Baker Hughes, a GE Company, LLC

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Date
2024 février 1
2024 (AACJ) 1
2023 1
2022 6
2021 11
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Classe IPC
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 87
E21B 33/12 - Packers; Bouchons 82
E21B 47/00 - Relevés dans les trous de forage ou dans les puits 67
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 62
E21B 34/06 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits 59
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Statut
En Instance 10
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1.

SELF-ALIGNING BEARING ASSEMBLY FOR DOWNHOLE MOTORS

      
Numéro d'application 18385308
Statut En instance
Date de dépôt 2023-10-30
Date de la première publication 2024-02-22
Propriétaire Baker Hughes, a GE company, LLC (USA)
Inventeur(s) Peters, Volker

Abrégé

An apparatus for use in a wellbore includes a drill string section, a drive shaft disposed in the drill string section, a bearing assembly connected to the drive shaft, and an alignment assembly connecting the bearing assembly to the drill string section. The alignment assembly has a first alignment member and a second alignment member slidingly engaging one another to allow at least a portion of the bearing assembly to tilt relative to the drill string section. A related method includes the steps of positioning a drive shaft in a drill string section; connecting a bearing assembly to the drive shaft using the alignment assembly, the alignment assembly having a first alignment member and a second alignment member; and allowing at least a portion of the bearing assembly to tilt relative to the drill string section using the alignment assembly by having the first alignment member and the second alignment member slidingly engage one another.

Classes IPC  ?

  • E21B 7/06 - Modification de la direction du trou de forage

2.

Ultrasonic transducer for flow measurement

      
Numéro d'application 17513687
Numéro de brevet 11806749
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2021-10-28
Date de la première publication 2023-05-04
Date d'octroi 2023-11-07
Propriétaire Baker Hughes, a GE Company, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Ganesan, Baskaran
  • Sakthivel, Navin
  • Avagliano, Aaron

Abrégé

An ultrasonic transducer is provided. The ultrasonic transducer can be configured for flow metering applications and can include a head mass, a tail mass, and a spanning element joining the head mass with the tail mass. At least one cavity can be created in the head mass, tail mass, or spanning element using additive manufacturing. A method of manufacturing is also provided. The method of manufacturing can include forming a head mass utilizing a first process of additive manufacturing. The method of manufacturing can also include forming a tail mass utilizing a second process or additive manufacturing. The method of manufacturing can further include joining the head mass and the tail mass by a spanning element.

Classes IPC  ?

  • 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
  • G01F 1/66 - 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

3.

DOWNHOLE ROBOTIC ARM

      
Numéro d'application 17683255
Statut En instance
Date de dépôt 2022-02-28
Date de la première publication 2022-10-20
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Radtke, Daniel
  • Herrmann, Thomas D.

Abrégé

An apparatus for manipulating an object in a borehole in an earthen formation includes a body configured to be conveyed along the borehole and a plurality of linear actuators disposed in the body and operatively connected to the object. The plurality of linear actuators applies a translational and rotational movement to the object. A related method includes applying a translational and rotational movement to the object using the plurality of linear actuators.

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 41/00 - Matériel ou accessoires non couverts par les groupes
  • E21B 47/007 - Mesure des contraintes dans le cuvelage ou la tige de forage
  • E21B 47/07 - Température
  • 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
  • E21B 10/02 - Trépans carottiers
  • E21B 47/024 - Détermination de l'inclinaison ou de la direction des dispositifs dans le trou de forage
  • E21B 47/06 - Mesure de la température ou de la pression
  • 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 49/06 - 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 au moyen d'outils de forage latéral ou de dispositifs de raclage
  • 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

4.

DAMPERS FOR MITIGATION OF DOWNHOLE TOOL VIBRATIONS AND VIBRATION ISOLATION DEVICE FOR DOWNHOLE BOTTOM HOLE ASSEMBLY

      
Numéro d'application 17558722
Statut En instance
Date de dépôt 2021-12-22
Date de la première publication 2022-04-14
Propriétaire Baker Hughes, a GE company, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Peters, Volker
  • Hohl, Andreas
  • Heinisch, Dennis
  • Reckmann, Hanno
  • Mihajlovic, Sasa

Abrégé

A system for drilling a borehole into the earth's subsurface includes a drill bit configured to rotate and penetrate through the earth's subsurface, and a vibration isolation device configured to isolate vibration that is caused at the drill bit, the vibration having an amplitude. The amplitude of the vibration downhole of the vibration isolation device is at least 20% higher than the amplitude of the vibration uphole of the vibration isolation device.

Classes IPC  ?

  • E21B 17/07 - Joints télescopiques permettant de faire varier les longueurs de trains de tiges; Amortisseurs

5.

SENSOR DRIFT HANDLING IN VIRTUAL FLOW METERING

      
Numéro d'application 17275763
Statut En instance
Date de dépôt 2016-09-30
Date de la première publication 2022-02-24
Propriétaire Baker Hughes, a GE Company, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Gonzaga, Carlos Alberto Cavichioloi
  • Zhao, Tong
  • Ru, Yu

Abrégé

The present discussion relates to the addressing sensor drift issues in virtual flow meter applications. By way of example, in certain implementations: 1) pressure, temperature, or other sensors are prioritized based on one or more evaluation criteria, 2) a determination is made as to whether there are sensor drifts for those sensors with high priority, and 3) sensor readings experiencing drift, such as above a specified or measureable threshold, are compensated. In this manner, virtual flow meter accuracy is maintained over time.

Classes IPC  ?

  • G01F 1/74 - Dispositifs pour la mesure du débit d'un matériau fluide ou du débit d'un matériau solide fluent en suspension dans un autre fluide
  • G01F 25/00 - Test ou étalonnage des appareils pour la mesure du volume, du débit volumétrique ou du niveau des liquides, ou des appareils pour compter par volume

6.

Synthetic formation evaluation logs based on drilling vibrations

      
Numéro d'application 16513408
Numéro de brevet 11293283
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2019-07-16
Date de la première publication 2022-02-17
Date d'octroi 2022-04-05
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Pei, Jianyong
  • Dahl, Thomas G.
  • Macpherson, John D.
  • Jogi, Pushkar N.
  • Reckmann, Hanno

Abrégé

A method and apparatus for predicting a formation parameter at a drill bit drilling a formation is disclosed. A vibration measurement is obtained at each of a plurality of depths in the borehole. A formation parameter is obtained proximate each of the plurality of depths in the borehole. A relationship is determined between the obtained vibration measurements and the measured formation parameters at the plurality of depths. A vibration measurement at a new drill bit location is obtained and the formation parameter at the new drill bit location is predicted from the vibration measurement and the determined relation. Formation type can be determined at the new drill bit location from the new vibration measurement and the determined relationship.

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

7.

Dark acoustic metamaterial cell for hyperabsorption

      
Numéro d'application 16132405
Numéro de brevet 11282490
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2018-09-15
Date de la première publication 2022-01-06
Date d'octroi 2022-03-22
Propriétaire Baker Hughes, A GE Company, LLC (USA)
Inventeur(s) Swett, Dwight W.

Abrégé

Systems and methods for vibration attenuation, and for investigating a subsurface volume of interest from a borehole. System embodiments may include a vibration attenuation system, comprising: at least one vibration attenuator configured to dynamically isolate a vibration source, the at least one vibration attenuator comprising metamaterial defining a plurality of cells; wherein at least one cell of the plurality of cells comprises a plurality of sub-cells azimuthally arrayed about an axis of alignment, and at least one sub-cell of the plurality is defined by a solid, the at least one sub-cell including a plurality of cell segments substantially oriented in alignment with a mapping geometry comprising an inversion of a canonical tangent circles mapping. The vibration source may comprise an acoustic source. The system may have an enclosure having the acoustic source and the at least one receiver disposed therein, with the at least one acoustic attenuator is positioned between.

Classes IPC  ?

  • G10K 11/16 - Procédés ou dispositifs de protection contre le bruit ou les autres ondes acoustiques ou pour amortir ceux-ci, en général
  • G01V 1/04 - Production d'énergie sismique - Détails
  • G01V 1/16 - Séismologie; Prospection ou détection sismique ou acoustique Éléments récepteurs de signaux sismiques; Aménagements ou adaptations des éléments récepteurs

8.

Upconverting nanoparticles as tracers for production and well monitoring

      
Numéro d'application 17481755
Numéro de brevet 11598184
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2021-09-22
Date de la première publication 2022-01-06
Date d'octroi 2023-03-07
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Murugesan, Sankaran
  • Khabashesku, Valery
  • Darugar, Qusai

Abrégé

A method of fracturing multiple productive zones of a subterranean formation penetrated by a wellbore is disclosed. The method comprises injecting a fracturing fluid into each of the multiple production zones at a pressure sufficient to enlarge or create fractures in the multiple productive zones, wherein the fracturing fluid comprises an upconverting nanoparticle that has a host material, a dopant, and a surface modification such that the upconverting nanoparticle is soluble or dispersible in water, a hydrocarbon oil, or a combination thereof; recovering a fluid from one or more of the multiple production zones; detecting the upconverting nanoparticle in the recovered fluid by exposing the recovered fluid to an excitation radiation having a monochromatic wavelength; and identifying the zone that produces the recovered fluid or monitoring an amount of water or oil in the produced fluid by measuring an optical property of the upconverting nanoparticle in the recovered fluid.

Classes IPC  ?

  • E21B 43/14 - Extraction d'un puits à horizons multiples
  • E21B 47/11 - Localisation des fuites, intrusions ou mouvements du fluide utilisant la radioactivité
  • C09K 8/68 - Compositions à base d'eau ou de solvants polaires contenant des composés organiques
  • E21B 43/26 - Procédés pour activer la production par formation de crevasses ou de fractures
  • E21B 43/20 - Déplacement par l'eau
  • E21B 43/24 - Procédés de récupération assistée pour l'extraction d'hydrocarbures utilisant la chaleur, p.ex. injection de vapeur
  • C09K 11/02 - Emploi de substances particulières comme liants, revêtements de particules ou milieux de suspension
  • C09K 11/77 - Substances luminescentes, p.ex. électroluminescentes, chimiluminescentes contenant des substances inorganiques luminescentes contenant des métaux des terres rares
  • C09K 8/66 - Compositions à base d'eau ou de solvants polaires

9.

Tail stock for a long vertically suspended workpiece that will experience heat expansion

      
Numéro d'application 17474490
Numéro de brevet 11766723
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2021-09-14
Date de la première publication 2021-12-30
Date d'octroi 2023-09-26
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Luce, David K.
  • Parrott, Crystal A.
  • Wiedmann, Stephen L.

Abrégé

A method of processing a workpiece includes supporting the workpiece on a tailstock extending along an axis, thermally processing the workpiece with a processing device, and displacing a portion of the tailstock assembly in response to thermal expansion of the workpiece as a result of processing with the thermal processing device.

Classes IPC  ?

  • B23B 23/00 - Contrepointes; Pointes à centrer
  • B23B 23/04 - Pointes à centrer tournantes
  • C23C 4/00 - Revêtement par pulvérisation du matériau de revêtement à l'état fondu, p.ex. par pulvérisation à l'aide d'une flamme, d'un plasma ou d'une décharge électrique
  • B23B 1/00 - Méthodes de tournage ou méthodes de travail impliquant l'utilisation de tours; Utilisation d'équipements auxiliaires en relation avec ces méthodes
  • B05B 12/12 - Aménagements de commande de la distribution; Aménagements de réglage de l’aire de pulvérisation sensibles à l'état du liquide ou d'un autre matériau fluide expulsé, du milieu ambiant ou de la cible sensibles à l'état du milieu ambiant ou de la cible, p.ex. à l'humidité, à la température
  • B05B 13/02 - Moyens pour supporter l'ouvrage; Disposition ou assemblage des têtes de pulvérisation; Adaptation ou disposition des moyens pour entraîner des pièces
  • B05B 7/16 - Appareillages de pulvérisation pour débiter des liquides ou d'autres matériaux fluides provenant de plusieurs sources, p.ex. un liquide et de l'air, une poudre et un gaz comportant des moyens pour chauffer la matière à projeter
  • B05B 3/00 - Appareillages de pulvérisation ou d'arrosage avec des éléments de sortie mobiles ou des éléments déflecteurs mobiles
  • B22F 3/115 - Fabrication de pièces ou d'objets à partir de poudres métalliques, caractérisée par le mode de compactage ou de frittage; Appareils spécialement adaptés à cet effet par pulvérisation de métal fondu, c.à d. frittage par pulvérisation, moulage par pulvérisation
  • G01N 29/265 - Dispositions pour l'orientation ou le balayage en déplaçant le capteur par rapport à un matériau fixe
  • B22F 3/10 - Frittage seul

10.

Systems and methods for menu directed inspection

      
Numéro d'application 17386609
Numéro de brevet 11790519
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2021-07-28
Date de la première publication 2021-11-25
Date d'octroi 2023-10-17
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Jana, Ritwick
  • Maule, Bryan David
  • Domke, Michael Christopher
  • Britton, Thomas Durkee
  • Lockhart, Robert Scott

Abrégé

A non-destructive testing (NDT) system can provide a tree model of an inspection on a display of an NDT device and on a web page configured in a web browser on a computing device coupled to the NDT device. Inspection data acquired using the NDT device can be provided in real-time as the inspection data is associated with a node configured in the tree model. The NDT system can generate an inspection tree model based on an inspection template including a template tree model. Defect properties, inspection instructions, and/or image transforms can be applied to nodes of the template tree model such that the generated inspection tree model includes the applied defect properties, inspection instructions, and/or image transforms, which can then be applied to the inspection data acquired at the inspection point location corresponding to each node.

Classes IPC  ?

  • G06T 7/37 - Détermination des paramètres de transformation pour l'alignement des images, c. à d. recalage des images utilisant des procédés de transformation de domaine
  • G06T 7/45 - Analyse de la texture basée sur la description statistique de texture utilisant un calcul de matrice de cooccurrence
  • G06T 7/00 - Analyse d'image
  • G06T 7/33 - Détermination des paramètres de transformation pour l'alignement des images, c. à d. recalage des images utilisant des procédés basés sur les caractéristiques
  • G06F 9/451 - Dispositions d’exécution pour interfaces utilisateur

11.

DISTRIBUTED REMOTE LOGGING

      
Numéro d'application 17397803
Statut En instance
Date de dépôt 2021-08-09
Date de la première publication 2021-11-25
Propriétaire Baker Hughes, a GE company, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Guijt, Peter J.
  • Smith, Nigel N.
  • Young, Douglas C.
  • Andrade, Harold
  • Castillo, Homero C.
  • Fanini, Otto N.

Abrégé

Methods, systems, and apparatuses for remote well operation control. Methods include conducting, with a plurality of remote well operation control hosts operating on corresponding remote well logging data acquisition management systems, a well operation using a well operation system at a well, wherein the well operation system includes a carrier having disposed thereon at least one logging instrument. Methods may include establishing a first operational control relationship between the carrier and a first of the plurality of remote well operation control hosts sufficient for the first remote well operation control host to control the carrier; and establishing a second operational control relationship between a selected one of the at least one logging instrument and a second remote well operation control host different than the first, the operational control relationship sufficient for the second remote well operation control host to control the at least one logging instrument and receive logging data.

Classes IPC  ?

  • 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
  • G01V 1/40 - Séismologie; Prospection ou détection sismique ou acoustique spécialement adaptées au carottage
  • E21B 47/26 - Stockage des données en fond de puits, p.ex. dans une mémoire ou sur un support d'enregistrement

12.

Method to predict overpressure uncertainty from normal compaction trendline uncertainty

      
Numéro d'application 17370419
Numéro de brevet 11591900
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2021-07-08
Date de la première publication 2021-10-28
Date d'octroi 2023-02-28
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Wessling, Stefan
  • Bartetzko, Anne
  • Tesch, Philipp

Abrégé

A method for predicting a pressure window for drilling a borehole in a formation includes: obtaining a pore pressure related data value of the formation using a data acquisition tool; predicting pore pressure uncertainty from the pore pressure related data value of the formation using a processor; estimating uncertainty of a pressure window for drilling fluid using the predicted pore pressure uncertainty using a processor; and applying the estimated uncertainty to the pressure window to provide a modified pressure window using a processor.

Classes IPC  ?

  • 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

13.

Display panel or screen with graphical user interface having virtual buttons

      
Numéro d'application 29610337
Numéro de brevet D0926808
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-07-11
Date de la première publication 2021-08-03
Date d'octroi 2021-08-03
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Maule, Bryan David
  • Ward, Thomas Charles

14.

Additive manufacturing controlled failure structure and method of making same

      
Numéro d'application 17208348
Numéro de brevet 11566474
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2021-03-22
Date de la première publication 2021-07-08
Date d'octroi 2023-01-31
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Vempati, Chaitanya
  • Wangenheim, Christoph

Abrégé

A downhole component including a first portion; a second portion; a controlled failure structure between the first portion and second portion. A method for improving efficiency in downhole components.

Classes IPC  ?

  • B22F 7/06 - Fabrication de couches composites, de pièces ou d'objets à base de poudres métalliques, par frittage avec ou sans compactage de pièces ou objets composés de parties différentes, p.ex. pour former des outils à embouts rapportés
  • B33Y 10/00 - Procédés de fabrication additive
  • B23K 26/342 - Soudage de rechargement
  • B33Y 50/02 - Acquisition ou traitement de données pour la fabrication additive pour la commande ou la régulation de procédés de fabrication additive
  • E21B 10/00 - Trépans
  • E21B 17/02 - Accouplements; Joints
  • B29C 64/386 - Acquisition ou traitement de données pour la fabrication additive
  • B22F 10/20 - Frittage ou fusion directs
  • B33Y 80/00 - Produits obtenus par fabrication additive
  • B23K 26/70 - Opérations ou équipement auxiliaires
  • B23K 15/00 - Soudage ou découpage par faisceau d'électrons
  • B23P 6/04 - Réparation de pièces ou de produits métalliques brisés ou fissurés, p.ex. de pièces de fonderie
  • E21B 31/00 - Repêchage ou dégagement d'objets dans les trous de forage ou dans les puits
  • G05B 19/4099 - Usinage de surface ou de courbe, fabrication d'objets en trois dimensions 3D, p.ex. fabrication assistée par ordinateur
  • B23K 101/00 - Objets fabriqués par brasage, soudage ou découpage
  • B22F 5/00 - Fabrication de pièces ou d'objets à partir de poudres métalliques caractérisée par la forme particulière du produit à réaliser
  • B33Y 30/00 - Appareils pour la fabrication additive; Leurs parties constitutives ou accessoires à cet effet

15.

Method of forming stators for downhole motors

      
Numéro d'application 17142519
Numéro de brevet 11319753
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2021-01-06
Date de la première publication 2021-05-20
Date d'octroi 2022-05-03
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Huber, Witali
  • Michaelis, Gunnar
  • Hohl, Carsten
  • Bartscherer, Erik
  • Grimmer, Harald
  • Fulda, Christian
  • Fischer, Dorothea Marion
  • Regener, Thorsten

Abrégé

A stator for a downhole motor configured for use in a downhole environment. includes an inner tubular member formed from a first metallic material having an outer surface and a helically lobed inner surface, and an outer tubular member comprising a second metallic material that is different from the first metallic material. The inner tubular member is connected to the outer tubular member by compressive force passing from the outer tubular member through the inner tubular member to a rigid mandrel removably disposed within the inner tubular member. The inner tubular member and the outer tubular member form the stator of the downhole motor.

Classes IPC  ?

  • E21B 4/02 - Moyens d'entraînement de type rotatif par fluide
  • B21C 37/20 - Fabrication de guides hélicoïdaux ou guides similaires dans ou sur les tubes fabriqués sans enlèvement de matière, p.ex. en étirant le matériau sur des mandrins, en le poussant à travers des matrices
  • F04C 2/107 - Machines ou pompes à piston rotatif du type à engrènement extérieur, c. à d. avec un engagement des organes coopérants semblable à celui d'engrenages dentés du type à axe interne, l'organe externe ayant plus de dents ou de parties équivalentes de prise, p.ex. de rouleaux, que l'organe interne avec des dents hélicoïdales

16.

Integrating contextual information into workflow for wellbore operations

      
Numéro d'application 17153023
Numéro de brevet 11526140
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2021-01-20
Date de la première publication 2021-05-13
Date d'octroi 2022-12-13
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Dashevskiy, Dmitriy
  • Wassermann, Ingolf

Abrégé

According to an embodiment, a computer-implemented method includes defining, by a processing device, the workflow as a plurality of steps. The method further includes defining, by the processing device, a contextual information field associated with at least one of the plurality of steps. The method further includes receiving, by the processing device, contextual information associated with the contextual information field. The method further includes displaying, by the processing device, the at least one of the plurality of steps of the workflow and the contextual information associated with the contextual information field by integrating the contextual information into the at least one of the plurality of steps.

Classes IPC  ?

  • E21B 41/00 - Matériel ou accessoires non couverts par les groupes
  • G05B 15/02 - Systèmes commandés par un calculateur électriques
  • 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

17.

Downhole power generation system and optimized power control method thereof

      
Numéro d'application 16608009
Numéro de brevet 11454094
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2018-04-24
Date de la première publication 2021-04-08
Date d'octroi 2022-09-27
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Chen, Yunzheng
  • Liao, Yi
  • Mao, Saijun
  • Xue, Ming
  • Brazil, Stewart Blake
  • Qi, Xuele

Abrégé

A downhole power generation system is disclosed, which includes a turbine generator system. The turbine generator system includes a turbine, a generator coupled with the turbine and having an AC-DC rectifier, and an optimized power control unit. The turbine is driven by flow of a downhole fluid to rotate. The generator converts rotational energy from the turbine to electrical energy and outputting a direct current voltage. The turbine generator system is coupled to a load via the optimized power control unit. The optimized power control unit controls to regulate an output voltage of the generator and provides a regulated output voltage to the load so that the turbine generator system has an optimized power output. An optimized power control method for a downhole power generation system is also disclosed.

Classes IPC  ?

  • F03B 13/02 - Adaptations pour le forage des puits
  • F03B 15/00 - Commande
  • H02P 9/04 - Commande s'exerçant sur un moteur primaire non électrique et dépendant de la valeur d'une caractéristique électrique à la sortie de la génératrice
  • H02P 101/10 - Adaptation particulière des dispositions pour la commande de génératrices pour turbines hydrauliques
  • E21B 41/00 - Matériel ou accessoires non couverts par les groupes

18.

Passive random depolarizer for a tunable laser

      
Numéro d'application 16661403
Numéro de brevet 10935399
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2019-10-23
Date de la première publication 2021-03-02
Date d'octroi 2021-03-02
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s) Provenzano, Dan Raymond

Abrégé

An apparatus for sensing a value of a property includes: an optical sensor having a single mode optical fiber responsive to the property; an optical interrogator having a tunable laser to transmit polarized light to the optical sensor, a photo-detector to receive sensor light, and a controller configured to process the received light and output the value of the property; and a passive random depolarizer disposed between the tunable laser and the single mode optical fiber and having (i) a first polarization maintaining (PM) optical fiber of length L1 having a first fast optical axis and a first slow optical axis and (ii) a second PM optical fiber of length L2 having a second fast optical axis and a second slow optical axis rotationally spliced to the first PM optical fiber in which the second fast and slow optical axes are offset from the first fast and slow optical axes.

Classes IPC  ?

  • 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
  • G01M 11/02 - Test des propriétés optiques
  • G02B 6/27 - Moyens de couplage optique avec des moyens de sélection et de réglage de la polarisation
  • G02B 6/42 - Couplage de guides de lumière avec des éléments opto-électroniques
  • G01V 8/16 - Détection, p.ex. en utilisant des barrières de lumière en utilisant un émetteur et un récepteur en utilisant des fibres optiques
  • E21B 47/06 - Mesure de la température ou de la pression
  • E21B 47/07 - Température
  • E21B 47/007 - Mesure des contraintes dans le cuvelage ou la tige de forage
  • G01M 11/08 - Test des propriétés mécaniques
  • G01L 1/24 - Mesure des forces ou des contraintes, en général en mesurant les variations des propriétés optiques du matériau quand il est soumis à une contrainte, p.ex. par l'analyse des contraintes par photo-élasticité
  • 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

19.

Techniques for control of non-destructive testing devices via a probe driver

      
Numéro d'application 16887839
Numéro de brevet 11353407
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2020-05-29
Date de la première publication 2021-01-21
Date d'octroi 2022-06-07
Propriétaire Baker Hughes, a GE Company, LLC (USA)
Inventeur(s) Morris, Bryan Christopher

Abrégé

A probe driver may include a coupling that interfaces with a conduit section at a first position of the conduit section. A probe driver may also have one or more positioning elements to reposition the conduit section to interface with the coupling at a second position of conduit section in response to one or more commands based on a recorded inspection, where through completing the one or more commands is configured to initiate a second inspection identical to the recorded inspection.

Classes IPC  ?

  • G01N 21/01 - Dispositions ou appareils pour faciliter la recherche optique
  • G01N 21/954 - Inspection de la surface intérieure de corps creux, p.ex. d'alésages

20.

Downhole acoustic transducer delivery system

      
Numéro d'application 16539792
Numéro de brevet 10865639
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2019-08-13
Date de la première publication 2020-12-15
Date d'octroi 2020-12-15
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Bishop, David
  • O'Brien, Robert

Abrégé

An apparatus for transmitting and/or receiving energy in a borehole penetrating a subsurface formation includes a tubular assembly having a tubing mandrel and a sleeve at least partially surrounding a circumference of the tubing mandrel, wherein the tubing mandrel includes a cavity and the sleeve defines at least a portion of an opening over the cavity. The apparatus also includes a transducer assembly disposed in the cavity and configured for transmitting and/or receiving the energy, wherein the transducer assembly upon relative movement of the tubing mandrel with respect to the sleeve is displaced radially.

Classes IPC  ?

  • E21B 47/16 - 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 le long du train de tiges ou du tubage
  • E21B 41/00 - Matériel ou accessoires non couverts par les groupes
  • E21B 47/06 - Mesure de la température ou de la pression

21.

Downhole pump for wellbore cleanouts

      
Numéro d'application 16432412
Numéro de brevet 10914137
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2019-06-05
Date de la première publication 2020-12-10
Date d'octroi 2021-02-09
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s) Vincent, Ray

Abrégé

A wellbore cleanout system including a first tubular, and a pump member including a stator and a rotor. The stator has a first end, a second end, an outer surface, and an inner surface defining an internal passage. The rotor is arranged within the internal passage and includes a first end portion connected to the first tubular and a second end portion. The rotor is coupled for rotation with the first tubular. A drag system including at least one drag member is fixedly mounted to the outer surface of the stator. A second tubular is connected to the second end of the rotor. The second tubular is coupled for rotation with the first tubular.

Classes IPC  ?

  • E21B 37/00 - Procédés ou appareils pour nettoyer les trous de forage ou les puits
  • E21B 37/02 - Dispositifs de raclage spécialement adaptés à cet effet

22.

Apparatus and methods for determining in real-time efficiency of extracting gas from drilling fluid at surface

      
Numéro d'application 16998847
Numéro de brevet 11686168
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2020-08-20
Date de la première publication 2020-12-03
Date d'octroi 2023-06-27
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Ochoa, Brian B.
  • Ritzmann, Nicklas Jeremias

Abrégé

A system and method for determining an efficiency of gas extraction. A chamber allows inflow and outflow of the drilling fluid. An amount of gas extracted from a drilling fluid flowing through the chamber at a constant rate during a dynamic process is measured. A dissolution curve is obtained indicative of a gas remaining in the chamber after the dynamic process. An amount drawn from the chamber during a static process subsequent to the dynamic process is measured. An amount of gas from the drilling fluid during the static process is determined from a difference between the amount of gas drawn from the chamber during the static process and an amount of gas indicated by the dissolution curve. The gas extraction efficiency is determined from a ratio of the amount of gas extracted during the static process and the amount of gas extracted during the dynamic process.

Classes IPC  ?

  • E21B 21/06 - Dispositions pour traiter les fluides de forage à l'extérieur du trou de forage
  • B01D 19/00 - Dégazage de liquides
  • E21B 49/08 - Prélèvement d'échantillons de fluides ou test des fluides dans les trous de forage ou dans les puits
  • G01N 30/32 - Contrôle des paramètres physiques du fluide vecteur de la pression ou de la vitesse
  • G01N 30/86 - Analyse des signaux
  • G01N 30/02 - Chromatographie sur colonne

23.

Rotary steerable drilling assembly with a rotating steering device for drilling deviated wellbores

      
Numéro d'application 16945586
Numéro de brevet 11396775
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2020-07-31
Date de la première publication 2020-11-19
Date d'octroi 2022-07-26
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s) Peters, Volker

Abrégé

A drilling assembly and method of drilling a wellbore is disclosed. The drilling assembly includes a steering device having a tilt device and an actuation device. A first section and a second section of the drilling assembly are coupled through the tilt device, wherein the first section is attached to a drill bit. The actuation device includes an electromechanical actuator and causes a tilt of the tilt device to cause the first section attached to the drill bit and the drill bit to tilt relative to the second section. The wellbore is drilled using the drill bit. The electromechanical actuator is actuated to tilt the tilt device to cause the first section attached to the drill bit and the drill bit to tilt relative to the second section and to maintain the tilt geostationary while the drilling assembly is rotating to form a deviated section of the wellbore.

Classes IPC  ?

24.

Depth-based borehole trajectory control

      
Numéro d'application 16935741
Numéro de brevet 11846173
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2020-07-22
Date de la première publication 2020-11-05
Date d'octroi 2023-12-19
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Hoehn, Oliver
  • Neubert, Michael
  • Peter, Andreas
  • Wassermann, Ingolf
  • Said, Bilel

Abrégé

Methods and apparatuses for controlling a trajectory of a borehole being drilled into the earth are provided. The apparatus includes a drilling system including a drill tubular, a disintegrating device, and a steering system coupled to the drill tubular configured to steer the drilling system, the drilling system configured to drill the borehole by receiving control outputs from at least one control unit for controlling parameters of the drilling system, the at least one control unit configured to provide the control outputs to the steering system, the at least one control unit being configured to provide a depth-based control output.

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 44/02 - Commande automatique de l'avance de l'outil
  • E21B 7/06 - Modification de la direction du trou de forage
  • E21B 7/04 - Forage dirigé
  • E21B 47/024 - Détermination de l'inclinaison ou de la direction des dispositifs dans le trou 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
  • G05B 15/02 - Systèmes commandés par un calculateur électriques
  • 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 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 49/08 - Prélèvement d'échantillons de fluides ou test des fluides dans les trous de forage ou dans les puits
  • G01B 21/18 - Dispositions pour la mesure ou leurs détails, où la technique de mesure n'est pas couverte par les autres groupes de la présente sous-classe, est non spécifiée ou est non significative pour mesurer la profondeur
  • E21B 19/08 - Appareils pour faire avancer les tiges ou les câbles; Appareils pour augmenter ou diminuer la pression sur l'outil de forage; Appareils pour compenser le poids des tiges

25.

Material mesh for screening fines

      
Numéro d'application 16936620
Numéro de brevet 11879313
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2020-07-23
Date de la première publication 2020-11-05
Date d'octroi 2024-01-23
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Wakefield, John K.
  • Johnson, Michael H.

Abrégé

A tubular for reservoir fines control includes a body having an outer surface and an inner surface defining a flow path. A plurality of openings is formed in the body connecting the outer surface and the flow path. A pre-formed member including a material mesh is overlaid onto the outer surface. The material mesh is formed from a material swellable upon exposure to a selected fluid. The material mesh has a selected porosity allowing methane to pass into the flow path while preventing passage of fines.

Classes IPC  ?

  • E21B 43/08 - Tubes filtres ou crépines
  • E21B 43/10 - Mise en place de tubages, filtres ou crépines dans les puits

26.

Tubing pressure insensitive failsafe wireline retrievable safety valve

      
Numéro d'application 16924630
Numéro de brevet 11293265
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2020-07-09
Date de la première publication 2020-10-29
Date d'octroi 2022-04-05
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Burris, John
  • Edwards, Jason

Abrégé

A tubing pressure insensitive failsafe wireline retrievable safety valve including a tool housing, a flow tube disposed within the tool housing, an actuation piston disposed in the tool housing and operably connected to the flow tube, the actuation piston having an actuation pressure side and a relatively lower pressure chamber side, a fluid pathway between a potential leak site for the valve and the relatively lower pressure chamber side of the piston. A borehole system having a tubing pressure insensitive failsafe wireline retrievable safety valve. A tubing pressure insensitive failsafe wireline retrievable safety valve.

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

27.

Prediction of formation and stratigraphic layers while drilling

      
Numéro d'application 16919392
Numéro de brevet 10928537
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2020-07-02
Date de la première publication 2020-10-22
Date d'octroi 2021-02-23
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Bartetzko, Anne
  • Wessling, Stefan

Abrégé

An embodiment of a method of predicting a location of one or more features of an earth formation during a downhole operation includes acquiring reference data and identifying one or more reference data sections, each reference data section corresponding to a feature of interest and having an associated depth or depth interval, deploying a drilling assembly and drilling a target borehole in the earth formation, and performing measurements during the operation by a downhole measurement device to generate measurement data. The method also includes performing one or more correlations of the one or more measurement data sections with one or more reference data sections; and predicting at least one of a depth of a subsequent feature of interest located beyond a current carrier depth and a point in time of a future event associated with the subsequent feature of interest based on the correlation.

Classes IPC  ?

28.

Isolated switch driving circuit

      
Numéro d'application 16532746
Numéro de brevet 10812069
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2019-08-06
Date de la première publication 2020-10-20
Date d'octroi 2020-10-20
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Boulaknadal, Youssef
  • Rivero, Carlos
  • Rocheleau, Ryan

Abrégé

A switch driving circuit includes an output coil having a first end and a second end and configured to receive positive or negative pulses from an input coil and a drive portion that includes a holding capacitor coupled across the output coil. The circuit also includes a discharge circuit that includes a discharge switch connected across the output coil, the discharge circuit having a discharge resistor and a discharge capacitor connected in parallel with each other and across control terminals of the discharge switch and a shunt circuit connected across the output coil that shorts the first end to the second end after a positive pulse is received.

Classes IPC  ?

  • H03K 17/687 - Commutation ou ouverture de porte électronique, c. à d. par d'autres moyens que la fermeture et l'ouverture de contacts caractérisée par l'utilisation de composants spécifiés par l'utilisation, comme éléments actifs, de dispositifs à semi-conducteurs les dispositifs étant des transistors à effet de champ
  • E21B 4/04 - Moyens d'entraînement électriques
  • 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
  • H02M 3/156 - Transformation d'une puissance d'entrée en courant continu en une puissance de sortie en courant continu sans transformation intermédiaire en courant alternatif par convertisseurs statiques utilisant des tubes à décharge avec électrode de commande ou des dispositifs à semi-conducteurs avec électrode de commande utilisant des dispositifs du type triode ou transistor exigeant l'application continue d'un signal de commande utilisant uniquement des dispositifs à semi-conducteurs avec commande automatique de la tension ou du courant de sortie, p.ex. régulateurs à commutation

29.

Connector for connecting to a downhole longitudinal member

      
Numéro d'application 16305672
Numéro de brevet 11021914
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-06-08
Date de la première publication 2020-10-15
Date d'octroi 2021-06-01
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Sinclair, Ewan
  • Kecskes, Gergely

Abrégé

A connector (10) is provided. The connector (10) is for connecting to a downhole longitudinal member (12). The connector (10) comprises a gripping sleeve (14) defining an internal bore (16) for receiving the longitudinal member (12) therewithin, wherein the gripping sleeve (14) is configured to grip or to increase grip on the longitudinal member (12) by lengthening the gripping sleeve (14). Also provided area system in which the connector (10) is used, and a method of connecting a connector (10) to a downhole longitudinal member (12).

Classes IPC  ?

30.

Tubing or annulus pressure operated borehole barrier valve

      
Numéro d'application 16876462
Numéro de brevet 11053774
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2020-05-18
Date de la première publication 2020-09-17
Date d'octroi 2021-07-06
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY (USA)
Inventeur(s)
  • Johnson, Michael H.
  • Jackson, Todd C.

Abrégé

An operating system for a barrier valve or safety valve is responsive to increments in annulus or tubing pressure. An indexing device controls valves that selectively direct pressure applied to one side of an operating piston or the other for attaining the open and closed positions of the barrier valve. One such indexing device can be a j-slot. Other devices that operate a pair of hydraulic valves in tandem for pressure direction to one side of an actuation piston or another are contemplated. The system needs no electric power and there are no control lines needed to run below the production packer in the case of using annulus pressure to actuate the piston or at all if access to tubing pressure is provided from the vicinity of the barrier valve components.

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 23/00 - Appareils pour déplacer, mettre en place, verrouiller, libérer ou retirer, les outils, les packers ou autres éléments dans les trous 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 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

31.

Sleeve control valve for high temperature drilling applications

      
Numéro d'application 16889063
Numéro de brevet 11946338
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2020-06-01
Date de la première publication 2020-09-17
Date d'octroi 2024-04-02
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Green, Ryan Damont
  • Tegeler, Sebastian
  • Peter, Andreas
  • Kruspe, Thomas

Abrégé

A control valve assembly includes a body having a fluid inlet and a fluid outlet. A portion of the body is formed from a first magnetic material. A sleeve is slidingly mounted to the body. At least a portion of the sleeve is formed from a second magnetic material. A magnetic circuit having a gap is defined within the control valve assembly. A solenoid is mounted to the body about at least a portion of the first magnetic material of the body. The solenoid is selectively activated to create a magnetic field across the gap in the magnetic circuit. The magnetic circuit causes the sleeve to slide, narrowing the gap and sliding from the first position to the second position to produce a pressure pulse in the wellbore, wherein the biasing member biases the sleeve back to the first position.

Classes IPC  ?

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

32.

Systems and methods for menu directed inspection

      
Numéro d'application 16876898
Numéro de brevet 11113806
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2020-05-18
Date de la première publication 2020-09-03
Date d'octroi 2021-09-07
Propriétaire Baker Hughes, a GE Company, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Jana, Ritwick
  • Maule, Bryan David
  • Domke, Michael Christopher
  • Britton, Thomas D.
  • Lockhart, Robert Scott

Abrégé

A non-destructive testing (NDT) system can provide a tree model of an inspection on a display of an NDT device and on a web page configured in a web browser on a computing device coupled to the NDT device. Inspection data acquired using the NDT device can be provided in real-time as the inspection data is associated with a node configured in the tree model. The NDT system can generate an inspection tree model based on an inspection template including a template tree model. Defect properties, inspection instructions, and/or image transforms can be applied to nodes of the template tree model such that the generated inspection tree model includes the applied defect properties, inspection instructions, and/or image transforms, which can then be applied to the inspection data acquired at the inspection point location corresponding to each node.

Classes IPC  ?

  • G06T 7/37 - Détermination des paramètres de transformation pour l'alignement des images, c. à d. recalage des images utilisant des procédés de transformation de domaine
  • G06F 9/451 - Dispositions d’exécution pour interfaces utilisateur
  • G06T 7/00 - Analyse d'image
  • G06T 7/33 - Détermination des paramètres de transformation pour l'alignement des images, c. à d. recalage des images utilisant des procédés basés sur les caractéristiques

33.

Frac plug system with integrated setting tool

      
Numéro d'application 16878286
Numéro de brevet 11125045
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2020-05-19
Date de la première publication 2020-09-03
Date d'octroi 2021-09-21
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Hern, Gregory
  • Xu, Yingqing
  • Flores Perez, Juan Carlos

Abrégé

A frac plug system downhole tool and method of securing a frac plug system in a wellbore. A mandrel extending from a first end to a second end. A setting assembly is on the first end of the mandrel and is movable along the mandrel. An anchor is at the second end of the mandrel and is expandable to engage the wellbore. A gas generates a pressure to move the setting assembly along the mandrel to expand the anchor at the second end of the mandrel.

Classes IPC  ?

  • E21B 33/128 - Packers; Bouchons avec un organe dilaté radialement par pression axiale
  • E21B 33/129 - Packers; Bouchons à patins mécaniques pour accrochage dans le tubage
  • 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 33/1295 - Packers; Bouchons à patins mécaniques pour accrochage dans le tubage actionnés par pression de fluide

34.

Frac plug system with integrated setting tool

      
Numéro d'application 16878294
Numéro de brevet 11131162
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2020-05-19
Date de la première publication 2020-09-03
Date d'octroi 2021-09-28
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Hern, Gregory
  • Xu, Yingqing
  • Flores Perez, Juan Carlos

Abrégé

A frac plug system, downhole tool and method of securing a frac plug system in a wellbore in a formation. A mandrel includes a first end and a second end. A setting assembly is coupled to the mandrel at the first end, and an anchor is arranged at the second end of the mandrel and receptive to the setting assembly. The anchor is settable to engage the wellbore. A bottom sub is arranged at the second end of the mandrel and includes a first member movable relative to the mandrel. A gas generates a pressure to shift the first member along the mandrel to move the anchor against the setting assembly, securing the setting assembly in the wellbore via radial deployment of the anchor. The mandrel is separated from the bottom sub to leave the setting assembly and the anchor in the wellbore.

Classes IPC  ?

  • E21B 33/128 - Packers; Bouchons avec un organe dilaté radialement par pression axiale
  • 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 33/129 - Packers; Bouchons à patins mécaniques pour accrochage dans le tubage

35.

Time synchronization of bottom hole assembly components via powerline communication

      
Numéro d'application 16436208
Numéro de brevet 10763918
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2019-06-10
Date de la première publication 2020-09-01
Date d'octroi 2020-09-01
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Nowosielski, Rochus Rafael
  • Hinrichs, Gerald

Abrégé

An example method for performing a time synchronization among a plurality of electronic components within a bottom hole assembly (BHA) includes modifying a preamble of a digital signal by adding symbols to the preamble of the digital signal to mark a moment in time. The method further includes generating a physical waveform that includes the modified preamble and transmitting the physical waveform over a powerline, using a powerline interface, to other of the plurality of electronic components. The method further includes transmitting an absolute time value to the other of the other of the plurality of electronic components. The method further includes performing, by at least one of the other of the plurality of electronic components, the time synchronization by detecting the physical waveform, determining a local time drift compared to the moment in time and the absolute time value, and adjusting a local clock to the absolute time value.

Classes IPC  ?

  • H04L 25/02 - Systèmes à bande de base - Détails
  • H04B 3/54 - Systèmes de transmission par lignes de réseau de distribution d'énergie
  • 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

36.

Methods and systems for online monitoring using a variable data

      
Numéro d'application 16859430
Numéro de brevet 11115295
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2020-04-27
Date de la première publication 2020-08-13
Date d'octroi 2021-09-07
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Malakhova, Olga
  • Grant, John Wesley
  • Maalouf, Mel Gabriel

Abrégé

A method for online monitoring of a physical environment using a variable data sampling rate is implemented by a computing device. The method includes sampling, at the computing device, at least one data set using at least one sampling rate. The method also includes processing the at least one data set with condition assessment rules. The method further includes determining whether the at least one data set indicates a change in state of the physical environment. The method additionally includes updating the at least one sampling rate.

Classes IPC  ?

  • H04L 12/26 - Dispositions de surveillance; Dispositions de test
  • G05B 21/02 - Systèmes impliquant l'échantillonnage de la variable commandée électriques

37.

B annulus acoustic pressure sensing

      
Numéro d'application 16690873
Numéro de brevet 11726224
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2019-11-21
Date de la première publication 2020-07-30
Date d'octroi 2023-08-15
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Bishop, David
  • Rivero, Carlos Felipe
  • Freeman, James J.
  • Steinsiek, Roger
  • Samuelson, Marc
  • Rahman, Shaela
  • Harris, Jason

Abrégé

A method and apparatus for determining a pressure in an annulus between an inner casing and an outer casing. An acoustic transducer is disposed within the casing at a selected depth within the inner casing and is configured to generate an acoustic pulse and receive a reflection of the acoustic pulse from the inner casing. A time of flight is measured of the acoustic pulse to the inner surface of the inner casing. An inner diameter of the inner casing is determined from the time of flight. The pressure in the annulus is determined from the inner diameter. A processor can be used to measure time and determine inner diameter and annulus pressure.

Classes IPC  ?

  • G01V 1/46 - Acquisition des données
  • G01L 19/00 - MESURE DES FORCES, DES CONTRAINTES, DES COUPLES, DU TRAVAIL, DE LA PUISSANCE MÉCANIQUE, DU RENDEMENT MÉCANIQUE OU DE LA PRESSION DES FLUIDES - Détails ou accessoires des appareils pour la mesure de la pression permanente ou quasi permanente d'un milieu fluent dans la mesure où ces détails ou accessoires ne sont pas particuliers à des types particuliers de manomètres
  • G01V 1/48 - Traitement des données
  • G01V 1/52 - Séismologie; Prospection ou détection sismique ou acoustique spécialement adaptées au carottage - Détails de structure

38.

Two-dimensional TR probe array

      
Numéro d'application 16784810
Numéro de brevet 10883968
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2020-02-07
Date de la première publication 2020-07-23
Date d'octroi 2021-01-05
Propriétaire
  • BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
  • BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Kleinert, Wolf-Dietrich
  • Feydo, Mark Howard

Abrégé

An ultrasonic sensor assembly includes a flexible supporting material that has flexibility configured for allowing bending of the supporting material to conform to a cylindrical shape of a pipe. The assembly includes a plurality of operable sensor elements arranged in a matrix formation upon the flexible supporting material. The matrix formation includes a plurality of rows of the sensor elements and a plurality of columns of the sensor elements. The flexible supporting material is configured for placement of the columns of the matrix formation to extend along the elongation of the pipe and the flexible supporting material is configured for placement of the rows of the matrix formation to extend transverse to the elongation of the pipe. The flexible support material is configured to flex for positioning the sensor elements within each row in a respective arc that follows a curve of the cylinder shape of the pipe.

Classes IPC  ?

  • G01N 29/22 - Recherche ou analyse des matériaux par l'emploi d'ondes ultrasonores, sonores ou infrasonores; Visualisation de l'intérieur d'objets par transmission d'ondes ultrasonores ou sonores à travers l'objet - Détails
  • G01N 29/04 - Analyse de solides

39.

Hydrocarbon distillation

      
Numéro d'application 16746250
Numéro de brevet 11585597
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2020-01-17
Date de la première publication 2020-07-16
Date d'octroi 2023-02-21
Propriétaire Baker Hughes, A GE Company, LLC (USA)
Inventeur(s) Repasky, John Michael

Abrégé

Systems and methods are provided for increasing the efficiency of liquefied natural gas production and heavy hydrocarbon distillation. Air within an LNG production facility can be utilized as a heat source to provide heat to HHC liquid for distillation in a HHC distillation system. The mechanism of heat transfer from the air can be natural convection. Heat provided by natural gas, or compressed natural gas, can be also used for HHC distillation. Various other liquids can further be used to transfer heat to HHC liquid for distillation.

Classes IPC  ?

  • F25J 1/02 - Procédés ou appareils de liquéfaction ou de solidification des gaz ou des mélanges gazeux nécessitant l'emploi d'une réfrigération, p.ex. de l'hélium, de l'hydrogène
  • F25J 1/00 - Procédés ou appareils de liquéfaction ou de solidification des gaz ou des mélanges gazeux
  • F25J 3/02 - Procédés ou appareils pour séparer les constituants des mélanges gazeux impliquant l'emploi d'une liquéfaction ou d'une solidification par rectification, c. à d. par échange continuel de chaleur et de matière entre un courant de vapeur et un courant de liquide

40.

Ball activated treatment and production system including injection system

      
Numéro d'application 16807883
Numéro de brevet 10830010
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2020-03-03
Date de la première publication 2020-06-25
Date d'octroi 2020-11-10
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Stone, Matthew C.
  • Croy, Jonathan N.

Abrégé

A method of treating and producing formation fluids includes introducing a first drop ball into a string of tubulars, pumping the first drop ball to a first ball seat, applying pressure to the first drop ball to shift a first sleeve exposing an outlet port, introducing a second drop ball into the string of tubulars, pumping the second drop ball to a second ball seat, applying pressure to the second drop ball to shift a second sleeve closing the outlet port and opening an inlet port, and introducing a fluid through at least one of a first injection port directly onto the first drop ball and a second injection port directly onto the second drop ball. The first injection port is arranged upwardly of the first sleeve and the second injection port is arranged upwardly of the second sleeve.

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 21/10 - Aménagements des vannes dans les systèmes de circulation des fluides de forage
  • 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
  • E21B 33/124 - Unités à bouchons espacés longitudinalement pour isoler les espaces intermédiaires

41.

Multi-frequency acoustic interrogation for azimuthal orientation of downhole tools

      
Numéro d'application 16612948
Numéro de brevet 11473421
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2018-05-11
Date de la première publication 2020-06-25
Date d'octroi 2022-10-18
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Cooper, Daniel Boyd
  • Raum, Matthew Thomas

Abrégé

An apparatus for detecting a location of an optical fiber having an acoustic sensor disposed subsurface to the earth includes an acoustic emitter configured to emit a first signal having a first frequency and a second signal having a second frequency that is higher than the first frequency, the first and second emitted acoustic signals being azimuthally rotated around the borehole and an optical interrogator configured to interrogate the optical fiber to receive an acoustic measurement that provides a corresponding first received signal and a corresponding second received signal. The apparatus also includes a processor configured to (i) frequency-multiply the first received signal to provide a third signal having a third frequency within a selected range of the second frequency, (ii) estimate a phase difference between the second received signal and the third signal, and (iii) correlate the phase difference to the location of the optical fiber.

Classes IPC  ?

  • E21B 47/095 - 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 acoustiques, p.ex. à l'aide de pulsations de pression de boue
  • G01V 1/22 - Transmission des signaux sismiques aux appareils d'enregistrement ou de traitement
  • G01V 1/46 - Acquisition des données
  • G01V 1/50 - Analyse des données
  • E21B 43/119 - Perforateurs; Perméators - Parties constitutives, p.ex. pour localiser l'emplacement ou la direction de la perforation

42.

Electrical downhole communication connection for downhole drilling

      
Numéro d'application 16713186
Numéro de brevet 11220901
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2019-12-13
Date de la première publication 2020-06-18
Date d'octroi 2022-01-11
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Sauthoff, Bastian
  • Huber, Cord Simon

Abrégé

A downhole assembly includes a first tubular including a first shoulder and a second tubular including a second shoulder. The assembly further includes a transmission element having a first portion disposed in the first shoulder, the first portion includes an electrically conductive member having a first arc length and a second portion disposed in the second shoulder. The second portion includes a contacting element having a second arc length that is substantially less than the first arc length and further includes an outer insulating carrier that defines a groove. The contacting element is disposed in the groove. When the first tubular is joined to the second tubular, the contacting element contacts the electrically conductive member and the second portion defines at least one region between the electrically conductive member and the second portion in areas of the groove where the contacting element does not contact the electrically conductive member.

Classes IPC  ?

  • E21B 17/02 - Accouplements; Joints
  • 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 49/08 - Prélèvement d'échantillons de fluides ou test des fluides dans les trous de forage ou dans les puits
  • F16L 15/00 - Raccords avec filetage; Formes des filetages pour ces raccords
  • E21B 17/00 - Tiges ou tubes de forage; Trains de tiges souples; Tiges d'entraînement; Masses-tiges; Tiges de pompage; Tubages; Colonnes de production
  • F16L 25/01 - Structure ou détails de raccords de tuyaux non prévus dans les groupes ou présentant in intérêt autre que celui visé par ces groupes spécialement adaptés pour réaliser une conduction électrique entre les deux extrémités raccordées des tuyaux ou entre leurs éléments

43.

Systems and methods to control drilling operations based on formation orientations

      
Numéro d'application 16711787
Numéro de brevet 11414976
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2019-12-12
Date de la première publication 2020-06-18
Date d'octroi 2022-08-16
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Wessling, Stefan
  • Bartetzko, Anne Claudia Maria
  • Brahim, Imed Ben
  • Neubert, Michael

Abrégé

Systems and methods for controlling subsurface drilling operations are described. The methods include performing the subsurface drilling operation using a bottomhole assembly having a disintegrating device, detecting, with a sensor, a formation layer orientation, approaching, with the disintegrating device, a rock layer, and generating a steering command to change an angle of attack of the disintegrating device relative to the rock layer based on the detected formation layer orientation.

Classes IPC  ?

  • E21B 44/02 - Commande automatique de l'avance de l'outil
  • E21B 7/04 - Forage dirigé
  • 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 44/04 - Commande automatique de l'avance de l'outil en réponse au couple fourni par le moyen d'entraînement
  • E21B 45/00 - Mesure du temps de forage ou de la vitesse de pénétration
  • G01V 11/00 - Prospection ou détection par des méthodes combinant des techniques spécifiées dans les groupes
  • E21B 49/08 - Prélèvement d'échantillons de fluides ou test des fluides dans les trous de forage ou dans les puits

44.

Guiding sleeve for aligning downhole tubulars

      
Numéro d'application 16719503
Numéro de brevet 11441362
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2019-12-18
Date de la première publication 2020-06-18
Date d'octroi 2022-09-13
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Deiters, Arne
  • Gatzen, Matthias
  • Porzig, Daniel
  • Peter, Andreas
  • Gasch, Michael

Abrégé

A guiding sleeve for aligning downhole tubulars includes a body having a first end portion, a second end portion and an intermediate portion extending therebetween. The first end portion is receptive of a terminal end of a first tubular and the second end portion includes a guiding feature that promotes axial alignment of the first tubular with a second tubular.

Classes IPC  ?

  • E21B 17/02 - Accouplements; Joints
  • E21B 17/042 - Accouplements; Joints entre tige et trépan, ou entre tiges filetés
  • E21B 19/24 - Dispositifs de guidage ou de centrage pour les tiges ou les tubes de forage

45.

Seal assembly for downhole use

      
Numéro d'application 16216323
Numéro de brevet 11230888
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2018-12-11
Date de la première publication 2020-06-11
Date d'octroi 2022-01-25
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s) Peter, Andreas

Abrégé

A seal assembly for downhole use that includes a sealing ring, and a backup ring set generally coaxial with and adjacent to the sealing ring. A height of the backup ring exceeds a diameter of the sealing ring; and is disposed on a low pressure side of the seal assembly to prevent the sealing ring from extruding into the low pressure side. The backup ring is made of a core and a coating on the core. Material properties of the coating are generally unaffected when exposed to downhole conditions, and the coating prevents diffusion of fluid or gas molecules into the low pressure side.

Classes IPC  ?

  • E21B 10/25 - Trépans à organes coupants roulants, p.ex. à molettes - caractérisés par des détails de paliers, de lubrification ou d'étanchement - caractérisés par des détails d'étanchement

46.

Water and gas barrier for hydraulic systems

      
Numéro d'application 16216399
Numéro de brevet 11111752
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2018-12-11
Date de la première publication 2020-06-11
Date d'octroi 2021-09-07
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Fuhst, Karsten
  • Peters, Volker
  • Preiser, Christian
  • Schneider, Nils
  • Roders, Ingo
  • Wendt, Natalja
  • Jung, Sebastian
  • Kruspe, Thomas

Abrégé

A downhole tool including a body having a hydraulic fluid chamber, and a flexible multi-layer barrier impermeable to gas and water mounted at the body separating the hydraulic fluid chamber from fluids external to the body. The flexible multi-layer barrier including a first elastomeric layer, a second elastomeric layer, and a gas impermeable layer arranged between the first elastomeric layer and the second elastomeric layer, the gas impermeable layer being formed from a metal layer.

Classes IPC  ?

  • E21B 33/12 - Packers; Bouchons
  • 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

47.

Downhole sand screen with automatic flushing system

      
Numéro d'application 16694939
Numéro de brevet 11441391
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2019-11-25
Date de la première publication 2020-05-28
Date d'octroi 2022-09-13
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • El-Mahbes, Reda
  • Kirk, Jordan
  • Reid, Leslie

Abrégé

A pump that is configured to lift fluids through a tubing string includes a gas mitigation system and a screen flush module. The gas mitigation system has a canister with an interior and an intake screen. The gas mitigation system further includes an intake tube that extends into the canister. The screen flush module is configured to flush solids particles trapped in the intake screen.

Classes IPC  ?

  • E21B 37/08 - Nettoyage sur place des filtres de fond de trou, des tamis, ou des filtres à gravier
  • E21B 43/12 - Procédés ou appareils pour commander l'écoulement du fluide extrait vers ou dans les puits

48.

Three-dimensional fracture radius model

      
Numéro d'application 16693497
Numéro de brevet 11150369
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2019-11-25
Date de la première publication 2020-05-28
Date d'octroi 2021-10-19
Propriétaire Baker Hughes, a GE Company, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Katz, David
  • Stolyarov, Sergey
  • Cazeneuve, Eduardo Adrian
  • Sabaa, Karim
  • Koscheev, Gennady

Abrégé

Systems, methods, and computer-readable medium for generating a three-dimensional fracture network model are provided. The method can include receiving reflected acoustic signal measurements acquired in response to emission of acoustic waves by one or more sensors disposed in a wellbore formed within a target region. Each reflected acoustic signal measurement represents a strength of a reflected acoustic wave as a function of time measured in at least one predetermined direction oriented with respect to an axis of the wellbore. A fracture extension estimate is generated for each of the reflected acoustic signal measurements. A three-dimensional fracture network model is generated corresponding to the fracture extension estimates generated for each of the plurality of reflected acoustic measurements. The generated fracture network model is output for display or use in modeling environments.

Classes IPC  ?

49.

Expandable filtration media and gravel pack analysis using low frequency acoustic waves

      
Numéro d'application 16688296
Numéro de brevet 11359484
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2019-11-19
Date de la première publication 2020-05-21
Date d'octroi 2022-06-14
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s) Patterson, Douglas J.

Abrégé

An apparatus for monitoring deployment of filtration media at least partially surrounding a tubular disposed in a borehole penetrating the earth includes a carrier configured to be conveyed through the tubular, a low-frequency acoustic wave source disposed on the carrier and configured to transmit acoustic waves in a frequency that is less than 3000 Hz into the tubular, and an acoustic wave receiver disposed on the carrier a distance from the low-frequency acoustic wave source and configured to receive acoustic waves transmitted by the low-frequency acoustic wave source. The apparatus also includes a controller configured to compare data characterizing the received acoustic waves to reference data characterizing acoustic waves with the filtration media not deployed.

Classes IPC  ?

  • E21B 47/107 - Localisation des fuites, intrusions ou mouvements du fluide utilisant des moyens acoustiques
  • 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 47/0224 - Détermination de l'inclinaison ou de la direction du trou de forage, p.ex. à l'aide de géomagnétisme utilisant des moyens sismiques ou acoustiques
  • E21B 17/10 - Protecteurs contre l'usure; Dispositifs de centrage

50.

Anchor and method for making

      
Numéro d'application 16195074
Numéro de brevet 11098542
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2018-11-19
Date de la première publication 2020-05-21
Date d'octroi 2021-08-24
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Provost, Wilfred
  • Sosa, Andres

Abrégé

An anchor including a tubular body having a longitudinal axis, a number of wedges defined in the tubular body, the wedges having edges defined by surfaces at least one of the edges at a point along that edge having a first angle and at the same or another point along that edge having a second angle.

Classes IPC  ?

  • E21B 23/01 - Appareils pour déplacer, mettre en place, verrouiller, libérer ou retirer, les outils, les packers ou autres éléments dans les trous de forage pour ancrer les outils ou similaires

51.

Fluid substitution method for T2 distributions of reservoir rocks

      
Numéro d'application 16198117
Numéro de brevet 11092714
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2018-11-21
Date de la première publication 2020-05-21
Date d'octroi 2021-08-17
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Li, Baoyan
  • Kesserwan, Hasan
  • Jin, Guodong
  • Arro, Julio Roberto
  • Mezzatesta, Alberto

Abrégé

2 distribution for fully water-saturated rock.

Classes IPC  ?

  • G01V 3/32 - 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 fonctionnant par résonance magnétique électronique ou nucléaire
  • G01V 3/38 - Traitement de données, p.ex. pour l'analyse, pour l'interprétation ou pour la correction
  • E21B 47/00 - Relevés dans les trous de forage ou dans les puits
  • E21B 41/00 - Matériel ou accessoires non couverts par les groupes

52.

Casing wall thickness detection from higher order shear-horizontal mode signals

      
Numéro d'application 16184780
Numéro de brevet 11822032
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2018-11-08
Date de la première publication 2020-05-14
Date d'octroi 2023-11-21
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Han, Wei
  • Patterson, Douglas J.

Abrégé

Methods, systems, devices, and products for hydrocarbon tubular evaluation. Methods comprise conveying the logging tool in the tubular with a carrier; inducing with a transmitter a horizontal shear (SH) wave; identifying higher order SH mode signals received at a plurality of offset receivers responsive to a higher order SH mode engendered by the horizontal shear (SH) wave; estimating a dominant frequency for higher order SH mode from the higher order SH mode signals; estimating a group velocity for the higher order SH mode from the higher order SH mode signals; and estimating a tubular parameter using the dominant frequency and the group velocity. The tubular parameter may be at least tubular thickness. The method includes estimating the tubular parameter independent of the fundamental horizontal shear wave mode (SH0).

Classes IPC  ?

  • G01V 1/46 - Acquisition des données
  • G01V 1/50 - Analyse des données
  • G01N 29/07 - Analyse de solides en mesurant la vitesse de propagation ou le temps de propagation des ondes acoustiques

53.

Upconverting nanoparticles as tracers for production and well monitoring

      
Numéro d'application 16677117
Numéro de brevet 11162341
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2019-11-07
Date de la première publication 2020-04-30
Date d'octroi 2021-11-02
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Murugesan, Sankaran
  • Khabashesku, Valery
  • Darugar, Qusai

Abrégé

A method of fracturing multiple productive zones of a subterranean formation penetrated by a wellbore is disclosed. The method comprises injecting a fracturing fluid into each of the multiple production zones at a pressure sufficient to enlarge or create fractures in the multiple productive zones, wherein the fracturing fluid comprises an upconverting nanoparticle that has a host material, a dopant, and a surface modification such that the upconverting nanoparticle is soluble or dispersible in water, a hydrocarbon oil, or a combination thereof; recovering a fluid from one or more of the multiple production zones; detecting the upconverting nanoparticle in the recovered fluid by exposing the recovered fluid to an excitation radiation having a monochromatic wavelength; and identifying the zone that produces the recovered fluid or monitoring an amount of water or oil in the produced fluid by measuring an optical property of the upconverting nanoparticle in the recovered fluid.

Classes IPC  ?

  • E21B 43/14 - Extraction d'un puits à horizons multiples
  • E21B 47/11 - Localisation des fuites, intrusions ou mouvements du fluide utilisant la radioactivité
  • C09K 8/68 - Compositions à base d'eau ou de solvants polaires contenant des composés organiques
  • C09K 8/66 - Compositions à base d'eau ou de solvants polaires
  • C09K 11/77 - Substances luminescentes, p.ex. électroluminescentes, chimiluminescentes contenant des substances inorganiques luminescentes contenant des métaux des terres rares
  • E21B 43/24 - Procédés de récupération assistée pour l'extraction d'hydrocarbures utilisant la chaleur, p.ex. injection de vapeur
  • E21B 43/20 - Déplacement par l'eau
  • E21B 43/26 - Procédés pour activer la production par formation de crevasses ou de fractures
  • C09K 11/02 - Emploi de substances particulières comme liants, revêtements de particules ou milieux de suspension

54.

Mud motor stators and pumps and method of making

      
Numéro d'application 16698221
Numéro de brevet 11192211
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2019-11-27
Date de la première publication 2020-04-09
Date d'octroi 2021-12-07
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Wangenheim, Christoph
  • Huber, Witali
  • Goeing, Frederik

Abrégé

A mud motor stator or a pump comprising of a tubular outer portion; a number of lobes extending radially inwardly from the tubular outer portion, at least one of which comprises a skeletal structure and method for producing a mud motor stator or a pump comprising of placing material and bonding the material together in a pattern dictated by the design shape of the stator or pump.

Classes IPC  ?

  • B23P 15/00 - Fabrication d'objets déterminés par des opérations non couvertes par une seule autre sous-classe ou un groupe de la présente sous-classe
  • F04C 13/00 - Adaptations des "machines" ou pompes pour utilisation particulière, p.ex. pour très hautes compressions
  • F04C 2/107 - Machines ou pompes à piston rotatif du type à engrènement extérieur, c. à d. avec un engagement des organes coopérants semblable à celui d'engrenages dentés du type à axe interne, l'organe externe ayant plus de dents ou de parties équivalentes de prise, p.ex. de rouleaux, que l'organe interne avec des dents hélicoïdales

55.

Drilling fluid pH monitoring and control

      
Numéro d'application 16705385
Numéro de brevet 10908584
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2019-12-06
Date de la première publication 2020-04-09
Date d'octroi 2021-02-02
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Sarmiento Klapper, Helmuth
  • Ochoa, Brian

Abrégé

Examples of techniques for monitoring and controlling the pH of a drilling fluid are disclosed. In one example implementation, a method may include monitoring, by a first sensor, a first pH-value of the drilling fluid prior to the drilling fluid being heated. The method may further include monitoring, by a second sensor, a second pH-value of the drilling fluid subsequent to the drilling fluid being heated. The method may further include determining, by a processing system, an amount of additive being added to the drilling fluid to alter the pH of the drilling fluid.

Classes IPC  ?

  • G05B 19/406 - Commande numérique (CN), c.à d. machines fonctionnant automatiquement, en particulier machines-outils, p.ex. dans un milieu de fabrication industriel, afin d'effectuer un positionnement, un mouvement ou des actions coordonnées au moyen de données d'u caractérisée par le contrôle ou la sécurité
  • E21B 21/06 - Dispositions pour traiter les fluides de forage à l'extérieur du trou de forage

56.

PDC sensing element fabrication process and tool

      
Numéro d'application 15630290
Numéro de brevet 10662769
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-06-22
Date de la première publication 2020-04-02
Date d'octroi 2020-05-26
Propriétaire Baker Hughes, a GE company, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Kumar, Sunil
  • Digiovanni, Anthony A.
  • Scott, Danny E.
  • John, Hendrik
  • Monteiro, Othon

Abrégé

A Polycrystalline Diamond Compact (PDC) cutter for a rotary drill bit is provided with an integrated sensor and circuitry for making measurements of a property of a fluid in the borehole and/or an operating condition of the drill bit. A method of manufacture of the PDC cutter and the rotary drill bit is discussed.

Classes IPC  ?

  • 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
  • E21B 10/42 - Trépans rotatifs du type racleur comportant des dents, des lames ou des organes de coupe similaires, p.ex. du type à fourche, en queue de poisson
  • 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
  • E21B 10/08 - Trépans à organes coupants roulants, p.ex. à molettes
  • E21B 10/567 - Parties rapportées du type bouton comportant des éléments de coupe préformés montés sur un support distinct, p.ex. parties rapportées polycristallines
  • E21B 47/00 - Relevés dans les trous de forage ou dans les puits
  • E21B 10/573 - Parties rapportées du type bouton comportant des éléments de coupe préformés montés sur un support distinct, p.ex. parties rapportées polycristallines - caractérisés par les détails du support, p.ex. la structure du substrat ou l'interface entre le substrat et l'élément de coupe
  • E21B 47/024 - Détermination de l'inclinaison ou de la direction des dispositifs dans le trou 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
  • 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

57.

Chemical deployment modular system and method of use

      
Numéro d'application 16146077
Numéro de brevet 10837260
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2018-09-28
Date de la première publication 2020-04-02
Date d'octroi 2020-11-17
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Mcclean, Charles Alexander
  • Johnson, Michael
  • Joppe, Lambertus Carolus
  • Woudwijk, Roy
  • Alexander, David

Abrégé

A method of treating a wellbore comprises supporting a first tubular member in a housing; coupling a second tubular member to the first tubular member via a connector; the first tubular member, the second tubular member, or both comprising a chemical deployment modular device charged with a plurality of particulates preloaded with a well treatment additive; and deploying the first and second tubular members into the wellbore.

Classes IPC  ?

  • E21B 37/06 - Procédés ou appareils pour nettoyer les trous de forage ou les puits utilisant des moyens chimiques pour empêcher ou limiter le dépôt de paraffine ou de substances analogues
  • C09K 8/524 - Compositions pour éviter, limiter ou éliminer les dépôts, p.ex. pour le nettoyage les dépôts organiques, p.ex. paraffines ou asphaltènes
  • E21B 41/00 - Matériel ou accessoires non couverts par les groupes
  • E21B 17/18 - Tubes comprenant plusieurs passages pour les fluides

58.

Methods and apparatuses for controlling fines migration in a wellbore

      
Numéro d'application 16131600
Numéro de brevet 10781671
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2018-09-14
Date de la première publication 2020-03-19
Date d'octroi 2020-09-22
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Loh, Yuh
  • He, Zhi Yong

Abrégé

A method of controlling fines migration in a wellbore penetrating a subterranean formation, the method comprising: introducing into the wellbore a screen mesh in an unexpanded form disposed of a first tubular member having a body with apertures, the screen mesh comprising a degradable material; expanding the screen mesh; injecting a cement slurry into the wellbore to fill open spaces within the expanded screen mesh; allowing the cement slurry to set forming a set cement that reduces or substantially preventing the passage of formation particles from migrating from the subterranean formation into the wellbore; and removing the degradable material of the screen mesh forming a fluid pathway in the set cement, which allows a formation fluid to flow from the subterranean formation into the wellbore.

Classes IPC  ?

  • E21B 43/02 - Filtration souterraine
  • E21B 33/138 - Plâtrage de la paroi du trou de forage; Injections dans la formation
  • C09K 8/504 - Compositions à base d'eau ou de solvants polaires
  • C09K 8/516 - Compositions pour le plâtrage des parois de trous de forage, c. à d. compositions pour la consolidation temporaire des parois des trous de forage caractérisées par leur forme ou par la forme de leurs composants, p.ex. matériaux encapsulés

59.

High frequency AC noise suppression within transformers

      
Numéro d'application 16558102
Numéro de brevet 11136985
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2019-08-31
Date de la première publication 2020-03-05
Date d'octroi 2021-10-05
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Prine, Blayne
  • Besser, Gordon
  • Williams, Gary
  • Cooper, Craig
  • Chronister, Vernon
  • Hillshafer, Jeremy

Abrégé

A transformer configured for use in connection with a variable speed motor drive includes primary windings and secondary windings. The secondary windings are configured as wye-windings and a ground lead and a plurality of phase leads. The transformer includes a ferrite blocking circuit connected to the ground lead.

Classes IPC  ?

  • H02M 3/28 - Transformation d'une puissance d'entrée en courant continu en une puissance de sortie en courant continu avec transformation intermédiaire en courant alternatif par convertisseurs statiques utilisant des tubes à décharge avec électrode de commande ou des dispositifs à semi-conducteurs avec électrodes de commande pour produire le courant alternatif intermédiaire
  • F04D 15/00 - Commande, p.ex.régulation de pompes, d'installations ou de systèmes de pompage
  • E21B 43/12 - Procédés ou appareils pour commander l'écoulement du fluide extrait vers ou dans les puits
  • H01F 30/06 - Transformateurs fixes non couverts par le groupe caractérisés par la structure
  • H01F 27/28 - Bobines; Enroulements; Connexions conductrices
  • G01R 31/50 - Test d’appareils, de lignes, de câbles ou de composants électriques pour y déceler la présence de courts-circuits, de continuité, de fuites de courant ou de connexions incorrectes de lignes
  • H02M 1/12 - Dispositions de réduction des harmoniques d'une entrée ou d'une sortie en courant alternatif

60.

Degradable object

      
Numéro d'application 16109452
Numéro de brevet 10920126
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2018-08-22
Date de la première publication 2020-02-27
Date d'octroi 2021-02-16
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Stone, Matthew
  • Andrew, Colin
  • Wakefield, John
  • Alldaffer, Jeffery

Abrégé

A degradable object including a shell comprising a degradable material, a substance disposed at least partially within the shell, the substance having a coefficient of thermal expansion greater than a coefficient of thermal expansion of the shell.

Classes IPC  ?

  • C09K 8/516 - Compositions pour le plâtrage des parois de trous de forage, c. à d. compositions pour la consolidation temporaire des parois des trous de forage caractérisées par leur forme ou par la forme de leurs composants, p.ex. matériaux encapsulés
  • E21B 29/02 - Découpage ou destruction de tubes, packers, bouchons ou câbles, situés dans les trous de forage ou dans les puits, p.ex. découpage de tubes endommagés, de fenêtres; Déformation des tubes dans les trous de forage; Remise en état des tubages de puits sans les retirer du sol au moyen d'explosifs ou par des moyens thermiques ou chimiques
  • E21B 33/12 - Packers; Bouchons

61.

Plug bypass tool and method

      
Numéro d'application 16109531
Numéro de brevet 10767429
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2018-08-22
Date de la première publication 2020-02-27
Date d'octroi 2020-09-08
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Mcguire, Adam
  • Stone, Matthew

Abrégé

A plug bypass tool including a housing defining a main flow passage and a bypass passageway, the bypass passageway extending between a first port and a second port, the first and second ports being fluidly connected to the main flow passage, a first seat and a first sleeve disposed within the passage between the first port and second port, and a second seat and a second sleeve disposed in the passage, the second sleeve movable between a position covering the second port and a position revealing the second port.

Classes IPC  ?

  • E21B 21/10 - Aménagements des vannes dans les systèmes de circulation des fluides 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
  • E21B 33/12 - Packers; Bouchons

62.

Time division multiplexing of distributed downhole sensing systems

      
Numéro d'application 16106307
Numéro de brevet 10746016
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2018-08-21
Date de la première publication 2020-02-27
Date d'octroi 2020-08-18
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Barry, Alexander Michael
  • Johnston, William Albert
  • Mitchell, Ian

Abrégé

Downhole fiber optic interrogation systems are described. The systems include a fiber optic control system, a first sensing system, a second sensing system, an optical fiber disposed within a well, and an optical switch arranged between the optical fiber and the first and second sensing systems, wherein the fiber optic control system performs time division multiplex control of the optical switch wherein the first sensing system is operably connected to the optical fiber and the second sensing system is not connected to the optical fiber, and further controls the optical switch such that the second sensing system is operably connected to the optical fiber and the first sensing system is not connected to the optical fiber.

Classes IPC  ?

  • E21B 47/06 - Mesure de la température ou de la pression
  • E21B 47/07 - Température
  • 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
  • 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
  • G01K 11/32 - Mesure de la température basée sur les variations physiques ou chimiques, n'entrant pas dans les groupes , , ou utilisant des changements dans la transmittance, la diffusion ou la luminescence dans les fibres optiques

63.

Gauge assembly and method of delivering a gauge assembly into a wellbore

      
Numéro d'application 16107455
Numéro de brevet 10858928
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2018-08-21
Date de la première publication 2020-02-27
Date d'octroi 2020-12-08
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Fontenot, Jerod
  • Aymond, Michael Wayne
  • Raggio, John

Abrégé

A gauge assembly deployable from a surface system into a subsurface system includes a device housing having a first end, a second end, and an intermediate portion extending therebetween. The intermediate portion includes an outer surface and an inner surface that defines a device receiving zone. A device is arranged in the device receiving zone. The device includes one of a pressure sensor, a temperature sensor, and a communication device. A control line is connected to the device and extends from the second end of the device housing to the surface system. A guide member is mounted to the first end of the device housing. The guide member includes a tapered end section that promotes deployment into the subsurface system.

Classes IPC  ?

  • 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
  • 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 47/06 - Mesure de la température ou de la pression

64.

Downhole power generation system and method

      
Numéro d'application 16608030
Numéro de brevet 11555380
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2018-04-24
Date de la première publication 2020-02-20
Date d'octroi 2023-01-17
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Mao, Saijun
  • Chen, Yunzheng
  • Liao, Yi
  • Qi, Xuele
  • Xue, Ming
  • Brazil, Stewart Blake

Abrégé

A downhole power generation includes a power generation module for providing power to a load. A turbine is driven by flow of a downhole fluid to rotate. A generator is coupled with the turbine for converting rotational energy from the turbine to electrical energy, and an AC-DC rectifier is coupled with the generator for converting an alternating voltage from the generator to a direct voltage. A power conversion circuit couples the AC-DC rectifier with the load. The power conversion circuit is configured for providing a first power to the load when the load is in a working mode and providing a second power to the load when the load is in a non-working mode. The second power is less than the first power. A downhole power generation method is also disclosed.

Classes IPC  ?

  • E21B 41/00 - Matériel ou accessoires non couverts par les groupes
  • F03B 13/02 - Adaptations pour le forage des puits
  • F03B 13/10 - Ensembles fonctionnels immergés comportant génératrices ou moteurs électriques
  • H02K 7/18 - Association structurelle de génératrices électriques à des moteurs mécaniques d'entraînement, p.ex. à des turbines
  • H02K 11/00 - Association structurelle de machines dynamo-électriques à des organes électriques ou à des dispositifs de blindage, de surveillance ou de protection
  • H02K 11/04 - Association structurelle de machines dynamo-électriques à des organes électriques ou à des dispositifs de blindage, de surveillance ou de protection pour le redressement

65.

Inflow promotion arrangement

      
Numéro d'application 16104722
Numéro de brevet 10738574
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2018-08-17
Date de la première publication 2020-02-20
Date d'octroi 2020-08-11
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Abdelfattah, Tarik
  • Gonzalez, Jose Rafael

Abrégé

An inflow promotion arrangement including a housing; and a promotion configuration within the housing, the promotion configuration actuatable by fluid from a relatively higher productivity index zone of a wellbore.

Classes IPC  ?

  • E21B 43/12 - Procédés ou appareils pour commander l'écoulement du fluide extrait vers ou dans les puits
  • E21B 43/14 - Extraction d'un puits à horizons multiples
  • E21B 43/08 - Tubes filtres ou crépines

66.

Top tooth ball seat

      
Numéro d'application 15998426
Numéro de brevet 10851619
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2018-08-15
Date de la première publication 2020-02-20
Date d'octroi 2020-12-01
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Stone, Matthew C.
  • Andrew, Colin
  • Balcazar, Omar
  • Ganguly, Partha
  • Johnson, Michael
  • Kendall, Alexander
  • Sequera, Daniel

Abrégé

A production system and a frac sleeve assembly of a frac assembly of the production system. The frac sleeve assembly includes a funnel section that reduces in diameter in a direction of an outlet of the frac assembly, a throat section having a selected diameter, and a ball seat at an intersection of the funnel section and the throat section for receiving a ball. When seated in the ball seat, an entire portion of a ball extending into the funnel section is exposed to disintegrating fluid in the funnel section.

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 34/06 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits
  • E21B 43/26 - Procédés pour activer la production par formation de crevasses ou de fractures

67.

Mud motors with thrust bearing with enhanced torque

      
Numéro d'application 16664512
Numéro de brevet 10907409
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2019-10-25
Date de la première publication 2020-02-20
Date d'octroi 2021-02-02
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s) Brand, Marcel

Abrégé

An apparatus for use in a wellbore is disclosed that in one non-limiting embodiment includes a rotatable member, a thrust bearing coupled to the rotatable member, wherein the thrust bearing includes a bearing stack that further includes a unitary inner race member that includes a number of axially spaced inner races around an outer surface of the unitary inner race member. A set of bearing elements is placed in each inner race, and a separate outer race secures each set of bearing elements in each inner race.

Classes IPC  ?

  • E21B 4/00 - Moyens d'entraînement dans le trou de forage
  • E21B 4/02 - Moyens d'entraînement de type rotatif par fluide
  • F16C 19/18 - Paliers à contact de roulement pour mouvement de rotation exclusivement avec roulements à billes essentiellement du même calibre, en une ou plusieurs rangées circulaires pour charges à la fois radiales et axiales avec plusieurs rangées de billes
  • F16C 33/58 - Chemins de roulement; Bagues de roulement
  • F16C 43/04 - Assemblage des éléments de paliers à contact de roulement
  • F16C 33/60 - Chemins de roulement; Bagues de roulement en plusieurs pièces

68.

System for limiting radial expansion of an expandable seal

      
Numéro d'application 16057972
Numéro de brevet 10760371
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2018-08-08
Date de la première publication 2020-02-13
Date d'octroi 2020-09-01
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Krueger, Matthew J.
  • Marzouk, Mahmoud M.

Abrégé

A seal system for downhole use in a surrounding tubular includes a seal support including a frusto-conical surface, and a seal member positioned about the seal support. The seal member includes a seal support member including first side having a recess, a second, opposing side, and a seal element coupled to the second, opposing side. The seal element is engageable with the surrounding tubular. An expansion limiter is arranged between the seal support and the seal member. The expansion limiter is positioned in the recess of the seal support member to limit axial movement of the seal member relative to the frusto-conical surface.

Classes IPC  ?

  • E21B 33/12 - Packers; Bouchons
  • E21B 33/128 - Packers; Bouchons avec un organe dilaté radialement par pression axiale

69.

Method and system for determination of geometric features in objects

      
Numéro d'application 16548602
Numéro de brevet 10845339
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2019-08-22
Date de la première publication 2020-02-06
Date d'octroi 2020-11-24
Propriétaire
  • BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
  • BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Ganesan, Baskaran
  • Jeyaraman, Satheesh
  • Maurer, Albrecht

Abrégé

A method and system for determination of geometric features in an object is provided. The method includes receiving at least one geometric feature response to an ultrasound beam incident on the object. The incident ultrasound beam is produced from one of a plurality of ultrasound transducers. Further, a volumetric representation of the object is generated based on a plurality of object parameters. The volumetric representation of the object and a plurality of transducer parameters are used to generate a predicted beam traversal path in the object. The predicted beam traversal path is utilized to generate a temporal map of predicted time of flight geometric feature response to the ultrasound beam. A position on the volumetric representation of the object is determined as the location of the geometric feature, when the received geometric feature response is equivalent to the predicted time of flight geometric feature response corresponding to the position.

Classes IPC  ?

  • G01N 29/04 - Analyse de solides
  • G01N 29/06 - Visualisation de l'intérieur, p.ex. microscopie acoustique
  • G01N 29/07 - Analyse de solides en mesurant la vitesse de propagation ou le temps de propagation des ondes acoustiques
  • G01N 29/44 - Traitement du signal de réponse détecté
  • G01B 17/00 - Dispositions pour la mesure caractérisées par l'utilisation de vibrations infrasonores, sonores ou ultrasonores
  • G01D 5/12 - 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

70.

Monitoring expandable screen deployment in highly deviated wells in open hole environment

      
Numéro d'application 16050734
Numéro de brevet 11028674
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2018-07-31
Date de la première publication 2020-02-06
Date d'octroi 2021-06-08
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Malbrel, Christophe
  • Wakefield, John K.

Abrégé

A method for deploying a sand screen in a borehole penetrating the earth includes: disposing the sand screen in an unexpanded form in the borehole, the sand screen at least partially surrounding a base-pipe; and activating the sand screen in the unexpanded form by applying at least one of an activation fluid and heat to the sand screen causing the sand screen to expand into an expanded form. The method further includes: conveying a downhole tool through the base-pipe, the downhole tool being configured to sense a property derived from at least one of expansion and non-expansion of the sand screen as a function of distance into the borehole to provide sensed data as a function of distance into the borehole; and identifying one of an expanded state and an unexpanded state of the sand screen using the sensed data as a function of distance into the borehole.

Classes IPC  ?

  • E21B 43/10 - Mise en place de tubages, filtres ou crépines dans les puits
  • E21B 47/09 - 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
  • E21B 47/08 - Mesure du diamètre ou des dimensions correspondantes des trous de forage

71.

Valve and method

      
Numéro d'application 16052230
Numéro de brevet 10753175
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2018-08-01
Date de la première publication 2020-02-06
Date d'octroi 2020-08-25
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s) Stone, Matthew

Abrégé

A spring biased device having a plurality of operational spring rates including a housing; a first spring disposed between a selective support and a functional component; a second spring disposed between the selective support and another support; and a releasable connection between the selective support and the housing. A valve including a housing; a seat disposed within the housing; poppet movable to a position on the seat and a position off the seat, the poppet having a valve stem; a selective support; another support attached to the housing, the selective support and the another support allowing through passage of the valve stem; a first spring disposed between the selective support and the poppet; a second spring disposed between the another support and the selective support; and a connection between the selective support and the housing, the connection being selectively defeatible.

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
  • E21B 43/25 - Procédés pour activer la production

72.

Packer and system

      
Numéro d'application 16052155
Numéro de brevet 10822910
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2018-08-01
Date de la première publication 2020-02-06
Date d'octroi 2020-11-03
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s) Doane, James

Abrégé

A packer including a body having a first axial end and a second axial end, an element disposed about the body, and a flow passage within the body extending from the first axial end to the second axial end. The body defines a first pathway including a first port dimensioned and configured to receive a first penetrator and a second opening having a dimension smaller than the first port, the first port being located at the first axial end of the body and the second opening being located at the second axial end of the body. A second pathway defined by the body includes a second port dimensioned and configured to receive a second penetrator and a first opening having a dimension smaller than the second port, the second port being located at the second axial end of the body and the first opening being located at the first axial end of the body.

Classes IPC  ?

  • E21B 33/122 - Packers à brins multiples
  • E21B 33/12 - Packers; Bouchons
  • E21B 17/02 - Accouplements; Joints
  • E21B 43/12 - Procédés ou appareils pour commander l'écoulement du fluide extrait vers ou dans les puits

73.

Distributed fluid injection system for wellbores

      
Numéro d'application 16523063
Numéro de brevet 11767743
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2019-07-26
Date de la première publication 2020-01-30
Date d'octroi 2023-09-26
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Lerohl, David
  • Nazarenko, Pavel
  • Holmes, Kevin
  • Raggio, John

Abrégé

A downhole fluid injection system comprising: a first fluid line including a first end, a second end, and an intermediate portion, the first end being connected to a fluid source, the first fluid line being extendable along a first portion of a wellbore; and a second fluid line including a first end section, a second end section, and an intermediate section, the second fluid line being extendable along a second portion of the wellbore that extends at an angle relative to the first portion and includes a plurality of fluid injectors arranged along the intermediate section.

Classes IPC  ?

  • E21B 43/16 - Procédés de récupération assistée pour l'extraction d'hydrocarbures
  • 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 43/26 - Procédés pour activer la production par formation de crevasses ou de fractures

74.

THROUGH TUBING CEMENT EVALUATION USING SEISMIC METHODS

      
Numéro d'application 16523559
Statut En instance
Date de dépôt 2019-07-26
Date de la première publication 2020-01-30
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Patterson, Douglas J.
  • Yao, Xiaochu
  • Matuszyk, Pawel J.
  • Steinsiek, Roger
  • Glassman, Howard B.

Abrégé

Methods and apparatuses for evaluating an earth formation intersected by a borehole. Methods include estimating a property of cement surrounding a tubular in the earth formation by: generating an acoustic signal with a logging tool in the borehole; estimating the property in dependence upon a late reflected wave field of a modified response acoustic signal, wherein the modified response acoustic signal is produced by suppression of a direct mode component.

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

75.

Fluid injection valve

      
Numéro d'application 16043655
Numéro de brevet 10662737
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2018-07-24
Date de la première publication 2020-01-30
Date d'octroi 2020-05-26
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Loh, Yuh
  • Park, Do Seo

Abrégé

A fluid injection valve comprising: a valve body including a first end having a first opening, a second end having a second opening, an outer surface and an inner surface defining a fluid pathway extending between the first end and the second end; a seat arranged along the fluid pathway; a restriction device selectively abutting the seat; a biasing member arranged in the fluid pathway abutting the restriction device; urging the restriction device against the seat; a biasing element having a biasing force urging the biasing member against the restriction device; and a magnet functionally connected to the biasing element, the magnet selectively forcing the biasing member axially outwardly of the restriction device against the biasing force.

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 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 34/16 - Moyens de commande situés à 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 31/08 - Moyens de fonctionnement; Dispositifs de retour à la position de repos magnétiques utilisant un aimant utilisant un aimant permanent
  • F16K 15/04 - Soupapes, clapets ou valves de retenue à corps de soupapes rigides guidés en forme de sphère
  • E21B 41/02 - Lutte contre la corrosion sur place dans les trous de forage ou dans les puits
  • E21B 43/12 - Procédés ou appareils pour commander l'écoulement du fluide extrait vers ou dans les puits

76.

Methods of controlling fines migration in a well

      
Numéro d'application 16044624
Numéro de brevet 10822538
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2018-07-25
Date de la première publication 2020-01-30
Date d'octroi 2020-11-03
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Ventura, Darryl
  • Kumar, Deepak
  • Kovalchuk, Anton

Abrégé

A method of treating a subterranean formation penetrated by a wellbore comprises introducing into the subterranean formation a treatment fluid comprising encapsulated particles having a core of a crosslinking agent and a shell of a chitosan encapsulant disposed on the core; releasing the crosslinking agent from the encapsulated particles with an acid; reacting the released crosslinking agent with the chitosan encapsulant or a derivative thereof forming a polymerized chitosan; and consolidating a plurality of particles in the subterranean formation with the polymerized chitosan.

Classes IPC  ?

  • C09K 8/575 - Compositions à base d'eau ou de solvants polaires contenant des composés organiques
  • E21B 43/02 - Filtration souterraine
  • E21B 43/28 - Dissolution de matières minérales autres que des hydrocarbures, p.ex. par un agent de lessivage alcalin ou acide
  • E21B 43/26 - Procédés pour activer la production par formation de crevasses ou de fractures

77.

Object removal enhancement arrangement and method

      
Numéro d'application 16046823
Numéro de brevet 10900311
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2018-07-26
Date de la première publication 2020-01-30
Date d'octroi 2021-01-26
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Xu, Yingqing
  • Johnson, Michael
  • Stone, Matthew
  • Andrew, Colin
  • Xu, Zhiyue

Abrégé

An object removal enhancement arrangement including a second object comprising a material configured to enhance degradation of a first object. A resource recovery system including a tubular string disposed in a formation, a first seat disposed in the tubular string, a second seat disposed in the tubular string, an object receivable in the second seat upstream of the first seat, the object comprising a material to enhance degradation of an object receivable in the first seat. A method for enhancing response time for degrading degradable objects in a system including landing a first object on a first seat, pressuring against the first object, landing a second object on a second seat uphole of the first object, releasing a material of the second object to an environment between the first seat and the second seat.

Classes IPC  ?

  • E21B 29/02 - Découpage ou destruction de tubes, packers, bouchons ou câbles, situés dans les trous de forage ou dans les puits, p.ex. découpage de tubes endommagés, de fenêtres; Déformation des tubes dans les trous de forage; Remise en état des tubages de puits sans les retirer du sol au moyen d'explosifs ou par des moyens thermiques ou chimiques
  • E21B 43/26 - Procédés pour activer la production par formation de crevasses ou de fractures
  • E21B 33/12 - Packers; Bouchons
  • E21B 1/02 - Moyens d'entraînement de surface pour moutons, p.ex. à l'aide d'un câble

78.

Object removal enhancement arrangement and method

      
Numéro d'application 16046837
Numéro de brevet 10975646
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2018-07-26
Date de la première publication 2020-01-30
Date d'octroi 2021-04-13
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Xu, Yingqing
  • Johnson, Michael
  • Stone, Matthew
  • Andrew, Colin
  • Xu, Zhiyue

Abrégé

An object removal enhancement arrangement including a seat, a volume movable with the seat, the volume being protected in a first condition of the seat and unprotected in a second condition of the seat, and a material disposed within or as a part of the volume, the material degradative of an object.

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 29/02 - Découpage ou destruction de tubes, packers, bouchons ou câbles, situés dans les trous de forage ou dans les puits, p.ex. découpage de tubes endommagés, de fenêtres; Déformation des tubes dans les trous de forage; Remise en état des tubages de puits sans les retirer du sol au moyen d'explosifs ou par des moyens thermiques ou chimiques
  • E21B 43/26 - Procédés pour activer la production par formation de crevasses ou de fractures

79.

Cutting elements configured to reduce impact damage and mitigate polycrystalline, superabrasive material failure earth-boring tools including such cutting elements, and related methods

      
Numéro d'application 16047819
Numéro de brevet 10570668
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2018-07-27
Date de la première publication 2020-01-30
Date d'octroi 2020-02-25
Propriétaire Baker Hughes, a GE company, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Izbinski, Konrad Thomas
  • Borge, Richard Wayne
  • Lyons, Nicholas J.
  • Huang, Xu

Abrégé

A cutting element for an earth-boring tool includes a substrate and a polycrystalline, superabrasive material secured to an end of the substrate. The polycrystalline, superabrasive material includes a curved, stress-reduction feature located at least on the first transition surface. The cutting element includes at least one recess defined in the curved, stress-reduction feature of the polycrystalline, superabrasive material. The at least one recess includes sidewalls intersecting with a front surface of the stress-reduction feature of the polycrystalline, superabrasive material and extending to a base wall within the polycrystalline, superabrasive material. The curved, stress-reduction feature includes an undulating edge formed proximate a peripheral edge of the polycrystalline, superabrasive material and a waveform extending from the undulating edge toward the center longitudinal axis of the cutting element.

Classes IPC  ?

  • E21B 10/573 - Parties rapportées du type bouton comportant des éléments de coupe préformés montés sur un support distinct, p.ex. parties rapportées polycristallines - caractérisés par les détails du support, p.ex. la structure du substrat ou l'interface entre le substrat et l'élément de coupe
  • E21B 10/00 - Trépans

80.

Cutting elements configured to reduce impact damage related tools and methods—alternate configurations

      
Numéro d'application 16047863
Numéro de brevet 10577870
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2018-07-27
Date de la première publication 2020-01-30
Date d'octroi 2020-03-03
Propriétaire Baker Hughes, a GE company, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Izbinski, Konrad Thomas
  • Borge, Richard Wayne
  • Lyons, Nicholas J.
  • Huang, Xu

Abrégé

A cutting element for an earth-boring tool includes a substrate and a polycrystalline, superabrasive material secured to an end of the substrate. The polycrystalline, superabrasive material includes a first transition surface extending from an outer peripheral edge of the polycrystalline, superabrasive material and in a first direction oblique to a center longitudinal axis of the substrate and a curved, stress-reduction feature located on at least the first transition surface. Additionally, the stress-reduction feature may include an undulating edge formed in at least the first transition surface and a waveform extending from the undulating edge formed in at least the first transition surface toward the center longitudinal axis of the cutting element.

Classes IPC  ?

  • E21B 10/55 - Trépans caractérisés par des parties résistant à l'usure, p.ex. des diamants rapportés le trépan étant du type racleur, p.ex. trépan du type à fourche comportant des éléments de coupe préformés
  • E21B 10/567 - Parties rapportées du type bouton comportant des éléments de coupe préformés montés sur un support distinct, p.ex. parties rapportées polycristallines
  • E21B 10/573 - Parties rapportées du type bouton comportant des éléments de coupe préformés montés sur un support distinct, p.ex. parties rapportées polycristallines - caractérisés par les détails du support, p.ex. la structure du substrat ou l'interface entre le substrat et l'élément de coupe

81.

Object seat and method

      
Numéro d'application 16047923
Numéro de brevet 10822901
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2018-07-27
Date de la première publication 2020-01-30
Date d'octroi 2020-11-03
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Xu, Yingqing
  • Johnson, Michael
  • Stone, Matthew
  • Andrew, Colin
  • Xu, Zhiyue

Abrégé

An object seat including a seat host having a seal bore therein, a seat body dimensioned to be receivable in the seal bore, the seat body having an object receptor. A method for carrying out a pressure operation in a borehole including seating an object on an object receptor of a seat body, the seat body disposed in a seat host, the seat host disposed in the borehole, pressuring against the object, and moving the seat body along an interface between the seat body and the seat host to create a fluid flow pathway through the seat body and seat host interface. A borehole system including a borehole in a formation, an object seat as in any prior embodiment disposed in the borehole.

Classes IPC  ?

  • 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 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 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

82.

Bit support assembly incorporating damper for high frequency torsional oscillation

      
Numéro d'application 16568789
Numéro de brevet 11199242
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2019-09-12
Date de la première publication 2020-01-16
Date d'octroi 2021-12-14
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Hohl, Andreas
  • Mihajlovic, Sasa

Abrégé

Methods and systems for damping torsional oscillations of downhole systems are described. The systems include a downhole string, a bit support assembly configured to support and receive a disintegration device, wherein the disintegration device is disposed on an end of the downhole string and mounted to the bit support assembly, and a damping system configured at least one of on and in the bit support assembly, the damping system comprising at least one damper element arranged in contact with a portion of the bit support assembly.

Classes IPC  ?

  • E21B 17/042 - Accouplements; Joints entre tige et trépan, ou entre tiges filetés
  • F16F 15/12 - Suppression des vibrations dans les systèmes rotatifs par utilisation d'organes mobiles avec le système lui-même utilisant des organes élastiques ou des organes amortisseurs de friction, p.ex. entre un arbre en rotation et une masse giratoire montée dessus
  • E21B 47/16 - 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 le long du train de tiges ou du tubage
  • G01H 1/10 - Mesure des vibrations dans des solides en utilisant la conduction directe au détecteur les vibrations étant torsionnelles

83.

Dampers for mitigation of downhole tool vibrations

      
Numéro d'application 16568809
Numéro de brevet 11448015
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2019-09-12
Date de la première publication 2020-01-16
Date d'octroi 2022-09-20
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s) Hohl, Andreas

Abrégé

Systems and methods for damping torsional oscillations of downhole systems are described. The systems include a downhole string comprising a disintegration device and a damping system at least one of in and on the downhole string, the damping system configured to damp torsional oscillations of the downhole string. The methods include installing a damping system at least one of on and in the downhole system with the downhole system including a downhole string having a disintegration device and the damping system is configured to damp torsional oscillation of the downhole string.

Classes IPC  ?

  • E21B 17/04 - Accouplements; Joints entre tige et trépan, ou entre tiges
  • E21B 17/10 - Protecteurs contre l'usure; Dispositifs de centrage

84.

Method and apparatus to detect free induction decay NMR signals

      
Numéro d'application 16036342
Numéro de brevet 10900916
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2018-07-16
Date de la première publication 2020-01-16
Date d'octroi 2021-01-26
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Ramirez, Marc Stephen
  • Zhou, Quming

Abrégé

A method for transforming an earth formation and/or a completion component for the earth formation based on estimating a parameter of the earth formation includes: performing a nuclear magnetic resonance (NMR) experiment on the earth formation, the NMR experiment includes transmitting an initial radio-frequency (RF) pulse and a series of refocusing RF pulses; detecting a truncated free induction decay (FID) signal following the initial RF pulse and a spin echo following at least one refocusing RF pulse, the truncated FID signal missing an initial part of a total FID signal; reconstructing the total FID signal using the truncated FID signal, the detected spin echo, and a calculated or measured time between end of transmitting the initial RF pulse and beginning of receiving the truncated FID signal; estimating the parameter using the total FID signal; and transforming the earth formation and/or the completion component based on the estimated property using transformation-equipment.

Classes IPC  ?

  • E21B 47/00 - Relevés dans les trous de forage ou dans les puits
  • G01V 3/32 - 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 fonctionnant par résonance magnétique électronique ou nucléaire
  • G01V 3/38 - Traitement de données, p.ex. pour l'analyse, pour l'interprétation ou pour la correction
  • G01N 15/08 - Recherche de la perméabilité, du volume des pores ou de l'aire superficielle des matériaux poreux
  • E21B 7/04 - Forage dirigé
  • E21B 43/26 - Procédés pour activer la production par formation de crevasses ou de fractures
  • E21B 29/00 - Découpage ou destruction de tubes, packers, bouchons ou câbles, situés dans les trous de forage ou dans les puits, p.ex. découpage de tubes endommagés, de fenêtres; Déformation des tubes dans les trous de forage; Remise en état des tubages de puits sans les retirer du sol
  • E21B 33/12 - Packers; Bouchons
  • 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
  • G01N 24/08 - Recherche ou analyse des matériaux par l'utilisation de la résonance magnétique nucléaire, de la résonance paramagnétique électronique ou d'autres effets de spin en utilisant la résonance magnétique nucléaire
  • 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

85.

METHODS OF USING IONIC LIQUIDS AS PARAFFIN INHIBITORS, POUR POINT DEPRESSANTS AND COLD FLOW IMPROVERS

      
Numéro d'application 16509418
Statut En instance
Date de dépôt 2019-07-11
Date de la première publication 2020-01-16
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s) Weers, Jerry

Abrégé

The disclosure relates to the use of ionic liquids as paraffin inhibitors, pour point depressant or cold flow improvers in the production, treatment and refining of hydrocarbon fluids.

Classes IPC  ?

  • C10L 10/16 - Abaisseurs de point d'écoulement
  • C10L 10/04 - Utilisation d'additifs à des fins particulières dans les combustibles ou les feux pour réduire la corrosion ou l'encrassage
  • C10L 1/236 - Composés macromoléculaires obtenus par des réactions faisant intervenir uniquement des liaisons non saturées carbone-carbone

86.

METHOD OF PROVIDING WIRED PIPE DRILL SERVICES

      
Numéro d'application 16512708
Statut En instance
Date de dépôt 2019-07-16
Date de la première publication 2020-01-16
Propriétaire Baker Hughes, a GE company, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Macpherson, John
  • Lopez, Fernando
  • Mieting, Ralf
  • Heimes, Thomas

Abrégé

A method of providing wired pipe drill services to an oil field operational participant includes providing a durable drilling component to the oil field operational participant, providing the durable element including receiving a sale payment from the oil field operational participant. The method can include either or both of providing a plurality short life wired pipe drilling components to the oil field operational participant, providing the short life wired pipe drilling components including receiving a rental fee from the oil field operational participant, wherein the rental fee includes an operation cost portion that is based on a data rate to be used by the short life wired pipe drilling components and providing a software product to the oil field operational participant, the software product allowing for the reception of data from at least one of the short life wired pipe drilling components.

Classes IPC  ?

  • G06Q 50/02 - Agriculture; Pêche; Exploitation minière
  • E21B 17/00 - Tiges ou tubes de forage; Trains de tiges souples; Tiges d'entraînement; Masses-tiges; Tiges de pompage; Tubages; Colonnes de production
  • 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 17/02 - Accouplements; Joints
  • G06Q 30/06 - Transactions d’achat, de vente ou de crédit-bail

87.

Drilling productive wells

      
Numéro d'application 16460835
Numéro de brevet 11299964
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2019-07-02
Date de la première publication 2020-01-09
Date d'octroi 2022-04-12
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Hoeink, Tobias
  • Cotrell, David L.
  • Ghorpade, Sachin

Abrégé

Reservoir properties can be received. A plurality of potential well trajectories can be determined. Each trajectory can characterize an extension of the well from a well origin position. Each trajectory can include a plurality of well segments. Production contribution of each potential well trajectory can be evaluated using the reservoir properties. A final well trajectory can be provided based on the evaluated production contribution of the potential well trajectories. Related apparatus, systems, techniques and articles are also described.

Classes IPC  ?

  • E21B 7/04 - Forage dirigé
  • 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 47/022 - Détermination de l'inclinaison ou de la direction du trou de forage, p.ex. à l'aide de géomagnétisme
  • E21B 41/00 - Matériel ou accessoires non couverts par les groupes
  • 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

88.

Filtration media for an open hole production system having an expandable outer surface

      
Numéro d'application 16027499
Numéro de brevet 10830021
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2018-07-05
Date de la première publication 2020-01-09
Date d'octroi 2020-11-10
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Fuxa, Jason E.
  • Malbrel, Christophe
  • Johnson, Michael
  • Peterson, Elmer

Abrégé

A subsurface system includes a tubular having an opening. A filtration media is mounted about the tubular over the opening. The filtration media includes a selectively expandable outer surface positioned over the opening. The selectively expandable outer surface includes one or more selectively expandable openings. The one or more selectively expandable openings transition from a first dimension to a second dimension upon expansion of the selectively expandable outer surface.

Classes IPC  ?

  • E21B 43/10 - Mise en place de tubages, filtres ou crépines dans les puits
  • E21B 43/08 - Tubes filtres ou crépines

89.

Methods of controlling fines migration in a well

      
Numéro d'application 16021142
Numéro de brevet 10767101
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2018-06-28
Date de la première publication 2020-01-02
Date d'octroi 2020-09-08
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Kovalchuk, Anton
  • Garza, Ramon

Abrégé

A method of treating a subterranean formation penetrated by a wellbore comprises: introducing into the subterranean formation a treatment fluid comprising coated polymeric particles having a polymeric core and a curable thermoset coating disposed on the polymeric core; allowing the curable thermoset coating to cure under downhole conditions; and forming a fluid-permeable pack from the coated polymeric particles, the fluid-permeable pack reducing or substantially preventing the passage of formation particles from the subterranean formation into the wellbore while allowing passage of formation fluids from the subterranean formation into the wellbore.

Classes IPC  ?

  • E21B 43/04 - Réalisation de filtres à graviers
  • E21B 43/267 - Maintien de fractures par étaiement
  • C09K 8/80 - Compositions pour renforcer les fractures, p.ex. compositions pour agents de soutènement utilisés pour maintenir les fractures ouvertes
  • C09K 8/575 - Compositions à base d'eau ou de solvants polaires contenant des composés organiques
  • C09K 8/68 - Compositions à base d'eau ou de solvants polaires contenant des composés organiques
  • C09K 8/74 - Produits chimiques érosifs, p.ex. acides combinés avec des additifs ajoutés à des fins spécifiques
  • E21B 43/20 - Déplacement par l'eau
  • E21B 43/26 - Procédés pour activer la production par formation de crevasses ou de fractures
  • C09K 8/516 - Compositions pour le plâtrage des parois de trous de forage, c. à d. compositions pour la consolidation temporaire des parois des trous de forage caractérisées par leur forme ou par la forme de leurs composants, p.ex. matériaux encapsulés

90.

Downhole NMR tool with receiver on sensor

      
Numéro d'application 16446831
Numéro de brevet 11143782
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2019-06-20
Date de la première publication 2019-12-26
Date d'octroi 2021-10-12
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Zhou, Quming
  • Ramirez, Marc Stephen

Abrégé

An apparatus for performing a downhole nuclear magnetic resonance (NMR) experiment on a subsurface material in a volume of interest includes: a carrier configured to be conveyed through a borehole penetrating the subsurface material; an NMR sensor assembly disposed on the carrier and comprising a static magnetic field source configured to polarize nuclei of the subsurface material in the volume of interest and an antenna configured to receive NMR signals; and a receiver circuit disposed on the NMR sensor assembly and configured to process received NMR signals to perform the downhole NMR experiment; wherein (i) the receiver circuit is disposed in a pressure-excluding enclosure and (ii) the antenna, the static magnetic field source, and the pressure-excluding enclosure are disposed in a pressure-balancing fluid that is at least partially enclosed by an enclosure of non-metallic material.

Classes IPC  ?

  • G01V 3/32 - 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 fonctionnant par résonance magnétique électronique ou nucléaire
  • G01N 24/08 - Recherche ou analyse des matériaux par l'utilisation de la résonance magnétique nucléaire, de la résonance paramagnétique électronique ou d'autres effets de spin en utilisant la résonance magnétique nucléaire
  • G01R 33/44 - Dispositions ou appareils pour la mesure des grandeurs magnétiques faisant intervenir la résonance magnétique utilisant la résonance magnétique nucléaire [RMN]

91.

Axial and rotational alignment system and method

      
Numéro d'application 16018830
Numéro de brevet 10954724
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2018-06-26
Date de la première publication 2019-12-26
Date d'octroi 2021-03-23
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Park, Do Seo
  • Manera, Michael
  • Rivero, Carlos
  • Samuelson, Marc

Abrégé

An axial and rotational alignment system including a casing string having an axial orientation feature and a rotational orientation feature; and a tubing string having an axial and rotational orientation assembly thereon, the assembly including a rotational alignment subassembly having a selectively actuable member that is selectively engagable with the rotational orientation feature.

Classes IPC  ?

  • E21B 17/046 - Accouplements; Joints entre tige et trépan, ou entre tiges avec nervures, goupilles ou mâchoires et rainures complémentaires ou similaires, p.ex. accrochage à baïonnette
  • 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

92.

Actuator mechanism for a valve system

      
Numéro d'application 16015900
Numéro de brevet 10677018
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2018-06-22
Date de la première publication 2019-12-26
Date d'octroi 2020-06-09
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Manlandro, Adam James
  • Edwards, Jason

Abrégé

An actuator mechanism for a valve system includes a housing having an outer surface, an inner surface defining an opening and a chamber extending partially about the housing between the outer surface and the inner surface. A hinge is mounted to the housing. The hinge is exposed at the chamber. A valve member is fixedly connected to the hinge. The valve member is selectively positionable across the opening. An actuator is arranged in the chamber and selectively biased against the hinge to transition the valve member between an open configuration and a closed configuration.

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 34/00 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits

93.

Through tubing acoustic imaging

      
Numéro d'application 16442261
Numéro de brevet 11378709
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2019-06-14
Date de la première publication 2019-12-19
Date d'octroi 2022-07-05
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC. (USA)
Inventeur(s)
  • Steinsiek, Roger
  • Patterson, Douglas

Abrégé

An outer tubular is imaged by a pad assembly disposed within an inner tubular inserted within the outer tubular. The pad assembly is in contact with the inner tubular, and includes an acoustic pressure source, a backing mounted to a side of the acoustic pressure source, and an intervening layer between the acoustic pressure source and inner tubular. Signals generated by the pad assembly propagate radially outward from the inner tubular and reflect from the outer tubular. The generated and reflected signals travel through a medium between the inner and outer tubulars. An estimate of the distance between the inner and outer tubulars is based on the time from generation of the signal to when the reflected signal is sensed.

Classes IPC  ?

  • G01V 1/50 - Analyse des données
  • E21B 47/005 - Surveillance ou contrôle de la qualité ou du niveau de cimentation
  • G01V 1/02 - Production d'énergie sismique
  • E21B 47/002 - Relevés dans les trous de forage ou dans les puits par inspection visuelle

94.

Tubing pressure insensitive failsafe wireline retrievable safety valve

      
Numéro d'application 16001604
Numéro de brevet 10745997
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2018-06-06
Date de la première publication 2019-12-12
Date d'octroi 2020-08-18
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Burris, John
  • Edwards, Jason

Abrégé

A tubing pressure insensitive failsafe wireline retrievable safety valve including a tool housing, a flow tube disposed within the tool housing, an actuation piston disposed in the tool housing and operably connected to the flow tube, the actuation piston having an actuation pressure side and a relatively lower pressure chamber side, a fluid pathway between a potential leak site for the valve and the relatively lower pressure chamber side of the piston. A borehole system having a tubing pressure insensitive failsafe wireline retrievable safety valve. A tubing pressure insensitive failsafe wireline retrievable safety valve.

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 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
  • E21B 34/00 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits

95.

Quadrature detection for optical MEMS pressure gauge

      
Numéro d'application 16002752
Numéro de brevet 11125636
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2018-06-07
Date de la première publication 2019-12-12
Date d'octroi 2021-09-21
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Johnston, William Albert
  • Barry, Alexander Michael

Abrégé

A method and apparatus for measuring a pressure. A pressure gauge includes a first plate having a resonant frequency related to a pressure at the pressure gauge. The first plate is thermally-excited at a selected frequency, and a sensor measures a first power level of a first light having a first wavelength reflected from the first plate and a second power level of a second light having a second wavelength reflected from the first plate. A processor determines a thermal drift in the resonant frequency of the first plate due to the thermal excitation of the first plate from the first power level and the second power level, corrects a pressure measurement determined from the resonant frequency of the first plate for the thermal drift of the resonant frequency, and operates a device based on the pressure measurement.

Classes IPC  ?

  • G01L 9/00 - Mesure de la pression permanente, ou quasi permanente d’un fluide ou d’un matériau solide fluent par des éléments électriques ou magnétiques sensibles à la pression; Transmission ou indication par des moyens électriques ou magnétiques du déplacement des éléments mécaniques sensibles à la pression, utilisés pour mesurer la pression permanente ou quasi permanente d’un fluide ou d’un matériau solide fluent
  • G01L 19/04 - Moyens pour compenser les effets des variations de température

96.

Tubing pressure insensitive failsafe wireline retrievable safety valve

      
Numéro d'application 16431373
Numéro de brevet 11015418
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2019-06-04
Date de la première publication 2019-12-12
Date d'octroi 2021-05-25
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Burris, John
  • Edwards, Jason
  • Miller, Wade
  • Garr, Ronald J.

Abrégé

A tubing pressure insensitive failsafe wireline retrievable safety valve, borehole system having the valve and method of operation of the valve. The valve includes a tool housing, a flow tube disposed within the tool housing, an actuation piston disposed in the tool housing and operably connected to the flow tube, the actuation piston having an actuation side and a pressure side, and a fluid pathway between a potential leak site for the valve and the pressure side of the piston. A temporary sealing member is in the fluid pathway between the potential leak site and the pressure side of the piston. The method includes disposing the valve at a selected location and removing at least a portion of the temporary sealing member from the fluid pathway after landing the wireline retrievable safety valve at the selected location.

Classes IPC  ?

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

97.

Directional near wellbore imaging visualization

      
Numéro d'application 16431379
Numéro de brevet 11150370
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2019-06-04
Date de la première publication 2019-12-12
Date d'octroi 2021-10-19
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s) Bradley, Thomas

Abrégé

A system and a computer-implemented method of evaluating a formation. The system includes a plurality of acoustic transmitters and acoustic receivers and a processor. Acoustic data is obtained from the formation using the plurality of acoustic transmitters and acoustic receivers. The acoustic data is projected into a plurality of image planes and a feature in one of the image planes is selected. The plurality image planes are scrolled through in order to determine the three-dimensional structure of the feature. The formation is drilled based on the three-dimensional structure of the feature.

Classes IPC  ?

  • G01V 1/30 - Analyse
  • G01V 1/50 - Analyse des données
  • G06T 7/70 - Détermination de la position ou de l'orientation des objets ou des caméras

98.

Gas ratio volumetrics for reservoir navigation

      
Numéro d'application 16433185
Numéro de brevet 11492900
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2019-06-06
Date de la première publication 2019-12-12
Date d'octroi 2022-11-08
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Wright, Mat
  • Ritzmann, Nicklas Jeremias

Abrégé

Methods and systems for controlling drilling operations are described. The methods include conveying a drilling tool from the earth surface into a wellbore and operating the drilling tool to drill in a drilling direction, wherein drilling mud is conveyed from the earth surface to the drilling tool and returned to the earth surface, obtaining gas data from the drilling mud that returns to the earth surface, determining a reservoir property from the gas data, and adjusting the drilling direction based on the determined reservoir property.

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 7/04 - Forage dirigé
  • 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

99.

Tubular isolation valve resettable lock open mechanism

      
Numéro d'application 16540366
Numéro de brevet 10738570
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2019-08-14
Date de la première publication 2019-12-12
Date d'octroi 2020-08-11
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Miller, Wade A.
  • Burris, John E.

Abrégé

A safety valve features a flow tube operated flapper for the normal open and closed positions that can be obtained with one or two control lines to a principal operating piston. Pressure applied to the piston moves the flow tube to rotate the flapper open behind the flow tube. Release of pressure to the principal piston allows a closure spring to return the flow tube up to let the flapper close. A secondary piston can drive the flow tube with applied pressure through a control line. Cycling the applied pressure in combination with an indexing mechanism allows the flapper to be locked open and then released to normal operation. The pistons act as backup for each other as they both drive the flow tube. The flow tube has a clearance fit to the body in the locked open position to exclude debris from the flapper.

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 34/14 - 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 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 23/00 - Appareils pour déplacer, mettre en place, verrouiller, libérer ou retirer, les outils, les packers ou autres éléments dans les trous de forage
  • E21B 34/00 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits

100.

Upconverting nanoparticles as tracers for production and well monitoring

      
Numéro d'application 16009758
Numéro de brevet 10502040
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2018-06-15
Date de la première publication 2019-12-10
Date d'octroi 2019-12-10
Propriétaire Baker Hughes, a GE company, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Murugesan, Sankaran
  • Khabashesku, Valery
  • Darugar, Qusai

Abrégé

A method of fracturing multiple productive zones of a subterranean formation penetrated by a wellbore is disclosed. The method comprises injecting a fracturing fluid into each of the multiple production zones at a pressure sufficient to enlarge or create fractures in the multiple productive zones, wherein the fracturing fluid comprises an upconverting nanoparticle that has a host material, a dopant, and a surface modification such that the upconverting nanoparticle is soluble or dispersible in water, a hydrocarbon oil, or a combination thereof; recovering a fluid from one or more of the multiple production zones; detecting the upconverting nanoparticle in the recovered fluid by exposing the recovered fluid to an excitation radiation having a monochromatic wavelength; and identifying the zone that produces the recovered fluid or monitoring an amount of water or oil in the produced fluid by measuring an optical property of the upconverting nanoparticle in the recovered fluid.

Classes IPC  ?

  • E21B 43/14 - Extraction d'un puits à horizons multiples
  • E21B 43/26 - Procédés pour activer la production par formation de crevasses ou de fractures
  • E21B 47/10 - Localisation des fuites, intrusions ou mouvements du fluide
  • C09K 8/68 - Compositions à base d'eau ou de solvants polaires contenant des composés organiques
  • C09K 11/02 - Emploi de substances particulières comme liants, revêtements de particules ou milieux de suspension
  • C09K 11/77 - Substances luminescentes, p.ex. électroluminescentes, chimiluminescentes contenant des substances inorganiques luminescentes contenant des métaux des terres rares
  • E21B 43/20 - Déplacement par l'eau
  • E21B 43/24 - Procédés de récupération assistée pour l'extraction d'hydrocarbures utilisant la chaleur, p.ex. injection de vapeur
  • C09K 8/66 - Compositions à base d'eau ou de solvants polaires
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