Baker Hughes, a GE Company, LLC

États‑Unis d’Amérique

Retour au propriétaire

1-100 de 2 160 pour Baker Hughes, a GE Company, LLC Trier par
Recheche Texte
Excluant les filiales
Affiner par Reset Report
Type PI
        Brevet 2 091
        Marque 69
Juridiction
        États-Unis 1 089
        International 908
        Canada 159
        Europe 4
Date
2024 février 1
2024 (AACJ) 1
2023 1
2022 9
2021 22
Voir plus
Classe IPC
E21B 33/12 - Packers; Bouchons 193
E21B 41/00 - Matériel ou accessoires non couverts par les groupes 184
E21B 34/06 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits 152
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 148
E21B 47/00 - Relevés dans les trous de forage ou dans les puits 146
Voir plus
Classe NICE
01 - Produits chimiques destinés à l'industrie, aux sciences ainsi qu'à l'agriculture 29
42 - Services scientifiques, technologiques et industriels, recherche et conception 13
07 - Machines et machines-outils 11
09 - Appareils et instruments scientifiques et électriques 9
37 - Services de construction; extraction minière; installation et réparation 8
Voir plus
Statut
En Instance 25
Enregistré / En vigueur 2 135
  1     2     3     ...     22        Prochaine page

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.

POWER-EFFICIENT TRANSIENT ELECTROMAGNETIC EVALUATION SYSTEM AND METHOD

      
Numéro d'application US2021043990
Numéro de publication 2022/055633
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2021-07-30
Date de publication 2022-03-17
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Forgang, Stanislav
  • Kouchmeshky, Babak
  • Dutta, Sushant
  • Gold, Randy

Abrégé

A system (400) for performing downhole logging operations includes a conductor coil (406) configured to alternate between producing a magnetic field and measuring a magnetic field induced in a formation, a power supply (402) couplable to the conductor coil (406) for providing an electrical control current to conductor coil (406), and a signal acquisition system (418) couplable to the conductor coil (406). The system (400) further includes a permanent magnet (408) coupled to the conductor coil (406), and a multi-state switch (416) operable in a first state and a second state. In the first state, the conductor coil (416) is coupled to an output of the power supply (402) and decoupled from an input of the signal acquisition system (418). In the second state, the conductor coil (406) is coupled to the input of acquisition electronics (418) and decoupled from the output of the power supply (402).

Classes IPC  ?

  • G01V 3/08 - Prospection ou détection électrique ou magnétique; Mesure des caractéristiques du champ magnétique de la terre, p.ex. de la déclinaison ou de la déviation fonctionnant au moyen de champs magnétiques ou électriques produits ou modifiés par les objets ou les structures géologiques, ou par les dispositifs de détection
  • G01V 3/10 - Prospection ou détection électrique ou magnétique; Mesure des caractéristiques du champ magnétique de la terre, p.ex. de la déclinaison ou de la déviation fonctionnant au moyen de champs magnétiques ou électriques produits ou modifiés par les objets ou les structures géologiques, ou par les dispositifs de détection en utilisant des cadres inducteurs
  • 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
  • G01V 3/30 - 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 au moyen d'ondes électromagnétiques

6.

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

7.

APPARATUS AND METHODS FOR DETERMINING IN REAL-TIME EFFICIENCY OF EXTRACTING GAS FROM DRILLING FLUID AT SURFACE

      
Numéro d'application US2021043475
Numéro de publication 2022/039896
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2021-07-28
Date de publication 2022-02-24
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
  • E21B 49/08 - Prélèvement d'échantillons de fluides ou test des fluides dans les trous de forage ou dans les puits
  • G01N 30/86 - Analyse des signaux
  • B01D 19/00 - Dégazage de liquides
  • G01N 30/32 - Contrôle des paramètres physiques du fluide vecteur de la pression ou de la vitesse
  • G01N 30/02 - Chromatographie sur colonne

8.

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

9.

A ROTARY STEERABLE DRILLING ASSEMBLY WITH A ROTATING STEERING DEVICE FOR DRILLING DEVIATED WELLBORES

      
Numéro d'application US2021043474
Numéro de publication 2022/026559
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2021-07-28
Date de publication 2022-02-03
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  ?

10.

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

11.

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

12.

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

13.

SLEEVE CONTROL VALVE FOR HIGH TEMPERATURE DRILLING APPLICATIONS

      
Numéro d'application US2021024762
Numéro de publication 2021/247127
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2021-03-30
Date de publication 2021-12-09
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Green, Ryan Damont
  • Tegler, 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

14.

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

15.

Distributed remote logging

      
Numéro d'application 17397803
Numéro de brevet 11965416
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2021-08-09
Date de la première publication 2021-11-25
Date d'octroi 2024-04-23
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
  • E21B 47/26 - Stockage des données en fond de puits, p.ex. dans une mémoire ou sur un support d'enregistrement
  • G01V 1/40 - Séismologie; Prospection ou détection sismique ou acoustique spécialement adaptées au carottage

16.

FRAC PLUG SYSTEM WITH INTEGRATED SETTING TOOL

      
Numéro d'application US2021032199
Numéro de publication 2021/236412
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2021-05-13
Date de publication 2021-11-25
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

17.

FRAC PLUG SYSTEM WITH INTEGRATED SETTING TOOL

      
Numéro d'application US2021032201
Numéro de publication 2021/236414
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2021-05-13
Date de publication 2021-11-25
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

18.

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

19.

FRAC PLUG AND METHOD FOR FRACTURING A FORMATION

      
Numéro d'application US2021015002
Numéro de publication 2021/154680
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2021-01-26
Date de publication 2021-08-05
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Dolog, Rostyslav
  • Parekh, Yash

Abrégé

A downhole barrier having a component thereof comprising a spalling material.

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 36/04 - Aménagements pour le chauffage, le refroidissement, l'isolation, dans les trous de forage ou dans les puits, p.ex. pour être utilisés dans les zones de permagel utilisant des réchauffeurs électriques
  • 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

20.

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

21.

MULTI-LAYER BACKUP RING

      
Numéro de document 03165651
Statut En instance
Date de dépôt 2021-01-19
Date de disponibilité au public 2021-07-29
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Deng, Guijun
  • Kendall, Alexander

Abrégé

A backup ring assembly has a plurality of radially offset ring members including an outermost ring member formed from plurality of axially extending segments. Each of the plurality of axially extending segments includes an outer surface. A first interlock member support is coupled to the outer surface of one of the plurality of axially extending segments of the outer most ring member. A second interlock member support is coupled to the outer surface of an another one of the plurality of axially extending segments of the outermost ring member. An interlock member includes a first end supported at the first interlock member support and a second end supported at the second interlock member support. The interlock member restrains radially outward expansion of the ring and circumferential expansion of a gap extending between the one of the axially extending segments and the another one of the axially extending segments.

Classes IPC  ?

  • E21B 33/12 - Packers; Bouchons
  • 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
  • E21B 23/06 - Appareils pour déplacer, mettre en place, verrouiller, libérer ou retirer, les outils, les packers ou autres éléments dans les trous de forage pour le montage des packers
  • E21B 33/128 - Packers; Bouchons avec un organe dilaté radialement par pression axiale

22.

MULTI-LAYER BACKUP RING

      
Numéro d'application US2021013919
Numéro de publication 2021/150495
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2021-01-19
Date de publication 2021-07-29
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Deng, Guijun
  • Kendall, Alexander

Abrégé

A backup ring assembly has a plurality of radially offset ring members including an outermost ring member formed from plurality of axially extending segments. Each of the plurality of axially extending segments includes an outer surface. A first interlock member support is coupled to the outer surface of one of the plurality of axially extending segments of the outer most ring member. A second interlock member support is coupled to the outer surface of an another one of the plurality of axially extending segments of the outermost ring member. An interlock member includes a first end supported at the first interlock member support and a second end supported at the second interlock member support. The interlock member restrains radially outward expansion of the ring and circumferential expansion of a gap extending between the one of the axially extending segments and the another one of the axially extending segments.

Classes IPC  ?

  • E21B 33/12 - Packers; Bouchons
  • 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
  • E21B 23/06 - Appareils pour déplacer, mettre en place, verrouiller, libérer ou retirer, les outils, les packers ou autres éléments dans les trous de forage pour le montage des packers
  • E21B 33/128 - Packers; Bouchons avec un organe dilaté radialement par pression axiale

23.

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

24.

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

25.

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

26.

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

27.

METAL REMOVAL FROM FLUIDS

      
Numéro d'application US2020047255
Numéro de publication 2021/055135
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2020-08-20
Date de publication 2021-03-25
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Jani, Jagrut
  • Nguyen, Tran, M.
  • Weers, Jerry, J.
  • Liu, Zhengwei

Abrégé

Metals, such as mercury, may be removed from aqueous, hydrocarbon, or mixed oilfield or refinery fluids by: applying a sulfur compound having the general formula HS-X, wherein X is a heteroatom substituted alkyl, cycloalkyl, aryl, and/or alkylaryl group either alone or in combination with or as a blend with at least one demulsifier, a buffering agent, a pour point depressant, and/or a water clarifier to chelate the at least one metal and form a chelate complex of the sulfur compound with the at least one metal and then separating the chelate complex from the fluid.

Classes IPC  ?

  • C10G 29/10 - Sulfures
  • C10G 29/20 - Composés organiques ne renfermant pas d'atomes métalliques
  • C10G 33/04 - Déshydratation ou désémulsification des huiles d'hydrocarbures par des moyens chimiques
  • C10L 3/10 - Post-traitement de gaz naturel ou de gaz naturel de synthèse

28.

BIT SUPPORT ASSEMBLY INCORPORATING DAMPER FOR HIGH FREQUENCY TORSIONAL OSCILLATION

      
Numéro d'application US2020049016
Numéro de publication 2021/050334
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2020-09-02
Date de publication 2021-03-18
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 17/07 - Joints télescopiques permettant de faire varier les longueurs de trains de tiges; Amortisseurs
  • E21B 17/042 - Accouplements; Joints entre tige et trépan, ou entre tiges filetés
  • E21B 17/10 - Protecteurs contre l'usure; Dispositifs de centrage

29.

DAMPERS FOR MITIGATION OF DOWNHOLE TOOL VIBRATIONS

      
Numéro d'application US2020049019
Numéro de publication 2021/050335
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2020-09-02
Date de publication 2021-03-18
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 17/07 - Joints télescopiques permettant de faire varier les longueurs de trains de tiges; Amortisseurs
  • E21B 17/10 - Protecteurs contre l'usure; Dispositifs de centrage
  • E21B 17/042 - Accouplements; Joints entre tige et trépan, ou entre tiges filetés

30.

ANCHOR AND SEAL SYSTEM

      
Numéro d'application US2020047611
Numéro de publication 2021/041303
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2020-08-24
Date de publication 2021-03-04
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Xu, Yingqing
  • Harper, Jason M.
  • Pratt, Barbara A.

Abrégé

An anchor and seal system including a slip, a cone in radially expanding communication with the slip, an element in loadable communication with the cone, and a pusher configured to radially displace the element to reside on an element retention surface of the pusher. A method for treating a borehole including running an anchor and seal system above to depth, activating a setting arrangement to anchor and seal the anchor and seal system.

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 23/01 - 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
  • 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 43/267 - Maintien de fractures par étaiement

31.

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

32.

DEMULSIFYING ADDITIVE FOR SEPARATION OF OIL AND WATER

      
Numéro d'application US2020038608
Numéro de publication 2021/015904
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2020-06-19
Date de publication 2021-01-28
Propriétaire BAKER HUGHES, a GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Mangadlao, Joey D.
  • Jakubowski, Wojciech
  • Horne, Bruce O.
  • Felipe, Mary Jane
  • Ramos, Jorge

Abrégé

A demulsifying additive comprising a branched aliphatic compound may be introduced to a stream containing mixtures of or emulsions of oil and water in an effective amount to separate water from the oil in the stream, such as separating oil from emulsified oil-in-water and/or separating water from emulsified water-in-oil in a production fluid. The branched aliphatic compound may be grafted with a polyether via a crosslinking reaction. Alternatively, branched aliphatic compounds may be crosslinked together.

Classes IPC  ?

  • B01D 17/04 - Rupture d'émulsions
  • C10G 33/04 - Déshydratation ou désémulsification des huiles d'hydrocarbures par des moyens chimiques

33.

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

34.

AQUEOUS DELAYED ACID SYSTEM FOR WELL STIMULATION

      
Numéro d'application US2020037453
Numéro de publication 2020/257076
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2020-06-12
Date de publication 2020-12-24
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Zakaria, Ahmed, S.
  • Bhaduri, Sumit
  • Debenedictis, Frances, H.
  • Carman, Paul, S.

Abrégé

The disclosure relates to an aqueous acidizing fluid. In addition to an acid, the fluid contains an organophosphorus surfactant and/or an acid retarder. The organophosphorus surfactant may be an amino phosphonate or a phosphino carboxylate. The acid retarder comprises the combination of urea or a urea derivative and a bifunctional organic compound. Suitable bifunctional organic compounds contain at least one quaternary ammonium or phosphonium and at least one alcohol as well as salts of nitrogen containing heterocyclic rings.

Classes IPC  ?

  • C09K 8/74 - Produits chimiques érosifs, p.ex. acides combinés avec des additifs ajoutés à des fins spécifiques
  • E21B 43/27 - Procédés pour activer la production par formation de crevasses ou de fractures par emploi de produits chimiques érosifs, p.ex. d'acides

35.

A SINGLE-PHASE MICROEMULSION ADDITIVE FOR SEPARATION OF OIL AND WATER

      
Numéro de document 03159138
Statut En instance
Date de dépôt 2020-06-15
Date de disponibilité au public 2020-12-24
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Qunitero, Lirio
  • Mangadlao, Joey D.
  • Jakubowski, Wojciech
  • Heironiums, Jonathan
  • Perla, Carla C.
  • Stewart-Ayala, Jonathan

Abrégé

A single-phase microemulsion additive may be introduced to a stream containing mixtures of or emulsions of oil and water in an effective amount to separate oil from the water in the stream and/or separating water from the oil in the stream. The single-phase microemulsion additive is formed by combining at least one demulsifier, at least one water clarifier, at least one surfactant, and optionally at least one solvent.

Classes IPC  ?

36.

A SINGLE-PHASE MICROEMULSION ADDITIVE FOR SEPARATION OF OIL AND WATER

      
Numéro d'application US2020037721
Numéro de publication 2020/257099
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2020-06-15
Date de publication 2020-12-24
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Qunitero, Lirio
  • Mangadlao, Joey, D.
  • Jakubowski, Wojciech
  • Heironiums, Jonathan
  • Perla, Carla, C.
  • Stewart-Ayala, Jonathan

Abrégé

A single-phase microemulsion additive may be introduced to a stream containing mixtures of or emulsions of oil and water in an effective amount to separate oil from the water in the stream and/or separating water from the oil in the stream. The single-phase microemulsion additive is formed by combining at least one demulsifier, at least one water clarifier, at least one surfactant, and optionally at least one solvent.

Classes IPC  ?

  • B01D 17/04 - Rupture d'émulsions
  • B01F 17/00 - Utilisation de substances comme agents émulsifiants, humidifiants, dispersants ou générateurs de mousse

37.

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

38.

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

39.

OIL-BASED MUD CONTAMINATION ESTIMATE FROM PHYSICAL PROPERTIES

      
Numéro d'application US2020035749
Numéro de publication 2020/247390
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2020-06-02
Date de publication 2020-12-10
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Difoggio, Rocco
  • Nieuwoudt, Hermanus, J.

Abrégé

Methods and apparatus for estimating a presence of oil-based mud (OBM) in a downhole fluid. Methods include generating measurement values by measuring one or more gross physical properties of the downhole fluid with at least one sensor, the measurement values comprising at least one measurement value representative of each gross physical property; and estimating with at least one processor a relative concentration of OBM with respect to the downhole fluid by using a model correlating the measurement values with the relative concentration. Methods may include taking measurements from the downhole fluid in situ and/or estimating the relative concentration in real-time with respect to generating the measurement values. The model may comprise a correlation prediction function mapping the measurement values to the relative concentration, which may use the measurement values as input to predict the relative concentration.

Classes IPC  ?

  • E21B 49/08 - Prélèvement d'échantillons de fluides ou test des fluides dans les trous de forage ou dans les puits
  • E21B 47/12 - 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 33/24 - Matériaux de la terre

40.

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

41.

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  ?

42.

DETECTION AND MONITORING OF CORROSION INHIBITORS IN OILFIELD FLUIDS

      
Numéro d'application US2020030988
Numéro de publication 2020/227079
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2020-05-01
Date de publication 2020-11-12
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Murugesan, Sankaran
  • Dhulipala, Prasad, D.
  • Liu, Zhengwei
  • Ramachandran, Sunder

Abrégé

This disclosure is directed to the use of a portable Surface Enhance Raman Spectroscopy method to detect, quantify, and/or monitor corrosion inhibitors that are present in fluids in a wide range of concentrations in order to manage corrosion treatment in oil and gas production and refining systems or other industrial systems and to reduce the amount of time spent in obtaining data that is reliable and useful for corrosion control.

Classes IPC  ?

  • G01N 21/65 - Diffusion de Raman
  • C07C 323/12 - Thiols, sulfures, hydropolysulfures ou polysulfures substitués par des halogènes, des atomes d'oxygène ou d'azote ou par des atomes de soufre ne faisant pas partie de groupes thio contenant des groupes thio et des atomes d'oxygène, liés par des liaisons simples, liés au même squelette carboné ayant les atomes de soufre des groupes thio liés à des atomes de carbone acycliques du squelette carboné le squelette carboné étant acyclique et saturé
  • C07C 321/04 - Thiols ayant des groupes mercapto liés à des atomes de carbone acycliques d'un squelette carboné acyclique saturé
  • C09K 15/18 - Compositions anti-oxydantes; Compositions inhibant les modifications chimiques contenant des composés organiques contenant de l'azote contenant une fraction amine ou imine

43.

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

44.

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

45.

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

46.

ONE-WAY ENERGY RETENTION DEVICE, METHOD AND SYSTEM

      
Numéro d'application US2019028956
Numéro de publication 2020/219038
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2019-04-24
Date de publication 2020-10-29
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Deng, Guijun
  • Zhao, Lei
  • Zhang, Zhihui
  • Xu, Zhiyue

Abrégé

A one-way energy retaining device including a body, at least a portion of which comprises a degradable material; a protrusion extending radially from the body that allows movement of the device along a separate structure in a first direction and prevents movement along the separate structure in the opposite direction.

Classes IPC  ?

47.

MULTI-LAYER BACKUP RING INCLUDING INTERLOCK MEMBERS

      
Numéro d'application US2020024843
Numéro de publication 2020/219205
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2020-03-26
Date de publication 2020-10-29
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Deng, Guijun
  • Kendall, Alexander
  • Cook, Christopher
  • Maenza, Frank

Abrégé

A backup ring assembly has a plurality of radially offset ring members including an outermost ring member formed from plurality of axially extending segments. Each of the plurality of axially extending segments includes an outer surface. A first interlock member support is coupled to the outer surface of one of the plurality of axially extending segments of the outer most ring member. A second interlock member support is coupled to the outer surface of an another one of the plurality of axially extending segments of the outermost ring member. An interlock member includes a first end supported at the first interlock member support and a second end supported at the second interlock member support. The interlock member restrains radially outward expansion of the ring and circumferential expansion of a gap extending between the one of the axially extending segments and the another one of the axially extending segments.

Classes IPC  ?

  • E21B 33/128 - Packers; Bouchons avec un organe dilaté radialement par pression axiale
  • E21B 23/06 - Appareils pour déplacer, mettre en place, verrouiller, libérer ou retirer, les outils, les packers ou autres éléments dans les trous de forage pour le montage des packers
  • E21B 33/12 - Packers; Bouchons
  • E21B 33/00 - Etanchement ou bouchage des trous de forage ou des puits

48.

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  ?

49.

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

50.

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  ?

51.

DIAMOND TIPPED CONTROL VALVE USED FOR HIGH TEMPERATURE DRILLING APPLICATIONS

      
Numéro d'application US2020024846
Numéro de publication 2020/205400
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2020-03-26
Date de publication 2020-10-08
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Green, Ryan Damont
  • Tegeler, Sebastian
  • Peter, Andreas
  • Kruspe, Thomas

Abrégé

A control valve assembly for use in a wellbore includes a body having a fluid inlet and a fluid outlet. A portion of the body is formed from magnetic material. A plunger is mounted within the body. A portion of the plunger is formed from a magnetic material. A magnetic circuit having a gap is defined within the control valve assembly. The portion of the body formed from magnetic material defines a first portion of the magnetic circuit and the portion of the plunger formed from magnetic material forms another portion of the magnetic circuit. A solenoid is mounted at the body. The solenoid is selectively activated to create a magnetic field across the gap in the magnetic circuit. The magnetic field causes the plunger to shift, narrowing the gap disengaging from the one of the fluid inlet and the fluid outlet to produce a pressure pulse in the wellbore.

Classes IPC  ?

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

52.

SELF-ALIGNING BEARING ASSEMBLY FOR DOWNHOLE TOOLS

      
Numéro d'application US2020023835
Numéro de publication 2020/198000
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2020-03-20
Date de publication 2020-10-01
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s) Peters, Volker

Abrégé

An apparatus for use in a drill string configured for use in a subterranean formation includes a drive shaft coupled to a drill bit, the drill bit configured to continuously rotate and penetrate within the subterranean formation, a drill string housing that houses the drive shaft, the drive shaft continuously rotating within the drill string housing relative to the drill string housing, and a bearing assembly configured bear the drive shaft within the drill string housing, the bearing assembly comprising a first bearing surface having a first curvature.

Classes IPC  ?

  • E21B 17/10 - Protecteurs contre l'usure; Dispositifs de centrage
  • E21B 4/00 - Moyens d'entraînement dans le trou de forage
  • F16C 33/10 - Structures relatives à la lubrification

53.

HIGH FLOW AND LOW NPSHR HORIZONTAL PUMP WITH PRIMING MODULE

      
Numéro d'application US2020024821
Numéro de publication 2020/198411
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2020-03-26
Date de publication 2020-10-01
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Kirk, Jordan
  • Walls, Matthew
  • Thomas, Deric
  • Reid, Leslie

Abrégé

A horizontal pumping system has a motor, a pump driven by the motor and a priming module. The pump has a discharge on a first end of the pump, a suction end on a second end of the pump, and a plurality of stages between the suction end and the discharge. Each of the plurality of stages includes an impeller and a diffuser that encases the impeller. Each diffuser is an independent pressure vessel. The priming module may be a wet priming module or a dry priming module. The priming module permits the use of the horizontal pumping system in many applications in which the liquid is not naturally present at the pump intake.

Classes IPC  ?

  • F04C 15/00 - "MACHINES" À LIQUIDES À DÉPLACEMENT POSITIF, À PISTON ROTATIF OU OSCILLANT; POMPES À DÉPLACEMENT POSITIF, À PISTON ROTATIF OU OSCILLANT - Parties constitutives, détails ou accessoires des "machines", des pompes ou installations de pompage non couverts par les groupes
  • F04C 29/00 - "MACHINES" À LIQUIDES À DÉPLACEMENT POSITIF, À PISTON ROTATIF OU OSCILLANT; POMPES À DÉPLACEMENT POSITIF, À PISTON ROTATIF OU OSCILLANT - Parties constitutives, détails ou accessoires de pompes ou d'installations de pompage spécialement adaptées pour les fluides compressibles non couverts dans les groupes
  • F04C 2/00 - Machines ou pompes à piston rotatif
  • F04C 14/00 - Commande, surveillance ou dispositions de sécurité pour "machines" ou pompes ou installations de pompage
  • F04C 14/10 - Commande, surveillance ou dispositions de sécurité pour "machines" ou pompes ou installations de pompage caractérisées par la modification des positions de l'ouverture de l'admission ou de l'échappement par rapport à la chambre de travail

54.

DIAMOND HIGH TEMPERATURE SHEAR VALVE DESIGNED TO BE USED IN EXTREME THERMAL ENVIRONMENTS

      
Numéro d'application US2020024840
Numéro de publication 2020/198420
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2020-03-26
Date de publication 2020-10-01
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Green, Ryan Damont
  • Kruspe, Thomas

Abrégé

A control valve assembly for a downhole wellbore including a body formed partially from a magnetic material. A plunger is moveably mounted in the body. A portion of the plunger is formed from a magnetic material. A magnetic circuit having a gap is arranged within the control valve assembly. The portion of the body formed from a magnetic material defines a first portion of the magnetic circuit and the portion of the plunger formed from magnetic material forms another portion of the magnetic circuit. A solenoid is mounted at the body and is selectively activated to create a magnetic field across the gap in the magnetic circuit causing the plunger to move thereby narrowing the gap to produce a pressure pulse in the wellbore.

Classes IPC  ?

  • E21B 47/18 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p.ex. pour la diagraphie pendant le forage utilisant des ondes acoustiques à travers le fluide du puits
  • E21B 34/06 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits
  • F16K 11/07 - Soupapes ou clapets à voies multiples, p.ex. clapets mélangeurs; Raccords de tuyauteries comportant de tels clapets ou soupapes; Aménagement d'obturateurs et de voies d'écoulement spécialement conçu pour mélanger les fluides dont toutes les faces d'obturation se déplacent comme un tout comportant uniquement des tiroirs à éléments de fermeture glissant linéairement à glissières cylindriques
  • F16K 25/00 - SOUPAPES; ROBINETS; VANNES; COMMANDES À FLOTTEURS; DISPOSITIFS POUR VENTILER OU AÉRER - Détails constitutifs relatifs au contact entre corps de soupapes ou de clapets et leurs sièges
  • F16K 27/04 - Structures des logements; Matériaux utilisés à cet effet des tiroirs
  • F16K 31/06 - Moyens de fonctionnement; Dispositifs de retour à la position de repos magnétiques utilisant un aimant

55.

SELF-ALIGNING BEARING ASSEMBLY FOR DOWNHOLE MOTORS

      
Numéro d'application US2020023773
Numéro de publication 2020/197970
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2020-03-20
Date de publication 2020-10-01
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 4/00 - Moyens d'entraînement dans le trou de forage
  • E21B 34/10 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits actionnés par un fluide de commande provenant de l'extérieur du trou de forage
  • E21B 17/04 - Accouplements; Joints entre tige et trépan, ou entre tiges
  • E21B 19/16 - Branchement ou débranchement des accouplements de tubes ou de joints

56.

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

57.

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

58.

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

59.

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

60.

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

61.

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

62.

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

63.

AUTOMATIC PUMP CONTROL

      
Numéro d'application US2020015160
Numéro de publication 2020/159849
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2020-01-27
Date de publication 2020-08-06
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s) Abdeldaim, Rawshan Monier

Abrégé

Systems, methods, and a computer readable medium are provided for automatically controlling a pump in an oil production environment. Sensor data can be collected from pump machinery and can be used to generate an advisory statement identifying a change in pump operation in regard to one or more operating conditions. The advisory plan can be used to determine an optimization action plan to maintain the operation of the pump machinery with respect to the operating conditions. The optimization action plan can include an action, a parameter, and a parameter variable and can be transmitted to a computing device configured within a supervisory control and data acquisition system and coupled to the pump machinery. The computing device can execute the optimization action plan to control the pump machinery with respect to the operating conditions.

Classes IPC  ?

  • F04B 49/06 - Commande utilisant l'électricité
  • F04B 17/03 - Pompes caractérisées par leur combinaison avec des machines motrices ou moteurs particuliers qui les entraînent ou par leur adaptation à ceux-ci entraînées par des moteurs électriques
  • E21B 43/12 - Procédés ou appareils pour commander l'écoulement du fluide extrait vers ou dans les puits
  • 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

64.

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

65.

COMPOSITES FOR TREATING SUBTERRANEAN FORMATIONS AND PROCESSES OF MAKING AND USING THE SAME

      
Numéro d'application US2019014575
Numéro de publication 2020/153942
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2019-01-22
Date de publication 2020-07-30
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Sodhi, Thomas
  • Gupta, D.V. Satyanarayana
  • Mayor, John Howard

Abrégé

The strength of a proppant or sand control particulate may be improved by coating the proppant to form a composite. The composite has enhanced compressive strength between about 34 to about 130 MPa and minimizes the spalling of fines at closure stresses in excess of 5,000 psi. Conductivity of fractures is further enhanced by forming a pack of the composites in the fracture.

Classes IPC  ?

  • C09K 8/80 - Compositions pour renforcer les fractures, p.ex. compositions pour agents de soutènement utilisés pour maintenir les fractures ouvertes
  • C09K 8/57 - Compositions à base d'eau ou de solvants polaires
  • C09K 8/575 - 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 8/68 - Compositions à base d'eau ou de solvants polaires contenant des composés organiques
  • C09K 8/88 - Composés macromoléculaires
  • E21B 43/267 - Maintien de fractures par étaiement

66.

INTELLIGENT OPTIMIZATION OF FLOW CONTROL DEVICES

      
Numéro d'application US2019065960
Numéro de publication 2020/154048
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2019-12-12
Date de publication 2020-07-30
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Shahkarami, Alireza
  • Liu, Guoxiang
  • Iyer, Naresh Sundaram
  • Stephenson, Hayley
  • Kshirsagar, Atul
  • Patil, Tushar
  • Cranfield, Colin

Abrégé

A method for generating a well completion plan includes: evaluating a plurality of different well completion plans using a reservoir simulator to calculate dynamic flows of fluid through a subsurface formation, each well completion plan having a flow control device with location and associated flow setting or rating, and optionally a packer and location to provide output data for each well completion plan evaluation; developing a surrogate reservoir model using the output data and input data for each well completion plan evaluation; using intelligent sequential sampling of the output and input data for each well completion plan evaluation to provide intelligent sequential sampling data in response to the surrogate reservoir model not meeting a validation criterion; updating the surrogate reservoir model using the intelligent sequential sampling data; and iterating the using and the updating using a latest surrogate reservoir model until the latest surrogate reservoir model meets the validation criterion.

Classes IPC  ?

  • G06Q 10/06 - Ressources, gestion de tâches, des ressources humaines ou de projets; Planification d’entreprise ou d’organisation; Modélisation d’entreprise ou d’organisation
  • E21B 41/00 - Matériel ou accessoires non couverts par les groupes

67.

METHOD OF TREATING SUBTERRANEAN FORMATIONS WITH COMPOSITES HAVING ENHANCED STRENGTH

      
Numéro d'application US2019014603
Numéro de publication 2020/153945
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2019-01-22
Date de publication 2020-07-30
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Bestaoui-Spurr, Naima
  • Nguyen, Hanh

Abrégé

The strength of a proppant or sand control particulate may be improved by coating the proppant to form a composite. The composite has enhanced compressive strength between about 34 to about 130 MPa and minimizes the spalling of fines at closure stresses in excess of 5,000 psi. Conductivity of the proppant pack in the fractures is further enhanced due to the increase in strength of the particles.

Classes IPC  ?

  • C09K 8/80 - Compositions pour renforcer les fractures, p.ex. compositions pour agents de soutènement utilisés pour maintenir les fractures ouvertes
  • E21B 43/267 - Maintien de fractures par étaiement

68.

VALVE

      
Numéro d'application US2019064108
Numéro de publication 2020/154039
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2019-12-03
Date de publication 2020-07-30
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Dearman, Carroll
  • Williams, Gary

Abrégé

A valve including a housing having a coil therein; a seat in the housing; a ball disposed against the seat, the ball rotationally responsive to a magnetic field generated in the coil.

Classes IPC  ?

  • F16K 27/02 - Structures des logements; Matériaux utilisés à cet effet des soupapes de levage
  • F16K 31/06 - Moyens de fonctionnement; Dispositifs de retour à la position de repos magnétiques utilisant un aimant
  • 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 34/06 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits
  • E21B 34/00 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits

69.

B ANNULUS ACOUSTIC PRESSURE SENSING

      
Numéro d'application US2019064111
Numéro de publication 2020/154040
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2019-12-03
Date de publication 2020-07-30
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  ?

  • E21B 47/06 - Mesure de la température ou de la pression
  • E21B 47/08 - Mesure du diamètre ou des dimensions correspondantes des trous de forage
  • 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

70.

PREVENTION OF BACKFLOW DURING DRILLING AND COMPLETION OPERATIONS

      
Numéro d'application US2020014118
Numéro de publication 2020/154198
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2020-01-17
Date de publication 2020-07-30
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Bangert, Daniel Stephen
  • Smith, James

Abrégé

A system includes a drill bit, and a tubular connected thereto. The tubular is configured to be rotated to rotate the drill bit and drill a length of a borehole and cemented in place. The tubular and the drill bit form a conduit to permit cement to be pumped through the tubular and the drill bit and into an annulus. The system also includes a collar disposed between the tubular and the drill bit. The collar includes a receptacle made from a drillable material, which has a profile that corresponds to a shape of a component deployed through the length of the tubular, and is configured to form a substantially fluid tight seal between the component and the drillable material when the component is seated in the receptacle. The collar and the component prevent backflow of the cement.

Classes IPC  ?

  • E21B 33/06 - Obturateurs anti-éruption
  • E21B 33/14 - Procédés ou dispositifs de cimentation, de bouchage des trous, des fissures ou analogues pour la cimentation des tubes dans les trous de forage ou de sondage
  • E21B 34/06 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits

71.

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

72.

VALVE

      
Numéro d'application US2019064107
Numéro de publication 2020/149949
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2019-12-03
Date de publication 2020-07-23
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Edwards, Jason
  • Thompson, Grant, R.
  • Burris, John
  • Rogers, Rion

Abrégé

A valve including a closure member having a first portion and a second portion the first and second portions in fluid tight contact with one another when closed and spaced when open, a flow tube in operative contact with the closure member.

Classes IPC  ?

  • F16K 13/02 - Autres types structuraux de dispositifs obturateurs; Agencements pour obturer dont les deux faces d'obturation ont la forme de petits segments de cylindre avec organe mobile monté sur articulation à pivot
  • F16K 15/18 - Soupapes, clapets ou valves de retenue à mécanisme de commande; Soupape de retenue et soupape à mécanisme de commande combinées
  • F16K 31/528 - Moyens mécaniques d'actionnement à manivelle, excentrique ou came à ergot et encoche

73.

METHOD AND APPARATUS FOR PREVENTING PREMATURE SET OF LINER TOP PACKER

      
Numéro d'application US2019064109
Numéro de publication 2020/149950
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2019-12-03
Date de publication 2020-07-23
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s) Yee, Chee Kong

Abrégé

A tool for use in a wellbore includes a first tubular having an outer surface and an inner surface defining a first conduit. The inner surface includes a dog engagement zone. A second tubular includes an outer surface portion and an inner surface portion defining a second conduit. The second tubular extends into the first conduit and including a dog opening having a dog support. A dog is arranged in the dog opening. The dog includes an outer surface contour that engages with the dog engagement zone and an inner surface including a recess that engages with the one or more dog supports. The dog is moveably retained between the first tubular and the second tubular.

Classes IPC  ?

  • E21B 23/02 - Appareils pour déplacer, mettre en place, verrouiller, libérer ou retirer, les outils, les packers ou autres éléments dans les trous de forage pour verrouiller les outils ou autres éléments sur des supports ou dans des retraits entre sections adjacentes du tubage
  • E21B 33/12 - Packers; Bouchons

74.

METHODS AND COMPOUNDS FOR REMOVING NON-ACIDIC CONTAMINANTS FROM HYDROCARBON STREAMS

      
Numéro d'application US2020014142
Numéro de publication 2020/150635
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2020-01-17
Date de publication 2020-07-23
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Biggerstaff, Paul, J.
  • Weers, Jerry, J.
  • Pinappu, Sai, Reddy
  • Cappel, Weldon, J.

Abrégé

123456 161411 alkyl, and where x ranges from 1 to 6, may be contacted with a hydrocarbon stream to remove or extract non-acidic contaminants, such as thiophenes, benzothiophenes, alkyl sulfides, alkyl disulfides, mercaptans, aromatics, oxygenates, metals, olefins, and combinations thereof, from the hydrocarbon stream. The extraction solvent may include co-solvents and the hydrocarbon stream may be in gas and/or liquid form.

Classes IPC  ?

  • C10G 21/20 - Composés organiques uniquement contenant de l'azote
  • C10G 21/02 - Raffinage des huiles d'hydrocarbures, en l'absence d'hydrogène, par extraction au moyen de solvants sélectifs avec plusieurs solvants qui sont introduits ou enlevés séparément
  • C10G 21/16 - Composés organiques uniquement contenant de l'oxygène

75.

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

76.

JUST-IN-TIME DATA PROVISION BASED ON PREDICTED CACHE POLICIES

      
Numéro d'application US2020012033
Numéro de publication 2020/142593
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2020-01-02
Date de publication 2020-07-09
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Ramini, Purna
  • Edalur, Raghu

Abrégé

Systems, methods, and computer readable mediums are provided for predicting a cache policy based on usage patterns. Usage pattern data can be received and used with a predictive model to determine a cache policy associated with a datastore. The cache policy can identify the configuration of predicted output data to be provisioned in the datastore and subsequently provided to a client in a just-in-time manner. The predictive model can be trained to output the cache policy based on usage pattern data received from a usage point, a provider point, or a datastore configuration.

Classes IPC  ?

  • G06F 16/2455 - Exécution des requêtes
  • G06F 12/0866 - Adressage d’un niveau de mémoire dans lequel l’accès aux données ou aux blocs de données désirés nécessite des moyens d’adressage associatif, p.ex. mémoires cache pour les systèmes de mémoire périphérique, p.ex. la mémoire cache de disque
  • G06F 11/30 - Surveillance du fonctionnement
  • G06N 20/00 - Apprentissage automatique

77.

GAS LIFT SYSTEMS, FLOW REGIME MODIFIERS, AND RELATED METHODS

      
Numéro d'application US2020012088
Numéro de publication 2020/142630
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2020-01-02
Date de publication 2020-07-09
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Reeves, Brian
  • Zhang, Jinfeng

Abrégé

A gas-lift well including a casing extending down a wellbore, production tubing extending within the casing, a gas system for inserting compressed gas into an annular space between the casing and the production tubing, at least one gas-lift input extending from the annular space, through the production tubing, and to an interior of the production tubing, and at least one fluid flow regime modifier within the production tubing and at least partially within a fluid column of the production tubing, the at least one fluid flow regime modifier configured to reduce fluid fallback and impart a turbulent flow regime to at least a portion of the fluid column.

Classes IPC  ?

  • E21B 43/12 - Procédés ou appareils pour commander l'écoulement du fluide extrait vers ou dans les puits
  • E21B 17/00 - Tiges ou tubes de forage; Trains de tiges souples; Tiges d'entraînement; Masses-tiges; Tiges de pompage; Tubages; Colonnes de production

78.

POWER GENERATION USING PRESSURE DIFFERENTIAL BETWEEN A TUBULAR AND A BOREHOLE ANNULUS

      
Numéro d'application US2019059970
Numéro de publication 2020/139462
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2019-11-06
Date de publication 2020-07-02
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Duggan, Andrew
  • Hern, Christopher Ryan
  • Ewing, Daniel

Abrégé

An apparatus for generating power includes a fluid chamber configured to receive borehole fluid, one or more conductive coils surrounding the fluid chamber, a reciprocating magnetic shuttle disposed in the fluid chamber and dividing the fluid chamber into a first volume and a second volume, a first conduit connected to the first volume, and a second conduit connected to the second volume, the first conduit and the second conduit extending from a tubular conduit to an annulus. The apparatus includes a switching assembly configured to alternate between a first operating state where the first volume is in fluid communication with the annulus and a second operating state where the first volume is in fluid communication with the tubular conduit, to alternate a direction of differential pressure between the first volume and the second volume and cause the magnetic shuttle to move in a reciprocating motion and generate an electric current.

Classes IPC  ?

  • E21B 41/00 - Matériel ou accessoires non couverts par les groupes
  • E21B 17/00 - Tiges ou tubes de forage; Trains de tiges souples; Tiges d'entraînement; Masses-tiges; Tiges de pompage; Tubages; Colonnes de production
  • H02K 35/02 - Génératrices avec système de bobines, aimant, induit, ou autre partie du circuit magnétique à mouvement alternatif, oscillant ou vibrant avec des aimants mobiles et des systèmes de bobines fixes
  • H02P 9/02 - Dispositions pour la commande de génératrices électriques de façon à obtenir les caractéristiques désirées à la sortie - Détails

79.

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

80.

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

81.

GUIDING SLEEVE FOR ALIGNING DOWNHOLE TUBULARS

      
Numéro d'application US2019063343
Numéro de publication 2020/131325
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2019-11-26
Date de publication 2020-06-25
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 19/16 - Branchement ou débranchement des accouplements de tubes ou de joints

82.

GUIDING SLEEVE FOR ALIGNING DOWNHOLE TUBULARS

      
Numéro d'application US2019067214
Numéro de publication 2020/132089
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2019-12-18
Date de publication 2020-06-25
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 17/10 - Protecteurs contre l'usure; Dispositifs de centrage

83.

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

84.

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

85.

WATER AND GAS BARRIER FOR HYDRAULIC SYSTEMS

      
Numéro d'application US2019063339
Numéro de publication 2020/123147
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2019-11-26
Date de publication 2020-06-18
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Fuhst, Karsten
  • Peters, Volker
  • Prelser, 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  ?

86.

MODULAR SHANK ASSEMBLY FOR AN EARTH-BORING TOOL, EARTH-BORING TOOLS INCLUDING MODULAR SHANKS ASSEMBLIES, AND RELATED METHODS

      
Numéro d'application US2019065728
Numéro de publication 2020/123652
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2019-12-11
Date de publication 2020-06-18
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Yao, Richard
  • Sullivan, Eric C.

Abrégé

A shank assembly includes a neck portion, a shank portion defining a cylindrical aperture extending therethrough, and an anchor tube secured to the neck portion and extending through the shank portion, the anchor tube and the shank portion defining an annular cavity therebetween, and an electronics module disposed within the annular cavity. The annular cavity is formed to maximize space for electronics while maintaining structural integrity of a crown and shank of an earth-boring tool. A method includes disposing the anchor tube of a shank assembly through the cylindrical aperture and securing the anchor tube to a neck portion of the shank assembly, disposing the electronics module within the annular cavity, and disposing the shank portion and anchor tube of the shank assembly at least partially within a crown of the earth-boring tool such that annular cavity extends into the crown in an axial direction a distance that is between about 10% and about 80% of an overall axial length of the crown.

Classes IPC  ?

87.

ELECTRICAL DOWNHOLE COMMUNICATION CONNECTION FOR DOWNHOLE DRILLING

      
Numéro d'application US2019066215
Numéro de publication 2020/123932
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2019-12-13
Date de publication 2020-06-18
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Sauthoff, Bastian
  • Huber, Cord

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 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 17/042 - Accouplements; Joints entre tige et trépan, ou entre tiges filetés

88.

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

89.

SEAL ASSEMBLY FOR DOWNHOLE USE

      
Numéro d'application US2019065517
Numéro de publication 2020/123532
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2019-12-10
Date de publication 2020-06-18
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 33/12 - Packers; Bouchons
  • E21B 17/02 - Accouplements; Joints
  • 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

90.

SYSTEMS AND METHODS TO CONTROL DRILLING OPERATIONS BASED ON FORMATION ORIENTATIONS

      
Numéro d'application US2019065962
Numéro de publication 2020/123794
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2019-12-12
Date de publication 2020-06-18
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 44/00 - 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 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

91.

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

92.

MOTORS FOR DOWNHOLE TOOLS DEVICES AND RELATED METHODS

      
Numéro d'application US2019065020
Numéro de publication 2020/118225
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2019-12-06
Date de publication 2020-06-11
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Tyshko, Alexey
  • Lavrinenko, V.
  • Brazil, Stewart

Abrégé

A motor includes one or more actuator, one or more one passive members, and one or more pushing members. The actuator(s) vibrate along a first axis. The vibrations vary a dimension of the actuator(s) as measured along the first axis. The passive member(s) rotate around a second axis that is substantially parallel to the first axis. The pushing member(s) are positioned between the actuator(s) and the passive member(s). The pushing member(s) are fixed to the actuator(s) and have a contact surface frictionally engaging and applying a mechanical force to the passive member (s). The pushing member(s) have an asymmetric rigidity along the first axis. The motor and a power consumer may be conveyed into a wellbore. The motor may be energized to supply mechanical power to the power consumer.

Classes IPC  ?

  • E21B 4/18 - Ancrage ou avancement dans le trou de forage
  • E21B 4/02 - Moyens d'entraînement de type rotatif par fluide

93.

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

94.

RUNNING TOOL FOR AN EXPANDABLE TUBULAR

      
Numéro d'application US2019064412
Numéro de publication 2020/117906
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2019-12-04
Date de publication 2020-06-11
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s) Yee, Chee Kong

Abrégé

A system for subterranean deployment in a wellbore includes an expandable tubular having an outer surface supporting at least one anchor slip and an inner surface including a running tool engagement element, and a running tool for deploying the expandable tubular into the wellbore. The running tool includes an inner surface portion defining a passage and an outer surface portion supporting a forcing cone for expanding at least a portion of the expandable tubular, and a tubular support system selectively engaging with the running tool engagement element.

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
  • E21B 23/02 - Appareils pour déplacer, mettre en place, verrouiller, libérer ou retirer, les outils, les packers ou autres éléments dans les trous de forage pour verrouiller les outils ou autres éléments sur des supports ou dans des retraits entre sections adjacentes du tubage
  • E21B 43/10 - Mise en place de tubages, filtres ou crépines dans les puits
  • E21B 33/13 - Procédés ou dispositifs de cimentation, de bouchage des trous, des fissures ou analogues

95.

EVALUATION OF FORMATION FRACTURE PROPERTIES USING NUCLEAR MAGNETIC RESONANCE

      
Numéro d'application US2019059968
Numéro de publication 2020/112317
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2019-11-06
Date de publication 2020-06-04
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Kesserwan, Hasan
  • Jin, Guodong

Abrégé

222 distribution based on a cut-off time into a first volumetric indicative of matrix and pore responses and a second volumetric indicative of fracture responses, estimate a pore size distribution based on the second volumetric, and calculate a fracture aperture size distribution based on the pore diameter.

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
  • 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

96.

POWER-EFFICIENT TRANSIENT ELECTROMAGNETIC EVALUATION SYSTEM AND METHOD

      
Numéro d'application US2019063295
Numéro de publication 2020/112805
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2019-11-26
Date de publication 2020-06-04
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Forgang, Stanislav
  • Kouchmeshky, Babak
  • Dutta, Sushant
  • Gold, Randy

Abrégé

A system (400) for performing downhole logging operations includes a power supply (402) for providing a current and a conductor coil (406) electrically coupled to receive the current from the power supply (402). The system (400) further includes a switch (410) electrically coupled to the power supply (402) for controlling current provided to the conductor coil (406) and enabling a pulse of current to be supplied to the conductor coil (406) for an "on" duration and turning off current provided to the conductor coil (406) for an "off' duration after the "on" duration, in which the "off' duration lasts longer than the "on" duration. The system (400) also includes a permanent magnet (408) coupled to the conductor coil (406). The conductor coil (406) receives the pulse of current from the power supply (402) during the "on" duration and not receiving current during the "off' duration. The pulse of current causes the permanent magnet (408) to reverse polarity and generate a transient magnetic field.

Classes IPC  ?

  • G01F 1/58 - Mesure du débit volumétrique ou du débit massique d'un fluide ou d'un matériau solide fluent, dans laquelle le fluide passe à travers un compteur par un écoulement continu en utilisant des effets électriques ou magnétiques par débitmètres électromagnétiques
  • G01N 27/10 - Recherche ou analyse spécialement adaptées pour les opérations de réglage ou de contrôle ou pour la signalisation
  • G01N 27/90 - Recherche ou analyse des matériaux par l'emploi de moyens électriques, électrochimiques ou magnétiques en recherchant des variables magnétiques pour rechercher la présence des criques en utilisant les courants de Foucault
  • G01N 29/24 - Sondes
  • H01F 7/06 - Electro-aimants; Actionneurs comportant des électro-aimants
  • G01V 1/40 - Séismologie; Prospection ou détection sismique ou acoustique spécialement adaptées au carottage
  • G01V 3/08 - Prospection ou détection électrique ou magnétique; Mesure des caractéristiques du champ magnétique de la terre, p.ex. de la déclinaison ou de la déviation fonctionnant au moyen de champs magnétiques ou électriques produits ou modifiés par les objets ou les structures géologiques, ou par les dispositifs de détection
  • 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
  • G01V 3/28 - 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 au moyen de champs magnétiques ou électriques produits ou modifiés par la formation terrestre environnante ou par les dispositifs de détection en utilisant des bobines d'induction
  • G01V 3/30 - 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 au moyen d'ondes électromagnétiques
  • 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

97.

IN SITU ULTRASONIC FLOW METER VALIDATION

      
Numéro d'application US2019063534
Numéro de publication 2020/112950
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2019-11-27
Date de publication 2020-06-04
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Huang, Yufeng
  • Tao, Chong
  • Johnson, Daniel Robert
  • Weling, Aniruddha S.
  • Kowal, Anthony
  • Sui, Lei

Abrégé

A method of in situ ultrasonic flow meter validation includes receiving data characterizing first signal diagnostics and data characterizing a first speed of a first acoustic signal through a gas mixture along a first path in a pipe. The first speed of the first acoustic signal is detected by a first channel of an ultrasonic flow meter including a first pair of transducers that are separated by a first path length of the first path. The gas mixture is configured to flow along a flow path in the pipe. The method also includes determining a status associated with the ultrasonic flow meter based on the data characterizing the first signal diagnostics and/or a difference between the first speed of the first acoustic signal and an independently calculated speed of sound. The speed of sound is calculated based on one or more properties of the gas mixture.

Classes IPC  ?

  • 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
  • G01F 15/06 - Dispositifs d'indication ou d'enregistrement

98.

CONTROLLING COMPONENTS OF AN ENERGY INDUSTRY OPERATION USING A PROCESSING SYSTEM

      
Numéro d'application US2019062933
Numéro de publication 2020/112598
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2019-11-25
Date de publication 2020-06-04
Propriétaire BAKER HUGHES, A GE COMPANY, LLC (USA)
Inventeur(s)
  • Ge, Xiaoqing
  • Sharber, Dustin
  • Potts, Jeffrey Robert
  • Westerheide, John
  • Van Dam, Jeremy Daniel

Abrégé

A system including an energy industry operation component and a processing system associated with the energy industry operation component is provided. The processing system includes an accelerator and is configured to perform at least one of image segmentation and vision analysis for authenticated lockout, image segmentation and vision analysis for performance audit, or augmented reality rendering and streaming.

Classes IPC  ?

  • G06Q 10/06 - Ressources, gestion de tâches, des ressources humaines ou de projets; Planification d’entreprise ou d’organisation; Modélisation d’entreprise ou d’organisation
  • G06Q 10/10 - Bureautique; Gestion du temps
  • G06Q 50/06 - Fourniture d'électricité, de gaz ou d'eau

99.

DOWNHOLE SAND SCREEN WITH AUTOMATIC FLUSHING SYSTEM

      
Numéro d'application US2019063096
Numéro de publication 2020/112689
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2019-11-25
Date de publication 2020-06-04
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 43/00 - Procédés ou dispositifs pour l'extraction de pétrole, de gaz, d'eau ou de matériaux solubles ou fusibles ou d'une suspension de matières minérales à partir de puits
  • E21B 43/02 - Filtration souterraine
  • E21B 43/34 - Aménagements pour séparer les matériaux produits par le puits

100.

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
  1     2     3     ...     22        Prochaine page