut disposed around the ball screw; a cam disposed around the ball nut; a rail disposed adjacent to the cam, the rail operable to stop rotation of the cam to extend the cam axially as the ball nut traverses the ball screw.

Classes IPC  ?

  • E21B 34/06 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits

93.

DETERMINING RELATIVE PERMEABILITY IN A ROCK SAMPLE

      
Numéro d'application US2023016113
Numéro de publication 2024/035448
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2023-03-23
Date de publication 2024-02-15
Propriétaire HALLIBURTON ENERGY SERVICES, INC. (USA)
Inventeur(s)
  • Nie, Xiaobo
  • Toelke, Jonas
  • Fang, Qian

Abrégé

Aspects of the subject technology relate to systems, methods, and computer-readable media for identifying a relative permeability of a core sample through a computerized representation of a pore structure of the sample. Specifically, a computerized representation of a three-dimensional (3D) pore structure of a core sample can be accessed. A relative permeability of oil through the 3D pore structure can be determined in three dimensions. Further, a relative permeability of water through the 3D pore structure can be determined in the three dimensions. Average relative permeabilities of oil and water of the 3D pore structure can be identified based on the relative permeability of the oil in the three dimensions and the relative permeability of the water in the three dimensions.

Classes IPC  ?

  • E21B 49/02 - Test pour déterminer la nature des parois des trous de forage; Essais de couches; Procédés ou appareils pour prélever des échantillons du terrain ou de fluides en provenance des puits, spécialement adaptés au forage du sol ou aux puits par prélèvements mécaniques d'échantillons du terrain
  • G01N 15/08 - Recherche de la perméabilité, du volume des pores ou de l'aire superficielle des matériaux poreux

94.

Distributed control system with failover capabilities for physical well equipment

      
Numéro d'application 18082217
Numéro de brevet 11899438
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2022-12-15
Date de la première publication 2024-02-13
Date d'octroi 2024-02-13
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. (USA)
Inventeur(s)
  • Stark, Daniel Joshua
  • Samson, Etienne
  • Herrera, Adan H.
  • Freitas, Allan Silva
  • Jamison, Dale E.
  • Martin, Adam Harold
  • Chretien, Alexander Simon

Abrégé

A distributed control system can be used to implement failover capabilities for control units that control well equipment during a well operation. For example, a system can include first well equipment that performs a first physical task and second well equipment that performs a second physical task different from the first physical task. Additionally, the system can include a distributed control system with a first control unit coupled to the first well equipment and a second control unit coupled to the second well equipment. Both control units may include a first control module and a second control module for automatically controlling the first physical task and the second physical task, respectively. The distributed control system can detect a failure of the second control unit and initiate a failover process in which the first control unit takes over control of the second physical task by enabling the second control module.

Classes IPC  ?

  • G05B 23/02 - Test ou contrôle électrique
  • G01V 1/44 - Séismologie; Prospection ou détection sismique ou acoustique spécialement adaptées au carottage en utilisant des générateurs et des récepteurs situés dans le même puits

95.

Monitoring a wellbore operation using distributed artificial intelligence

      
Numéro d'application 18082166
Numéro de brevet 11899410
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2022-12-15
Date de la première publication 2024-02-13
Date d'octroi 2024-02-13
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. (USA)
Inventeur(s)
  • Jamison, Dale E.
  • Stark, Daniel Joshua
  • Vos, Andrew

Abrégé

Distributed artificial intelligence (AI) can be used to monitor a wellbore operation in some examples described herein. In one such example, physical equipment can be positioned at a surface of a wellsite to support a drilling operation at the wellsite. Each piece of physical equipment may include a sensor module, a processor communicatively coupled to the sensor module, and a memory. The memory can include an AI module configured to determine a condition associated with the equipment by analyzing sensor data from the sensor module using one or more machine-learning models. The memory additionally can include a warning module for causing the processor to output a warning notification based on the condition. The memory further can include a communications module for causing the processor to transmit a communication indicating the condition to a destination via a network. The communication may be different from the warning notification.

Classes IPC  ?

  • G05B 13/02 - Systèmes de commande adaptatifs, c. à d. systèmes se réglant eux-mêmes automatiquement pour obtenir un rendement optimal suivant un critère prédéterminé électriques
  • E21B 41/00 - Matériel ou accessoires non couverts par les groupes
  • G01M 99/00 - Matière non prévue dans les autres groupes de la présente sous-classe
  • G08B 21/08 - Alarmes pour assurer la sécurité des personnes réagissant à un état anormal d'une masse d'eau
  • G08B 21/18 - Alarmes de situation

96.

SHEAR PIN FOR DEACTIVATING A STEERING PAD OF A ROTARY STEERABLE SYSTEM

      
Numéro d'application 17816893
Statut En instance
Date de dépôt 2022-08-02
Date de la première publication 2024-02-08
Propriétaire Halliburton Energy Services, Inc. (USA)
Inventeur(s)
  • Zhang, Lizheng
  • Badrinarayanan, Paravastu

Abrégé

A body of a shear pin can be positioned in a pad stopper of a steering pad of a rotary steerable system. The rotary steerable system can be used to steer a drill in a wellbore. The steering pad can be positioned on the rotary steerable system such that a head of the shear pin is coupled with a lateral pad of the rotary steerable system. The head of the shear pin can deactivate the steering pad by preventing the steering pad from actuating. A fluid pulse can be output in the wellbore to break the shear pin for enabling the steering pad to actuate to cause the rotary steerable system to steer the drill in the wellbore.

Classes IPC  ?

  • E21B 7/06 - Modification de la direction du trou de forage
  • E21B 34/06 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits

97.

DENSITY SENSOR FOR QUANTIFYING PRODUCTION FLUID CONTENT

      
Numéro d'application US2022039114
Numéro de publication 2024/030117
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2022-08-02
Date de publication 2024-02-08
Propriétaire HALLIBURTON ENERGY SERVICES, INC. (USA)
Inventeur(s)
  • El Mallawany, Ibrahim
  • Fripp, Michael Linley
  • Greci, Stephen Michael

Abrégé

Provided is a density sensor, a downhole tool, and a well system. The density sensor, in one aspect, includes one or more float chambers, and two or more floats located within the one or more float chambers. In one aspect, the two or more floats have a density ranging from.08 sg to 2.1 sg, and further a first of the two or more floats has a first known density (ρ1) and a second of the two or more floats has a second known density (ρ2) greater than the first known density (ρ1). The density sensor, according to this aspect, may further include one or more sensors located proximate the one or more float chambers, the one or more sensors configured to sense whether ones of the two or more floats sink or float within production fluid having an unknown density (ρf).

Classes IPC  ?

  • E21B 47/10 - Localisation des fuites, intrusions ou mouvements du fluide
  • E21B 41/00 - Matériel ou accessoires non couverts par les groupes
  • E21B 43/12 - Procédés ou appareils pour commander l'écoulement du fluide extrait vers ou dans les puits
  • E21B 47/12 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p.ex. pour la diagraphie pendant le forage

98.

SENSOR FOR QUANTIFYING PRODUCTION FLUID PERCENTAGE CONTENT

      
Numéro d'application US2022039132
Numéro de publication 2024/030118
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2022-08-02
Date de publication 2024-02-08
Propriétaire HALLIBURTON ENERGY SERVICES, INC. (USA)
Inventeur(s)
  • El Mallawany, Ibrahim
  • Fripp, Michael Linley
  • Greci, Stephen Michael

Abrégé

1go2oww). The downhole tool, according to this aspect, further includes two or more non-contact proximity sensors configured to sense a radial location of the two or more floats to determine a gas:oil ratio and oil:water ratio.

Classes IPC  ?

  • E21B 47/10 - Localisation des fuites, intrusions ou mouvements du fluide
  • E21B 41/00 - Matériel ou accessoires non couverts par les groupes
  • E21B 47/12 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p.ex. pour la diagraphie pendant le forage
  • E21B 43/12 - Procédés ou appareils pour commander l'écoulement du fluide extrait vers ou dans les puits
  • E21B 43/08 - Tubes filtres ou crépines

99.

SHEAR PIN FOR DEACTIVATING A STEERING PAD OF A ROTARY STEERABLE SYSTEM

      
Numéro d'application US2022074429
Numéro de publication 2024/030152
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2022-08-02
Date de publication 2024-02-08
Propriétaire HALLIBURTON ENERGY SERVICES, INC. (USA)
Inventeur(s)
  • Zhang, Lizheng
  • Badrinarayanan, Paravastu

Abrégé

A body of a shear pin can be positioned in a pad stopper of a steering pad of a rotary steerable system. The rotary steerable system can be used to steer a drill in a wellbore. The steering pad can be positioned on the rotary steerable system such that a head of the shear pin is coupled with a lateral pad of the rotary steerable system. The head of the shear pin can deactivate the steering pad by preventing the steering pad from actuating. A fluid pulse can be output in the wellbore to break the shear pin for enabling the steering pad to actuate to cause the rotary steerable system to steer the drill in the wellbore.

Classes IPC  ?

  • E21B 17/10 - Protecteurs contre l'usure; Dispositifs de centrage
  • E21B 7/06 - Modification de la direction du trou de forage
  • E21B 34/10 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits actionnés par un fluide de commande provenant de l'extérieur du trou de forage

100.

STEERING VALVE FOR DEACTIVATING A STEERING PAD OF A ROTARY STEERABLE SYSTEM

      
Numéro d'application US2022074430
Numéro de publication 2024/030153
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2022-08-02
Date de publication 2024-02-08
Propriétaire HALLIBURTON ENERGY SERVICES, INC. (USA)
Inventeur(s)
  • Zhang, Lizheng
  • Badrinarayanan, Paravastu

Abrégé

A rotary steerable drilling system can be positioned in a subterranean formation to steer a drill to form a wellbore in the subterranean formation. An orientation of a steering valve, which is positioned in the rotary steerable drilling system, can be adjusted to cover each channel of one or more channels of a valve seat adjacent the steering valve to deactivate each steering pad of one or more steering pads of the rotary steerable drilling system. The orientation of the steering valve can be adjusted to activate at least one steering pad of the one or more steering pads of the rotary steerable drilling system.

Classes IPC  ?

  • E21B 7/06 - Modification de la direction du trou de forage
  • E21B 44/00 - Systèmes de commande automatique spécialement adaptés aux opérations de forage, c. à d. systèmes à fonctionnement autonome ayant pour rôle d'exécuter ou de modifier une opération de forage sans l'intervention d'un opérateur humain, p.ex. systèmes de ; Systèmes spécialement adaptés à la surveillance de plusieurs variables ou conditions de forage
  • E21B 44/02 - Commande automatique de l'avance de l'outil
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