A method to perform a field operation with digital cement modeling is disclosed. The method includes acquiring computed tomography (CT) scan data of a metal-cement core sample and a cement-rock core sample that are associated with a borehole setup, generating, based on the CT scan data of the metal-cement core sample and the cement-rock core sample, a three-dimensional (3D) image of a synthesized metal, cement, and rock core sample, generating, by at least upscaling the synthesized metal, cement, and rock core sample, a multi-scale borehole digital model of the borehole setup, and calculating, using the multi-scale borehole digital model of the borehole setup and based on digital rock physics techniques, a predicted cement longevity.
G01N 23/046 - Recherche ou analyse des matériaux par l'utilisation de rayonnement [ondes ou particules], p.ex. rayons X ou neutrons, non couvertes par les groupes , ou en transmettant la radiation à travers le matériau et formant des images des matériaux en utilisant la tomographie, p.ex. la tomographie informatisée
G06F 30/13 - Conception architecturale, p.ex. conception architecturale assistée par ordinateur [CAAO] relative à la conception de bâtiments, de ponts, de paysages, d’usines ou de routes
2.
METHOD TO ATTENUATE ACID REACTIVITY DURING ACID STIMULATION OF CARBONATE RICH RESERVOIRS
Acidizing treatments for carbonate reservoir may include a surfactant comprising one or more of C8-C30-alkyloxyglycoside-substituted hydroxysultaine, C8-C30-alkylamidopropyl hydroxysulfobetaine, poly(diallyldimethylammonium chloride), C8-C30-alkyl amido alkylamine oxide, C8-C30-alkyl-amido amine oxide, C8-C30-alkyl amine oxide, C8-C30-alkyl aryl amine oxide, C8-C30-alkyl polyether phosphate, C8-C30-alkyl polyether phosphonate, C8-C30-alkyl ether phosphonate, C8-C30-alkyl amido ammonium propyl sulfonate, C8-C30-alkyl amido ammonium vinyl sulfonate, C8-C30-alkyl ether sulfonate, C8-C30-alkyl amido ammonium propyl sulfonate, C8-C30-alkyl ether sulfonate, alpha olefin sulfonate, C8-C30-alkyl benzene sulfonate, C8-C30-alkyl ethoxy carboxylate, C8-C30-alkylphenol ethoxylate carboxylate, and C8-C30-alkyl amido ammonium carboxylate. These acidizing treatments may also include an aqueous acid solution or mixture. In these acidizing treatments, the surfactant may be configured to partially or fully adsorb on a carbonate formation to retard the partial dissolution of the formation. Corresponding methods of reducing the reactivity of acidizing treatment may include introducing these acidizing treatments into wellbores such that the acidizing treatments contact carbonate formations.
A downhole tubing disconnect assembly includes a first tubing portion disposed in a wellbore, a second tubing portion downhole of the first tubing portion, and an actuation sleeve positioned between the first tubing portion and the second tubing portion. The actuation sleeve has a cylindrical body that selectively connects the first tubing portion and the second tubing portion. The actuation sleeve includes an uphole portion of the cylindrical body to selectively engage the first tubing portion, a downhole portion of the cylindrical body to selectively engage the second tubing portion, and a shifting profile in the cylindrical body. The shifting profile selectively engages a shifting tool disposed within the wellbore.
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
A process of producing a catalyst comprises forming mesoporous beta zeolite particles, impregnating mesoporous beta zeolite particles with a metal and phosphorus to produce a metal and phosphorus impregnated zeolite, and incorporating the metal and phosphorus impregnated zeolite with clay and alumina to produce the catalyst. The forming step comprises converting a crystalline beta zeolite to a non-crystalline material with reduced silica content relative to the crystalline beta zeolite, and crystalizing the non-crystalline material to produce mesoporous beta zeolite particles.
B01J 29/04 - Catalyseurs contenant des tamis moléculaires ayant des propriétés d'échangeurs de base, p.ex. zéolites cristallines, argiles pontées
B01J 29/70 - Zéolites aluminosilicates cristallines; Leurs composés isomorphes de types caractérisés par leur structure spécifique non prévus dans les groupes
A method and system for determining an uncorrupted NMR response from a sample (210; 310) at a predetermined measurement pressure is provided. The method includes obtaining a sample (210; 310) and a fdler fluid (205; 312) with a negligible NMR response, determining a volume of filler fluid (205; 312 based on a dimension of the sample (210; 310) and an interior volume (212, 308) of a pressure cell (202; 302), injecting the volume of filler fluid (205; 312) at a first temperature into the pressure cell (202; 302) and then changing the temperature of the volume of the filler fluid (205; 312) to a second temperature. The method also includes inserting the sample (210; 310) into the volume of filler fluid (205; 312) within the pressure cell (202; 302), displacing an upper surface of filler fluid (205; 312) to a predetermined level (218; 314) within the interior volume of the pressure cell (202; 302). The method still further includes establishing the predetermined measurement pressure within the pressure cell (202; 302) and determining the uncorrupted NMR response from the sample (210; 310) at the predetermined measurement pressure.
6.
TWO STAGE CATALYTIC PROCESS FOR MIXED PYROLYSIS OIL UPGRADING TO BTEX
In accordance with one or more embodiments of the present disclosure, a multi-stage process for upgrading a mixed pyrolysis oil comprising polyaromatic compounds to benzene, toluene, ethylbenzene, and xylenes (BTEX) includes combining light pyrolysis oil with heavy pyrolysis oil to form the mixed pyrolysis oil; upgrading the mixed pyrolysis oil in a slurry-phase reactor zone to produce intermediate products, wherein the slurry-phase reactor zone comprises a mixed metal oxide catalyst; and hydrocracking the intermediate products in a fixed-bed reactor zone to produce the BTEX, wherein the fixed-bed reactor zone comprises a mesoporous zeolite-supported metal catalyst.
C10G 47/20 - Supports en alumino-silicates cristallins le catalyseur contenant d'autres métaux ou leurs composés
C10G 49/02 - Traitement des huiles d'hydrocarbures, en présence d'hydrogène ou de composés donneurs d'hydrogène, non prévu dans un seul des groupes , , , ou caractérisé par le catalyseur utilisé
C10G 65/12 - Traitement des huiles d'hydrocarbures, uniquement par plusieurs procédés d'hydrotraitement uniquement par plusieurs étapes en série comprenant des étapes de craquage et d'autres étapes d'hydrotraitement
C10G 69/06 - Traitement des huiles d'hydrocarbures par au moins un procédé d'hydrotraitement et au moins un autre procédé de conversion uniquement par plusieurs étapes en série comprenant au moins une étape de craquage thermique en l'absence d'hydrogène
A system for producing hydrocarbons from a subsurface formation includes a main wellbore, a first lateral extending off the main wellbore, the first lateral configured to produce hydrocarbons from the subsurface formation to a ground surface through the main wellbore, a second lateral extending off the main wellbore, tubing extending down the main wellbore into the second lateral, and a tool attached to the tubing. The tool includes a support structure with a longitudinal axis and having a cylindrical shape, the support structure including one or more latching mechanisms, expandable packers mechanically coupled to the support structure, the expandable packers being radially expandable to secure the tool within the second lateral, an electromagnetic source mechanically coupled to the support structure and operable to generate electromagnetic radiation, and an antenna communicatively coupled to the electromagnetic source and operable to transmit the electromagnetic radiation, the antenna being at least partially disposed within the expandable casing.
E21B 41/00 - Matériel ou accessoires non couverts par les groupes
E21B 43/24 - Procédés de récupération assistée pour l'extraction d'hydrocarbures utilisant la chaleur, p.ex. injection de vapeur
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
A process of producing a mesoporous beta zeolite includes mixing a crystalline beta zeolite with one or more solvents, cetyltrimethylammonium bromide, and metal hydroxide to produce a solution, heating the solution at a temperature of from 50 ℃ to 150 ℃ to convert the crystalline beta zeolite to a non-crystalline material with reduced silica content relative to the crystalline beta zeolite, cooling the solution to a temperature of from 25 °C to 40 °C, adjusting the pH of the solution to from 8 to 10 by adding an acid, and aging the solution at a temperature of from 50℃ to 150 ℃ for a time period sufficient to crystalize the non-crystalline material to produce beta zeolite particles.
C01B 39/02 - Zéolites aluminosilicates cristallines; Leurs composés isomorphes; Leur préparation directe; Leur préparation à partir d'un mélange réactionnel contenant une zéolite cristalline d'un autre type, ou à partir de réactants préformés; Leur post-traitement
B01J 29/70 - Zéolites aluminosilicates cristallines; Leurs composés isomorphes de types caractérisés par leur structure spécifique non prévus dans les groupes
C01B 39/46 - Autres types caractérisés par leur diagramme de diffraction des rayons X et par leur composition définie
C10G 47/02 - Craquage des huiles d'hydrocarbures, en présence d'hydrogène ou de composés donneurs d'hydrogène, pour obtenir des fractions à point d'ébullition inférieur caractérisé par le catalyseur utilisé
9.
USE OF ZEOLITE-TEMPLATED CARBON (ZTCS) AS ELECTRODES FOR SUPERCAPACITORS
H01G 11/00 - Condensateurs hybrides, c. à d. ayant des électrodes positive et négative différentes; Condensateurs électriques à double couche [EDL]; Procédés de fabrication desdits condensateurs ou de leurs composants
10.
METHOD FOR ITERATIVE FIRST ARRIVAL PICKING USING GLOBAL PATH TRACING
Systems and methods for automated first arrival picking are disclosed. The method includes obtaining a seismic dataset composed of a plurality of seismic gathers and determining a pilot for each gather, where the pilot includes a position on an ordinate axis for each seismic trace representing a first arrival. The method continues iteratively until a stopping criterion is met by creating a preconditioned gather using the pilot, determining a differential pilot using global path tracing subject to a constraint and incrementing the pilot using the differential pilot to create a total picked first arrival. Once the stopping criterion has been met, the method further includes determining a final picked first arrival based on the total picked first arrival, determining a seismic velocity model from the final picked first arrival using a tomographic inversion and creating a seismic image using the seismic velocity model and the seismic dataset.
G01V 1/34 - Représentation des enregistrements sismiques
E21B 44/00 - Systèmes de commande automatique spécialement adaptés aux opérations de forage, c. à d. systèmes à fonctionnement autonome ayant pour rôle d'exécuter ou de modifier une opération de forage sans l'intervention d'un opérateur humain, p.ex. systèmes de ; Systèmes spécialement adaptés à la surveillance de plusieurs variables ou conditions de forage
E21B 47/0224 - Détermination de l'inclinaison ou de la direction du trou de forage, p.ex. à l'aide de géomagnétisme utilisant des moyens sismiques ou acoustiques
Provided are methods of increasing the production of a hydrocarbon from a subterranean formation by waterflooding with injection solutions containing dihydrogen phosphate ions.
C09K 8/58 - Compositions pour les méthodes de récupération assistée pour l'extraction d'hydrocarbures, c. à d. pour améliorer la mobilité de l'huile, p.ex. fluides de déplacement
KING FAHD UNIVERSITY OF PETROLEUM & MINERALS (Arabie saoudite)
ARAMCO SERVICES COMPANY (USA)
Inventeur(s)
Nasser, Rayan, M.
Alaama, Subhi, A.
Rayaan, Muhammad, B.
Tawabini, Bassam, S.
Awadh, Tawfik, A.
Abrégé
An adsorption composition that includes a treatment agent including a material having an oxidized surface functionality and a carrier fluid are described. A method of preparing an adsorption composition including processing a material derived from at least one component of a date tree to provide a processed date tree material, treating the processed date tree material with a first treatment to produce a treated date tree material, reacting the treated date tree material with one or more oxidizing agents to form a treatment agent, and suspending the treatment agent in a carrier fluid is also described. Further, a method of adsorbing one or more compounds from a water-based fluid including introducing an adsorption composition to a water-based fluid containing one or more organic compounds contacting the adsorption composition with the one or more organic compounds and adsorbing the one or more organic compounds on the treatment agent is also described.
B01J 20/20 - Compositions absorbantes ou adsorbantes solides ou compositions facilitant la filtration; Absorbants ou adsorbants pour la chromatographie; Procédés pour leur préparation, régénération ou réactivation contenant une substance inorganique contenant du carbone obtenu par des procédés de carbonisation
B01J 20/28 - Compositions absorbantes ou adsorbantes solides ou compositions facilitant la filtration; Absorbants ou adsorbants pour la chromatographie; Procédés pour leur préparation, régénération ou réactivation caractérisées par leur forme ou leurs propriétés physiques
B01J 20/30 - Procédés de préparation, de régénération ou de réactivation
C01B 32/324 - Préparation caractérisée par les matières de départ à partir de matières résiduelles, p.ex. pneumatiques ou liqueur noire de sulfite résiduaire
C01B 32/342 - Préparation caractérisée par des agents d’activation non gazeux
C02F 1/28 - Traitement de l'eau, des eaux résiduaires ou des eaux d'égout par absorption ou adsorption
Systems and methods for providing artificial lift to wellbore fluids includes a pump, a motor, and a protector assembly forming an electric submersible pump system located within a wellbore. A downhole packer is located downhole of the pump. A solids bypass device is located downhole of the pump. The solids bypass device has a flow tube with an inner bore, a bypass stinger that is a tubular member that circumscribes the flow tube, and drain ports extending through a sidewall of the bypass stinger. A sealing cap circumscribes the flow tube. The sealing cap is moveable between an open position, where the sealing cap is positioned to provide an external fluid flow path through the solids bypass device, and a closed position, where the sealing cap prevents fluid from traveling through the external fluid flow path. A biasing member biases the sealing cap towards the open position.
E21B 27/00 - Récipients pour ramasser ou déposer des substances dans les trous de forage ou les puits, p.ex. cuillers pour ramasser de la boue ou du sable; Trépans comportant des moyens pour ramasser des substances, p.ex trépans à clapet
E21B 43/12 - Procédés ou appareils pour commander l'écoulement du fluide extrait vers ou dans les puits
F04B 47/00 - Pompes ou installations de pompage spécialement adaptées pour élever un fluide à partir d'une grande profondeur, p.ex. pompes de puits
14.
IMPREGNATED HIERARCHICAL MESOPOROUS ZSM-5 ZEOLITE CATALYSTS FOR STEAM ENHANCED CATALYTIC CRACKING OF CRUDE OIL TO PETROCHEMICALS
A process for upgrading crude oil through steam enhanced catalytic cracking includes contacting crude oil with steam and a cracking catalyst at a mass ratio of steam to crude oil of 0.2-1. The cracking catalyst is a hierarchical mesoporous ZSM-5 zeolite impregnated with phosphorous, cerium, lanthanum, and iron. Contacting the crude oil with steam and the cracking catalyst cracks a portion of the crude oil to produce light olefins, light aromatic compounds, or both. The cracking catalyst is prepared by partially disintegrating a starting ZSM-5 zeolite in a first mixture comprising sodium hydroxide and a surfactant and, after the disintegrating, recrystallizing zeolite constituents in the presence of the surfactant to produce a recrystallized ZSM-5 zeolite having a hierarchical pore structure. The recrystallized ZSM-5 zeolite is recovered and calcined to produce the hierarchical mesoporous ZSM-5 zeolite, which is then impregnated with the phosphorous, lanthanum, cerium, and iron.
A process for upgrading a hydrocarbon feed includes contacting the hydrocarbon feed with steam in the presence of a cracking catalyst at reaction conditions sufficient to cause at least a portion of hydrocarbons in the hydrocarbon feed to undergo one or more cracking reactions to produce a steam catalytic cracking effluent comprising light olefins, light aromatic compounds, or both. The cracking catalyst is hierarchical mesoporous ZSM-5 zeolite. The hierarchical mesoporous ZSM-5 zeolite is made by providing a starting ZSM-5 zeolite, disintegrating the a portion of the starting ZSM-5 in the presence of a surfactant using sodium hydroxide, and then recrystallizing the zeolite constituents in the presence of the surfactant to produce recrystallized ZSM-5 zeolite. The recrystallized ZSM-5 zeolite is then recovered and calcined to produce the hierarchical mesoporous ZSM-5 zeolite.
Systems and methods for providing artificial lift to wellbore fluids includes a pump, a motor, and a protector assembly forming an electric submersible pump system located in a wellbore. A solids isolator is located between the pump and the protector assembly. The solids isolator includes a tubular discharge body with an inner discharge bore. A body port extends through a sidewall of the discharge body. A sliding seal member is located within the discharge bore and moveable between a port open position where the body port is open to allow fluids to travel through the body port, and a port closed position, where fluids are prevented from traveling through the body port. The sliding seal member is ring shaped in cross section. The sliding seal member is biased to the port closed position when the pump is off and moveable to the port open position when the pump is on.
E21B 34/08 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits sensibles à l'écoulement ou à la pression du fluide obtenu
E21B 43/12 - Procédés ou appareils pour commander l'écoulement du fluide extrait vers ou dans les puits
17.
AUTOMATED CELL-TO-CELL CALIBRATION OF SUBSIDENCE INFORMATION MAP IN FORWARD GEOLOGICAL MODELS
System and methods are disclosed. The methods include obtaining an observed stratigraphic thickness map (400), initial bathymetry map, and initial subsidence sequence for a model of the geological region of interest, where the model comprises a plurality of cells (502) each representing a portion of the geological region. The methods further include simulating, using a forward stratigraphic modeler, a predicted stratigraphic thickness map for each cell (502) based on the initial subsidence sequence, then iteratively, forming an objective function for each cell (502) based, at least in part, on the observed stratigraphic thickness map (400) and the predicted stratigraphic thickness map, determining if the objective function for each cell (502) satisfies a stopping criterion, and updating the subsidence sequence for cells (502) not satisfying the criterion. The methods still further include, assigning the subsidence sequence satisfying the stopping criterion to be a validated subsidence sequence and the predicted stratigraphic map to be a calibrated stratigraphic map.
A method for subsurface sequestration of carbon in a subterranean zone includes forming a fluid-filled volume in the subterranean zone by injecting an aqueous into the subterranean zone and injecting a mixture comprising silicate nanoparticles suspended in an acidic solution having a pH of less than 4. Carbon in the form of carbon dioxide is injected into the fluid-filled volume such that a least a portion of the carbon is sequestered by precipitation of carbonate minerals. At least a portion of the carbonate minerals are formed from reaction of metal cations with bicarbonate formed from the carbon dioxide, and least a portion of the metal cations are a product of decomposition of the silicate nanoparticles in the acidic solution.
C09K 8/57 - Compositions à base d'eau ou de solvants polaires
E21B 41/00 - Matériel ou accessoires non couverts par les groupes
C04B 28/24 - Compositions pour mortiers, béton ou pierre artificielle, contenant des liants inorganiques ou contenant le produit de réaction d'un liant inorganique et d'un liant organique, p.ex. contenant des ciments de polycarboxylates contenant des sols de silice
C09K 8/467 - Compositions de cimentation, p.ex. pour la cimentation des tubes dans les trous de forage; Compositions de bouchage, p.ex. pour tuer des puits contenant des liants inorganiques, p.ex. ciment Portland contenant des additifs pour des utilisations spécifiques
19.
UNTETHERED LOGGING DEVICES AND RELATED METHODS OF LOGGING A WELLBORE
An untethered device includes a housing (102), a magnetic actuator (110) that is coupled to the housing (102), and a buoyancy device. The buoyancy device includes an attachment plate (116) that is securable to the magnetic actuator (110), a degradable ballast weight (132) that is coupled to the attachment plate (116), and a buoyancy-enhancing feature that is positioned adjacent to the attachment plate (116).
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
20.
CONVERSION OF WHOLE CRUDE TO VALUE ADDED PETROCHEMICALS IN AN INTEGRATED REACTOR PROCESS
An integrated process and associated system for conversion of crude oil to value added petrochemicals. The process includes separating crude oil into light and heavy crude fractions and processing the heavy fraction in a solvent deasphalting unit and a delayed coker unit, and then providing the light fraction and selected effluents of the solvent deasphalting unit and the delayed coker unit to a hydrotreater. The process further includes separating the effluent of the hydrotreater to generate a C1 fraction passed to a methane cracker, a C2 fraction passed to an ethane steam cracker, a C3-C4 fraction passed to a dehydrogenation reactor, a hydrotreated light fraction passed to an aromatization unit, and a hydrotreated heavy fraction passed to a steam enhanced catalytic cracking unit. The process further includes separating effluents of the various unit operations into product streams including a BTX stream and a light olefin stream.
C10G 11/20 - Craquage catalytique, en l'absence d'hydrogène, des huiles d'hydrocarbures par contact direct avec des gaz ou vapeurs chauds inertes
C01B 3/24 - Production d'hydrogène ou de mélanges gazeux contenant de l'hydrogène par décomposition de composés organiques gazeux ou liquides d'hydrocarbures
C10G 51/06 - Traitement des huiles d'hydrocarbures, en l'absence d'hydrogène, uniquement par plusieurs procédés de craquage uniquement par plusieurs étapes en parallèle
C10G 55/02 - Traitement des huiles d'hydrocarbures, en l'absence d'hydrogène, par au moins un procédé de raffinage et par au moins un procédé de craquage uniquement par plusieurs étapes en série
C10G 67/04 - Traitement des huiles d'hydrocarbures, uniquement par au moins un procédé d'hydrotraitement et au moins un procédé de raffinage en l'absence d'hydrogène uniquement par plusieurs étapes en série comprenant une extraction par solvant comme étape de raffinage en l'absence d'hydrogène
C10G 69/02 - Traitement des huiles d'hydrocarbures par au moins un procédé d'hydrotraitement et au moins un autre procédé de conversion uniquement par plusieurs étapes en série
C10G 69/14 - Traitement des huiles d'hydrocarbures par au moins un procédé d'hydrotraitement et au moins un autre procédé de conversion uniquement par plusieurs étapes en parallèle
21.
AUTOMATED RELATIVE REORIENTATION OF GEOLOGICAL CORES BASED ON THEIR UNROLLED 360* IMAGES
A method is disclosed which includes obtaining a reference image (402) of a first rock core from a wellbore, and obtaining a disoriented image (404) of a second rock core from the wellbore. The method further includes determining, using a computer processor, a reorientation angle (504) between the disoriented image (404) and the reference image (402). The method further includes determining an oriented image of the second rock core based, at least in part, on rotating the disoriented image (404) through the reorientation angle (504).
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
22.
METHOD AND APPARATUS FOR LOW TEMPERATURE REGENERATION OF ACID GAS ABSORBING COMPOSITION USING A CATALYST
A method for regenerating carbon dioxide and hydrogen sulfide from acid gas using a catalyst containing a group 2 element is provided. The method reduces the energy required for the regeneration process and allows for an efficient and cost-effective way to regenerate acid gas.
B01D 53/14 - SÉPARATION Épuration chimique ou biologique des gaz résiduaires, p.ex. gaz d'échappement des moteurs à combustion, fumées, vapeurs, gaz de combustion ou aérosols par absorption
This disclosure relates to methods of charactering and analyzing drill cuttings, such as drill cuttings labeled with fluorescent covalent organic framework tracers.
Well treatment fluids may include solid particles comprising one or more components selected from the group consisting of urea, ammonium nitrate, ammonium chloride, barium hydroxide, and ammonium thiocyanate. These well treatment fluids may also include a carrier fluid, which may be an aqueous polymeric fluid, an oil, or combinations thereof. The aqueous polymeric fluid may include a polymer selected from the group consisting of guar gum, hydroxypropyl guar, carboxymethyl hydroxypropyl guar, cellulose, or polyacrylamide. The oil may include a material selected from the group consisting of diesel, mineral oil, and wax. Methods for reducing an acid carbonate reaction in a carbonate formation may include pumping a composition of solid particles into a formation; releasing the solid particles from the capsules or emulsion within the formation; and injecting an acid following the releasing step or during pumping, wherein the acid carbonate reaction is carried out at a reduced reaction rate.
C09K 8/528 - Compositions pour éviter, limiter ou éliminer les dépôts, p.ex. pour le nettoyage les dépôts inorganiques, p.ex. sulfates ou carbonates
C09K 8/36 - Compositions de forage non aqueuses, p.ex. à base d'huile Émulsions eau-dans-l'huile
C09K 8/92 - Compositions pour activer la production en agissant sur la formation souterraine caractérisées par leur forme ou par la forme de leurs composants, p.ex. matériaux encapsulés
A wireline operation method is disclosed. The method includes disposing an outer diameter (OD) meter ring (140) on a wireline (150), the OD meter ring (140) having spring-loaded sensors, releasing, from a spooling drum (152) into the wellbore (120), the wireline (150) via a wireline passage having a tight spot, a released portion of the wireline (150) progressively passing through an opening of the OD meter ring (140), generating, using the spring-loaded sensors, a real time OD measurement of a current location of the wireline (150) passing through the opening of the OD meter ring (140) at the time of measurement, generating, in response to the real time OD measurement of a particular location of the wireline (150) exceeding a pre-determined threshold, a fail-safe signal, and stopping, in response to the fail-safe signal, the spooling drum (152) from continuing to release the wireline (150) before the particular location of the wireline (150) reaches the tight spot of the wireline passage.
E21B 19/22 - Manipulation de tubes ou de tiges enroulés, p.ex. de tubes de forage flexibles
E21B 23/14 - Appareils pour déplacer, mettre en place, verrouiller, libérer ou retirer, les outils, les packers ou autres éléments dans les trous de forage pour déplacer un câble ou un outil manoeuvré par câble, p.ex. pour les opérations de diagraphie ou de perforation dans les puits déviés
E21B 47/00 - Relevés dans les trous de forage ou dans les puits
G01R 31/08 - Localisation de défauts dans les câbles, les lignes de transmission ou les réseaux
Techniques for generating electric power for well site operations include processing a hydrocarbon fluid produced from a subterranean formation, through a wellbore, and to a terranean surface into at least one acid gas; processing the at least one acid gas into hydrogen; generating, with the hydrogen, electrical power from a hydrogen engine; and providing the generated electrical power for use or storage to power at least one electrically-operated machine to perform at least one well site operation.
C01B 17/04 - Préparation du soufre; Purification à partir de composés sulfurés gazeux, y compris les sulfures gazeux
E21B 43/34 - Aménagements pour séparer les matériaux produits par le puits
H01M 8/00 - PROCÉDÉS OU MOYENS POUR LA CONVERSION DIRECTE DE L'ÉNERGIE CHIMIQUE EN ÉNERGIE ÉLECTRIQUE, p.ex. BATTERIES Éléments à combustible; Leur fabrication
27.
UNTETHERED LOGGING DEVICES AND RELATED METHODS OF LOGGING A WELLBORE
An untethered device includes a housing (102), a chamber wall (104) extending from the housing (102) and defining a buoyancy chamber (108), and a discharge door (106). The discharge door (106) is configured to be placed in a closed position that isolates a ballast weight within the buoyancy chamber (108) and an open position that allows a release of the ballast weight from the untethered device to reduce a bulk density of the untethered device.
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
28.
CO-PRODUCTION OF HYDROGEN AND SULFURIC ACID BY PARTIAL OXIDATION OF SULFUR
A system and method for producing hydrogen, including converting sulfur vapor and oxygen gas in a first zone of furnace into sulfur monoxide, injecting water into a second zone of the furnace, converting the sulfur monoxide and the water in the second zone into hydrogen gas and sulfur dioxide, discharging furnace exhaust gas (including the hydrogen gas) from the furnace, condensing sulfur vapor in the furnace exhaust gas into liquid sulfur in a condenser (heat exchanger) downstream of the furnace, and discharging the liquid sulfur from the condenser to a vessel.
C01B 3/32 - Production d'hydrogène ou de mélanges gazeux contenant de l'hydrogène par réaction de composés organiques gazeux ou liquides avec des agents gazéifiants, p.ex. de l'eau, du gaz carbonique, de l'air
A system and method for producing hydrogen, including steam reforming elemental sulfur to generate hydrogen gas and sulfur dioxide, to give a mixture including hydrogen gas, sulfur dioxide, elemental sulfur gas, and water vapor, removing the elemental sulfur gas to give a process gas including the hydrogen gas, sulfur dioxide, and water vapor, and isolating the hydrogen gas or a hydrogen gas rich stream.
C01B 3/06 - Production d'hydrogène ou de mélanges gazeux contenant de l'hydrogène par réaction de composés inorganiques comportant un hydrogène lié électropositivement, p.ex. de l'eau, des acides, des bases, de l'ammoniac, avec des agents réducteurs inorganiques
A composition comprising a promoter component is disclosed comprising a mixture of one or more catalytically active components and one or more oxidized disulfide oil (ODSO) compounds, including a water-soluble fraction of ODSO. A composition comprising an aqueous solution of one or more catalytically active components and a promotor component is also disclosed. In certain embodiments the ODSO is obtained from the effluent of an enhanced MEROX process. The compositions facilitate transfer of catalytically active components (or components that will be catalytically active in the finished solid catalyst material) onto the surface of support materials.
B01J 29/064 - Zéolites aluminosilicates cristallines; Leurs composés isomorphes contenant des métaux du groupe du fer, des métaux nobles ou du cuivre
B01J 29/16 - Zéolites aluminosilicates cristallines; Leurs composés isomorphes du type faujasite, p.ex. du type X ou Y contenant de l'arsenic, de l'antimoine, du bismuth, du vanadium, du niobium, du tantale, du polonium, du chrome, du molybdène, du tungstène, du manganèse, du technétium ou du rhénium
B01J 35/00 - Catalyseurs caractérisés par leur forme ou leurs propriétés physiques, en général
B01J 37/02 - Imprégnation, revêtement ou précipitation
31.
METHOD OF PRODUCING A FUEL OIL INCLUDING PYROLYSIS PRODUCTS GENERATED FROM MIXED WASTE PLASTICS
Method of producing a fuel oil comprising pyrolysis products from waste plastics includes conducting pyrolysis of a plastic feedstock to produce plastic pyrolysis oil; feeding the plastic pyrolysis oil to a first fractionator to separate the plastic pyrolysis oil into a distillate fraction and a topped pyrolysis product fraction split at a boiling point in the range of 80℃ to 250℃; and feeding the topped pyrolysis product fraction along with other hydrocarbon streams to a fuel oil blending unit to generate a fuel oil product stream. An associated system for preparing a fuel oil comprising pyrolysis products from waste plastics is also provided.
C10G 1/00 - Production de mélanges liquides d'hydrocarbures à partir de schiste bitumineux, de sable pétrolifère ou de matières carbonées solides non fusibles ou similaires, p.ex. bois, charbon
C10G 1/10 - Production de mélanges liquides d'hydrocarbures à partir de schiste bitumineux, de sable pétrolifère ou de matières carbonées solides non fusibles ou similaires, p.ex. bois, charbon à partir de caoutchouc ou de déchets de caoutchouc
C10L 1/04 - Combustibles carbonés liquides à base essentielle de mélanges d'hydrocarbures
32.
FUNCTIONALIZED THERMOPLASTIC COMPOSITE LAYER FOR THE PRODUCTION OF PIPES AND PRESSURE VESSELS
KING ABDULLAH UNIVERSITY OF SCIENCE AND TECHNOLOGY (Arabie saoudite)
ARAMCO SERVICES COMPANY (USA)
Inventeur(s)
Rastogi, Sanjay
Van Der Eeem, Joris
Romano, Dario
Traidia, Abderrazak
Abrégé
A reinforced thermoplastic composite pipe or pressure vessel may include an elongate tubular body that has an outer surface, and at least one reinforcement layer disposed on the outer surface of the elongate tubular body. The reinforcement layer may include one or more layers of ultra-high molecular weight polyethylene (UHMWPE) tape. The UHMWPE tape may be a composite that includes multiple UHMWPE film layers. A method of forming a reinforced thermoplastic composite pipe may include extruding an elongate tubular body having an outer surface, wrapping at least one reinforcement layer on the outer surface of the elongate tubular body, and positioning a cover layer as the outermost layer.
B32B 3/08 - Caractérisés par des caractéristiques de forme en des endroits déterminés, p.ex. au voisinage des bords caractérisés par des éléments ajoutés à des endroits déterminés
B32B 5/02 - Produits stratifiés caractérisés par l'hétérogénéité ou la structure physique d'une des couches caractérisés par les caractéristiques de structure d'une couche comprenant des fibres ou des filaments
B32B 5/18 - Produits stratifiés caractérisés par l'hétérogénéité ou la structure physique d'une des couches caractérisés par le fait qu'une des couches contient un matériau sous forme de mousse ou essentiellement poreux
B32B 7/12 - Liaison entre couches utilisant des adhésifs interposés ou des matériaux interposés ayant des propriétés adhésives
B32B 27/06 - Produits stratifiés composés essentiellement de résine synthétique comme seul composant ou composant principal d'une couche adjacente à une autre couche d'une substance spécifique
B32B 27/08 - Produits stratifiés composés essentiellement de résine synthétique comme seul composant ou composant principal d'une couche adjacente à une autre couche d'une substance spécifique d'une résine synthétique d'une sorte différente
B32B 27/12 - Produits stratifiés composés essentiellement de résine synthétique adjacente à une couche fibreuse ou filamenteuse
B32B 27/20 - Produits stratifiés composés essentiellement de résine synthétique caractérisée par l'emploi d'additifs particuliers utilisant des charges, des pigments, des agents thixotropiques
B32B 27/32 - Produits stratifiés composés essentiellement de résine synthétique comprenant des polyoléfines
A process for treating a plastic waste and a spent caustic, the process comprising the steps of mixing a feed plastic and a spent caustic stream in a feed mixer to produce a mixed feed, wherein the feed plastic comprises the plastic waste in the form of plastic waste chips; introducing the mixed feed to a hydrothermal reactor; reacting the mixed feed in the hydrothermal reactor to produce an effluent, wherein chlorine is removed from the plastic waste in the presence of the sodium hydroxide, wherein the chlorine reacts with sodium hydroxide to produce sodium chloride and water; introducing the effluent to a washing and dewatering unit, wherein the effluent comprises liquid phase materials and solid materials, wherein the solid materials comprise dechlorinated plastics; and separating the liquid phase materials and solid materials in the washing and dewatering unit to produce a dechlorinated plastic waste and a neutralized wastewater.
C08J 11/14 - Récupération ou traitement des résidus des polymères par coupure des chaînes moléculaires des polymères ou rupture des liaisons de réticulation par voie chimique, p.ex. dévulcanisation par traitement avec de la vapeur ou de l'eau
C08F 8/26 - Elimination, dans la molécule, des atomes d'halogènes ou des groupes contenant des halogènes
34.
AQUEOUS FLUID COMPOSITIONS AND BARITE SCALE REMOVAL THEREWITH
Barite (barium sulfate) scale may be problematic in subterranean formations, wellbores, pipelines, and other locations and may be difficult to remove in many instances. Aqueous fluid compositions effective for removing barite scale may comprise a concentrated mineral acid, a first salt comprising an iodide anion, and a second salt comprising an anion that forms an aqueous-soluble barium salt. One suitable aqueous fluid composition may comprise concentrated hydroiodic acid, an alkali metal iodide, and an alkali metal hypophosphite salt. The aqueous fluid compositions may be used in combination with a second treatment phase comprising a fluid composition comprising at least one acid gas capturing agent. The at least one acid gas capturing agent may comprise a first component reactive toward hydrogen sulfide and an optional second component reactive toward carbon dioxide.
A multiphase well fluid system includes water-cut meters configured for installation in a pipeline network and for measurement of a water cut percentage of respective multiphase well fluids from respective wells into the pipeline network to a gas oil separation plant (GOSP); temperature sensors configured for installation in the pipeline network and for measurement of a temperature of the multiphase well fluid flows from the wells into the pipeline network to the GOSP; and a control system configured to perform operations that include generating a digital twin of the wells and the pipeline network; and determining a virtual flow rate for at least one fluid phase of each of the multiphase well fluids from the wells with the generated digital twin, the measured water-cut percentages, and the measured temperatures.
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 47/103 - Localisation des fuites, intrusions ou mouvements du fluide utilisant des mesures thermiques
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
36.
DOWNHOLE FLUID ACQUISITION, HIDDEN PAY IDENTIFICATION, AND STIMULATION SYSTEM AND METHOD
A hydrocarbon well downhole fluid acquisition and injection system for selecting and stimulating zones based on operations of the system. Target depths in a hydrocarbon well are identified, and reservoir fluids may be acquired or tagging agents may be injected at the target depths using a specialized hydrocarbon well downhole fluid acquisition and injection system. The well may be operated to generate flow of fluids, and the reservoir fluids may be monitored and assessed for the presence of tagging agents. The presence of tagging agents and the fluid sample may be assessed to identify zones that may be candidates for stimulation or other operations.
E21B 47/11 - Localisation des fuites, intrusions ou mouvements du fluide utilisant la radioactivité
E21B 49/08 - Prélèvement d'échantillons de fluides ou test des fluides dans les trous de forage ou dans les puits
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
The present disclosure relates to systems and/or methods for enabling a reflux process in one or more distillation columns. For example, various embodiments described herein can relate to a method that can utilize the column's feed stream to provide an internal reflux mechanism in the top portion of the distillation column. For instance, the method can include capturing overhead vapor from a distillation column. Additionally, the method can include comingling the overhead vapor with a feed stream. Further, the method can include partially condensing the feed stream to form a liquid hydrocarbon feed stream that is supplied to a top portion of the distillation column. In one or more embodiments, the comingling can incorporate reflux functionality into the liquid hydrocarbon feed stream to promote a rectification process in the top portion of the distillation column.
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
38.
ELECTRICAL SUBMERSIBLE PUMPING SYSTEM (ESP) MOTOR OIL SLINGER
An oil slinger apparatus (300) includes a metal disc comprising a center annulus (302) and an outer annulus (304) configured to be disposed on a motor (118). The center annulus (302) comprises a space between an inner diameter and an outer diameter and at least one feed hole (308) in the space. The oil slinger apparatus (300) includes an impeller imprint (310) on the outer annulus (304) comprising a vane (312) around each of the at least one feed hole (308); and a key way (306) disposed on the metal disc configured to fit a key for aligning the oil slinger apparatus (300) to the motor (118).
F16N 7/36 - Installations à huile ou autre lubrifiant non spécifié, à réservoir ou autre source portés par la machine ou l'organe machine à lubrifier avec alimentation par pompage effectué par l'organe à lubrifier ou par un arbre de la machine; Lubrification centrifuge
H02K 1/32 - Parties tournantes du circuit magnétique avec des canaux ou des conduits pour l'écoulement d'un agent de refroidissement
H02K 9/19 - Dispositions de refroidissement ou de ventilation pour machines avec enveloppe fermée et circuit fermé de refroidissement utilisant un agent de refroidissement liquide, p.ex. de l'huile
39.
CATALYST SYSTEMS THAT INCLUDE META-ALKOXY SUBSTITUTED N-ARYL BIS-DIPHOSPHINOAMINE LIGANDS
B01J 31/14 - Catalyseurs contenant des hydrures, des complexes de coordination ou des composés organiques contenant des composés organiques ou des hydrures métalliques contenant des composés organométalliques ou des hydrures métalliques d'aluminium ou de bore
B01J 31/18 - Catalyseurs contenant des hydrures, des complexes de coordination ou des composés organiques contenant des complexes de coordination contenant de l'azote, du phosphore, de l'arsenic ou de l'antimoine
A illustrative surface carbon capture and storage system includes a treatment and separation facility (3050) that receives CO2 containing fluid and extracts CO2 from the CO2 containing fluid. A compressor (3070) downstream of the treatment and separation facility (3050) compresses the extracted CO2 into compressed CO2, which is introduced further downstream to a reaction container (5010) along with water, and other reactants. A method for surface carbon capture and storage includes separating CO2 from a CO2 containing fluid (105) and compressing the separated CO2 (107). The compressed CO2, along with water, and other reactants is introduced into a reaction container (109) where the CO2 mineralizes. The mineralized CO2 is outputted (111) from the reaction container (5010).
22. An article comprising the cement emulsion composition is provided. Further, a method of treating a wellbore comprising producing a cement emulsion composition and pumping the cement emulsion composition into a wellbore, and a method of manufacturing an article comprising producing a cement emulsion composition and 3D printing the cement emulsion composition are also provided.
C04B 28/02 - Compositions pour mortiers, béton ou pierre artificielle, contenant des liants inorganiques ou contenant le produit de réaction d'un liant inorganique et d'un liant organique, p.ex. contenant des ciments de polycarboxylates contenant des ciments hydrauliques autres que ceux de sulfate de calcium
C04B 22/10 - Acides ou leurs sels comportant du carbone dans la partie anionique, p.ex. carbonates
B33Y 70/00 - Matériaux spécialement adaptés à la fabrication additive
C09K 8/467 - Compositions de cimentation, p.ex. pour la cimentation des tubes dans les trous de forage; Compositions de bouchage, p.ex. pour tuer des puits contenant des liants inorganiques, p.ex. ciment Portland contenant des additifs pour des utilisations spécifiques
42.
METHOD OF REACTING CO2 BY EMULSIFYING CONCRETE AND USE IN OILWELL CEMENTING
22. An article comprising the concrete emulsion composition is provided. Further, a method of treating a wellbore comprising producing a concrete emulsion composition and pumping the concrete emulsion composition into a wellbore, and a method of manufacturing an article comprising producing a concrete emulsion composition and 3D printing the concrete emulsion composition are also provided.
C04B 28/02 - Compositions pour mortiers, béton ou pierre artificielle, contenant des liants inorganiques ou contenant le produit de réaction d'un liant inorganique et d'un liant organique, p.ex. contenant des ciments de polycarboxylates contenant des ciments hydrauliques autres que ceux de sulfate de calcium
C04B 22/10 - Acides ou leurs sels comportant du carbone dans la partie anionique, p.ex. carbonates
B33Y 70/00 - Matériaux spécialement adaptés à la fabrication additive
C09K 8/467 - Compositions de cimentation, p.ex. pour la cimentation des tubes dans les trous de forage; Compositions de bouchage, p.ex. pour tuer des puits contenant des liants inorganiques, p.ex. ciment Portland contenant des additifs pour des utilisations spécifiques
43.
RENEWABLE ENERGY INTEGRATION WITH NATURAL-GAS BASED COMBINED HYDROGEN AND ELECTRICITY PRODUCTION (CHEP) SYSTEM AND METHOD
A method and a system for integrating renewable power with a natural gas hydrogen production plant are provided. An exemplary method include generating electricity and a reformed hydrogen stream in a solid oxide fuel cell (SOFC) stack, and providing the electricity to an electrolyzer to generate an electrolysis hydrogen stream. A second stream of electricity is generated in a renewable energy facility, when available, and providing the second stream of electricity to the electrolyzer to increase the generation of the electrolysis hydrogen stream.
44.
ETHER AND CARBON DIOXIDE MIXTURES TO ENHANCE HYDROCARBON RECOVERY FROM AN UNDERGROUND FORMATION
The disclosure relates to methods to increase production of a hydrocarbon from an underground formation by injecting a mixture containing an ether and carbon dioxide. The composition of the mixture, a pressure for injecting the mixture, a duration of an injection time, a duration of a time delay between injection of the mixture and producing the hydrocarbon, a pressure for producing the hydrocarbon, a duration of a production time and/or a number of cycles of injection and production can be selected (e.g., optimized) using simulations to enhance (e.g., maximize) recovery of the hydrocarbon and/or sequestration of carbon dioxide in the underground formation.
B01D 53/02 - SÉPARATION Épuration chimique ou biologique des gaz résiduaires, p.ex. gaz d'échappement des moteurs à combustion, fumées, vapeurs, gaz de combustion ou aérosols par adsorption, p.ex. chromatographie préparatoire en phase gazeuse
46.
METHOD AND SYSTEM FOR GENERATING PREDICTIVE LOGIC AND QUERY REASONING IN KNOWLEDGE GRAPHS FOR PETROLEUM SYSTEMS
A method for reservoir simulation involves examining a knowledge graph logic associated with a reservoir simulation model for completeness (1908). The knowledge graph logic contains decision information that governs an execution of the reservoir simulation model. The method further involves making a determination, based on a result of the examining, that the knowledge graph logic is incomplete (1910), based on the determination, generating an updated knowledge graph logic (1912, 2000; 2100), obtaining the decision information from the updated knowledge graph (1914), and executing the reservoir simulation model as instructed by the decision information (1922).
G06N 5/02 - Représentation de la connaissance; Représentation symbolique
47.
SYSTEMS AND METHOD FOR CONSTRAINING 3D FRACTURE MODEL PROPERTIES USING X-RAY MICRO-COMPUTED TOMOGRAPHY OF CORE PLUGS FOR NATURALLY FRACTURED RESERVOIRS
Hie calibration of fracture models for naturally fractured reservoirs using fracture properties from X-ray micro-computed tomography (X-ray MicroCT). A core plug is obtained from a subsurface naturally fractured hydrocarbon reservoir, and a fracture property such as fracture porosity and a fracture effective permeability of the hydrocarbon reservoir are determined. A natural fracture model is generated using reservoir parameters and fluid flow paths, and fracture properties such as fracture porosity and a fracture effective permeability are determined from the natural fracture model. The fracture properties of the natural fracture model are calibrated using the fracture properties from the X-ray MicroCT analysis of the core plug.
A resettable packer system (144) for pumping operations includes an inflatable packer (150) that expands between the resettable packer system (144) and a tubing wall or a casing wall, thereby creating a seal in a well (116) and a pump (124) that inflates the inflatable packer (150) at a desired depth within the well (116) when activated. The resettable packer system (144) further includes an inner sleeve (146) that includes ports (162) for a fluid to pass through, an outer sleeve (148) that is connected to the pump (124) and creates a sealed fluid chamber (166) with the inflatable packer (150) when ports (162) of the outer sleeve (148) and the ports (162) of the inner sleeve (146) are misaligned. In addition, the inner sleeve (146) slides axially along an inner surface (158) of the outer sleeve (148), thereby aligning or misaligning the ports (162) of the outer sleeve (148) with the ports (162) of the inner sleeve (146). Further, the inflatable packer (150) contracts when the pump (124) is inactive.
E21B 33/127 - Packers; Bouchons à manchon gonflable
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
An electric submersible pump (ESP), comprising: an intake that suctions fluids into the ESP, wherein the fluids include a mixture of gas, water, and oil; a discharge that discharges the fluids from the ESP; an acoustic intake transducer that determines the speed of sound in the fluids suctioned into the ESP at the intake; and a first acoustic discharge transducer that determines the speed of sound in the fluids discharged from the ESP, wherein the speed of sound of the fluid at both intake and discharge is used to calculate a gas volume fraction difference of the multiphase fluid mixture across the intake and discharge of the pump, and wherein the gas volume fraction difference is used as feedback to control the ESP.
A cement emulsion comprising a cement, water, and carbon dioxide is provided. The carbon dioxide may be liquid or super critical and is dispersed in the cement emulsion composition. A method of producing a cement emulsion composition is also provided. The method includes mixing a cement and water to form a hydrated cement composition, and emulsifying the hydrated cement composition with liquid or supercritical CO2. An article comprising the cement emulsion composition is provided. Further, a method of treating a wellbore comprising producing a cement emulsion composition and pumping the cement emulsion composition into a wellbore, and a method of manufacturing an article comprising producing a cement emulsion composition and 3D printing the cement emulsion composition are also provided.
A concrete emulsion comprising a cement, aggregate, water, and carbon dioxide is provided. The carbon dioxide may be liquid or super critical and is dispersed in the concrete emulsion composition. A method of producing a concrete emulsion composition is also provided. The method includes mixing a cement, aggregate, and water to form a hydrated concrete composition, and emulsifying the hydrated concrete composition with liquid or supercritical CO2. An article comprising the concrete emulsion composition is provided. Further, a method of treating a wellbore comprising producing a concrete emulsion composition and pumping the concrete emulsion composition into a wellbore, and a method of manufacturing an article comprising producing a concrete emulsion composition and 3D printing the concrete emulsion composition are also provided.
C09K 8/46 - Compositions de cimentation, p.ex. pour la cimentation des tubes dans les trous de forage; Compositions de bouchage, p.ex. pour tuer des puits contenant des liants inorganiques, p.ex. ciment Portland
C04B 28/02 - Compositions pour mortiers, béton ou pierre artificielle, contenant des liants inorganiques ou contenant le produit de réaction d'un liant inorganique et d'un liant organique, p.ex. contenant des ciments de polycarboxylates contenant des ciments hydrauliques autres que ceux de sulfate de calcium
C04B 40/02 - Choix de l'environnement pour le durcissement
C04B 40/00 - Procédés, en général, pour influencer ou modifier les propriétés des compositions pour mortiers, béton ou pierre artificielle, p.ex. leur aptitude à prendre ou à durcir
KING ABDULLAH UNIVERSITY OF SCIENCE AND TECHNOLOGY (Arabie saoudite)
Inventeur(s)
Asfahani, Khaled M.
Qasem, Ali M.
Elyas, Alaa A.
Hoteit, Ibrahim
Langodan, Sabique
Abrégé
Systems and methods for identifying an oil spill in a body of water include obtaining an image of the body of water from a multispectral satellite for a first time period and a second time period. One or more features are extracted the from the image to form a first feature vector for the first time period and a second feature vector for the second time period with the one or more features representing a physical feature of a surface of the body of water. The feature vectors are processed using a machine learning model trained with labeled image data representing instances of oil on the surface of the body of water to determine the type and location of oil in the body of water.
A solution for injection to a formation containing hydrocarbons includes an ionic liquid and a brine having a salinity of at least 60,000 ppm total dissolved solids (TDS). The ionic liquid is configured to lower an interfacial tension between the solution and the hydrocarbons in the formation.
C09K 8/58 - Compositions pour les méthodes de récupération assistée pour l'extraction d'hydrocarbures, c. à d. pour améliorer la mobilité de l'huile, p.ex. fluides de déplacement
C09K 8/584 - Compositions pour les méthodes de récupération assistée pour l'extraction d'hydrocarbures, c. à d. pour améliorer la mobilité de l'huile, p.ex. fluides de déplacement caractérisées par l'utilisation de tensio-actifs spécifiques
KING ABDULLAH UNIVERSITY OF SCIENCE AND TECHNOLOGY (Arabie saoudite)
Inventeur(s)
Asfahani, Khaled M.
Qasem, Ali M.
Elyas, Alaa A.
Hoteit, Ibrahim
Langodan, Sabique
Abrégé
Systems and methods for quantifying and remediating an oil spill in a body of water can include obtaining a synthetic aperture radar image of the body of water and /or a multispectral image of the body of water. One or more features representing a physical feature of a surface of the body of water can be extracted from the image(s). The extracted features can be processed using a machine learning model trained with labeled image data representing instances of oil on the surface of the body of water to associate oil appearances code with portions of the surface of the water body based on the extracted features. Based on the processing, areas of the body of water associated with each oil appearance code as well as locations and volumes of oil in the body of water can be determined.
KING ABDULLAH UNIVERSITY OF SCIENCE AND TECHNOLOGY (Arabie saoudite)
Inventeur(s)
Asfahani, Khaled M.
Qasem, Ali M.
Elyas, Alaa A.
Hoteit, Ibrahim
Langodan, Sabique
Abrégé
Systems and methods for tracking and remediating oil in a body of water include monitoring the data from the satellite for indications of an oil spill. In response to determining that the indications of oil spill are present, assessing whether criteria for triggering a forecasting process are met. In response to determining that criteria for triggering a forecasting process have been met, running a forecasting process including: (i) delineating polygons where oil is determined to be present based on the data from the satellite; (ii) receiving meteorological and hydrodynamic data for the body of water; (iii) running a trajectory model using the polygons as initial conditions for the oil spill to forecast future locations of the oil spill; and sending instructions to a vessel in the body of water.
G01S 13/90 - Radar ou systèmes analogues, spécialement adaptés pour des applications spécifiques pour la cartographie ou la représentation utilisant des techniques d'antenne synthétique
G06V 10/58 - Extraction de caractéristiques d’images ou de vidéos relative aux données hyperspectrales
A tool (350) includes a main body with one or more segments (354). Each of the one or more segments (354) includes an outer wall (355a/b), an inner volume defined within the outer wall (355a/b) and a pre-perforated spear (352) mounted at the outer wall (355a/b). The tool (350) also includes one or more acoustic transducers (360) which induce sonoluminescence in the inner volume, wherein pressure resulting from the induced sonoluminescence causes the pre-perforated spear (352) to be ejected from the outer wall (355a/b). A related method includes providing such a tool (350), inserting it to a wellbore (302) and ejecting it from the outer wall (355a/b) as noted.
A system for determining corrosion under insulation of an industrial asset is provided. The system includes an infrared camera configured to acquire one or more time-series infrared images of an industrial asset. The system further includes a computing device configured to receive data characterizing the one or more time-series infrared images, and to identify an area of interest of the industrial asset within the one or more time-series infrared images. The computing device further configured to identify, by a machine learning algorithm, a plurality of defects within the area of interest based on pixel-wise assignment of at least one defect category selected from a plurality of defect categories associated with corrosion under insulation of the industrial asset, and to provide the plurality of defects within the area of interest of the industrial asset. Related methods, apparatuses, and computer-readable mediums are also provided.
G06V 10/82 - Dispositions pour la reconnaissance ou la compréhension d’images ou de vidéos utilisant la reconnaissance de formes ou l’apprentissage automatique utilisant les réseaux neuronaux
58.
MACHINE LEARNING FRAMEWORK FOR SWEEP EFFICIENCY QUANTIFICATION
Methods and systems are provided for determining a sweep efficiency within a hydrocarbon reservoir. The method includes obtaining a well log (1002) for each of a plurality of wellbores penetrating the hydrocarbon reservoir, a deep sensing dataset (1004) for the hydrocarbon reservoir and determining a plurality of classified well logs (1022), one from each well log (1002) using a first machine learning (ML) network (1012). The method further includes determining a classified deep sensing dataset (1024) from the deep sensing dataset (1004) using a second ML network (1014), training a third ML network (1030) to predict the sweep efficiency based, at least in part on the plurality of classified well logs (1022) and the classified deep sensing dataset (1024) at a location of each of the wellbores, and determining the sweep efficiency within the hydrocarbon reservoir using the trained third machine learning network (1030) based, at least in part, on the classified deep sensing dataset (1024).
A method (500) of enhancing a gross depositional environment (GDE) map (250) of a subsurface formation (104, 106). The method includes obtaining the GDE map (250) of the subsurface formation (104, 106), including a lithology map of a plurality of lithotypes and obtaining a paleo-bathymetric map of the subsurface formation. The method further includes assigning an inverse mobility for each of the lithotypes and determining, using a computer processor, an enhanced GDE map based, at least in part, on the GDE map (250), the paleo-bathymetric map, and the inverse mobility for each of the lithotypes.
A method for determining multi-phase flow properties of a fluid is disclosed. The method includes measuring a first time for a first ultrasonic signal to be emitted from a first transducer into the fluid, reflected off an inner surface of the pipeline, and received back at the first transducer. Measuring a second time for the first ultrasonic signal to be emitted from the first transducer into the fluid and received at a second transducer. Calculating, using the first time and the second time, at least one of: a liquid to gas ratio, a fluid density, a gas holdup, a liquid holdup, and a fluid velocity of the fluid flowing through the pipeline.
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 1/667 - Dispositions de transducteurs pour les débitmètres à ultrasons; Circuits pour faire fonctionner les débitmètres à ultrasons
G01F 1/7082 - Mesure du temps de parcours d'une distance déterminée utilisant des dispositions de détection acoustique
G01F 15/08 - Séparateurs d'air ou de gaz en combinaison avec des compteurs de liquides; Séparateurs de liquide en combinaison avec des compteurs de gaz
G01N 29/024 - Analyse de fluides en mesurant la vitesse de propagation ou le temps de propagation des ondes acoustiques
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
61.
METHOD OF INCREASING HYDROCARBON RECOVERY FROM A WELLBORE PENETRATING A TIGHT HYDROCARBON FORMATION BY A HYDRO-JETTING TOOL THAT JETS A THERMALLY CONTROLLED FLUID
A method of increasing hydrocarbon recovery from a wellbore (402) penetrating a tight hydrocarbon formation (410) is disclosed. The method involves inserting a hydro- jetting tool (405) into the wellbore (402); jetting a thermally controlled fluid against the wall of the wellbore (402) to create a cavity (420) in the wall, using the hydro-jetting tool (405); injecting, using the hydro-jetting tool (405), a further amount of the thermally controlled fluid into the wellbore (402) such that the pressure in the wellbore (402) increases, wherein the increased pressure creates a fracture (411) from the cavity (420), wherein injecting the further amount of the thermally controlled fluid cools the tight hydrocarbon formation (410) surrounding the cavity (420) by circulating the thermally controlled fluid within the cavity (420); withdrawing the hydro-jetting tool (405) from the wellbore (402); and recovering the thermally controlled fluid and the hydrocarbons escaped from the fracture (411) in the formation (410).
E21B 41/00 - Matériel ou accessoires non couverts par les groupes
B01J 20/04 - Compositions absorbantes ou adsorbantes solides ou compositions facilitant la filtration; Absorbants ou adsorbants pour la chromatographie; Procédés pour leur préparation, régénération ou réactivation contenant une substance inorganique contenant des composés des métaux alcalins, des métaux alcalino-terreux ou du magnésium
B65G 5/00 - Emmagasinage des fluides dans des excavations ou cavités naturelles ou artificielles souterraines
63.
SYSTEM AND METHOD FOR DETECTING DEFECTS IN PIPELINES
The present disclosure provides a method including: generating a definition of a buried pipeline and a tool, wherein the buried pipeline comprises a metal wall, wherein the tool comprises a transmitter and multiple receivers circumferentially positioned inside the metal wall but without contacting the metal wall; obtaining a solver configured to simulate a response on each of the multiple receivers; applying the solver based on, at least in part, the definition of the buried pipeline and the tool when the transmitter sends a known electromagnetic (EM) waveform; generating simulated responses on the multiple receivers from interacting with the wall of the buried pipeline; and based on, at least in part, the simulated responses, training an inference model configured to predict the wall-loss condition of a particular buried pipeline when presented with measurement data inside the particular buried pipeline.
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 3/15 - 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 à l'utilisation pendant le transport, p.ex. par une personne, un véhicule ou un bateau
Systems and methods are disclosed. The method includes obtaining vertical seismic profiling (VSP) data (400) and surface seismic (SS) data for a subterranean region of interest (102). The VSP data (400) includes a corrupt section (408) and a valid section (406). The method further includes determining a VSP attribute (506) and a VSP spectrum (806) using the VSP data (400), determining an SS attribute (508) using the SS data, and determining a corrected VSP attribute (510) for the corrupt section (408). The method still further includes training a neural network (600) using the VSP attribute (506), the SS attribute (508), and the VSP spectrum (806) for the valid section (406), predicting a corrected VSP spectrum (808) for the corrupt section (408) by inputting the corrected VSP attribute (510) and the SS attribute (508) for the corrupt section (408) into the trained neural network (600), and determining corrected VSP data (1000) for the corrupt section (408) using the corrected VSP attribute (510) and the corrected VSP spectrum (808).
A method for optimizing a wireless sensor network (230) for monitoring hydrogen production from fire flooding involves training a machine learning model to generate an estimate of communication performance of each of a multitude of sensors (232). The sensors are a component of the wireless sensor network (230) disposed in a sub-surface hydrogen reservoir (202), with each of the multitude of sensors (232) configured to obtain measurements of environmental variables of the hydrogen reservoir (202). The method further involves minimizing a cardinality of the multitude of sensors (232), using the machine learning model.
A flare tip assembly (29) includes a barrel (31) having a barrel wall with an inner surface (35) and an outer surface (33), an interior cavity defined within the inner surface and extending axially through the barrel, and internal channels (37) formed through the barrel wall. The internal channels (37) have a first opening at a lower axial end of the barrel wall and a second opening at an opposite, upper axial end of the barrel wall, and the internal channels are enclosed between the inner surface (35) and the outer surface (33) of the barrel wall. The flare tip assembly further includes a pilot (11) positioned proximate to the upper axial end of the barrel.
F23G 7/08 - Procédés ou appareils, p.ex. incinérateurs, spécialement adaptés à la combustion de déchets particuliers ou de combustibles pauvres, p.ex. des produits chimiques de gaz d'évacuation ou de gaz nocifs, p.ex. de gaz d'échappement utilisant des torchères, p.ex. dans des cheminées
67.
SUBSURFACE CONTAMINATION SOURCE DETECTION AND TRACKING DEVICE USING ARTIFICIAL INTELLIGENCE
The present disclosure provides a method including: launching a drone-type device into a subsurface terrain, wherein the drone-type device is configured to navigate the subsurface terrain along a path while searching for a source of one or more pollutants; obtaining, using one or more sampling compartments on the drone-type device, at least one sample along the path as the drone-type device travels in the subsurface terrain; measuring, using one or more sensors on the drone-type device on the drone-type device, concentration levels of the one or more pollutants at corresponding locations along the path where the drone-type device obtains the at least one sample; determining a gradient map of the measured concentration levels in the subsurface terrain surrounding the path taken by the drone-type device; and based on, at least in part, the gradient map, determining whether the source of the one or more pollutants has been located.
A coarse grid model with a plurality of grid cells (261) in a plurality of layers (260) is provided. Model data are provided for a reservoir region of interest (200), and a plurality of pressure values are determined for the grid cells (261) corresponding to a wellbore (120) and for those not corresponding to the wellbore (120). A flowrate is determined at the grid cells (261) corresponding to the wellbore (120) based on the pressure values and on a flowrate metric. The predetermined flowrate metric is a function of well index, a pressure quantity, and a mobility variable, where the mobility variable is a non-linear function of gas condensate saturation and pressure. Also determined is a subset of the grid cells (261) not corresponding to the wellbore (120) where a pressure value is less than dew pressure. A flowrate for the subset of the grid cells (261) is determined based on the pressure values and on the flowrate metric.
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
G01V 99/00 - Matière non prévue dans les autres groupes de la présente sous-classe
E21B 47/10 - Localisation des fuites, intrusions ou mouvements du fluide
A method of charging a battery of a hybrid vehicle includes operating an engine of the hybrid vehicle using fuel to cause the hybrid vehicle to move. The method further includes, while the hybrid vehicle is moving, converting thermal energy within flue gas exhausted from the engine into electricity and charging the battery with the electricity.
B60L 50/16 - Propulsion électrique par source d'énergie intérieure au véhicule utilisant la puissance de propulsion fournie par des générateurs entraînés par le moteur, p.ex. des générateurs entraînés par des moteurs à combustion avec des dispositions pour une propulsion mécanique directe séparée,
B60L 50/90 - Propulsion électrique par source d'énergie intérieure au véhicule utilisant de la puissance de propulsion fournie par des moyens spécifiques non couverts par les groupes , p.ex. par la conversion directe de l'énergie nucléaire thermique en électricité
70.
THERMAL CONDUCTIVITY MAPPING FROM ROCK PHYSICS GUIDED SEISMIC INVERSION
Modeling basin geology in a subsurface region includes receiving seismic data representing acoustic signals that are reflected from regions of the subsurface; receiving potential fields data comprising potential field values that are mapped to locations in the subsurface; determining a relationship between the seismic data and the potential field values for each of the locations in the subsurface; generating, based on the relationship for each location, a three-dimensional (3D) map of thermal conductivity in the subsurface region; and based on the 3D map of thermal conductivity, identifying at least one area comprising source rock having a threshold maturity, the threshold maturity indicative of potential hydrocarbons in the subsurface.
A drilling fluid composition comprising a base fluid, and a drag reducing agent including an ultra-high molecular weight branched block copolymer having the following structure,
A drilling fluid composition comprising a base fluid, and a drag reducing agent including an ultra-high molecular weight branched block copolymer having the following structure,
A drilling fluid composition comprising a base fluid, and a drag reducing agent including an ultra-high molecular weight branched block copolymer having the following structure,
where monomer A is an anionic monomer, monomer B is a hydrophilic monomer, monomer C is an anionic monomer, monomer D is a crosslinker-divinyl monomer, and —SSCZ ground being a terminal RAFT agent.
C09K 8/588 - Compositions pour les méthodes de récupération assistée pour l'extraction d'hydrocarbures, c. à d. pour améliorer la mobilité de l'huile, p.ex. fluides de déplacement caractérisées par l'utilisation de polymères spécifiques
C08F 299/02 - Composés macromoléculaires obtenus par des interréactions de polymères impliquant uniquement des réactions entre des liaisons non saturées carbone-carbone, en l'absence de monomères non macromoléculaires à partir de polycondensats non saturés
A multiphase fluid is flowed from a flow pipe to a U-bend. Several differential pressures of the multiphase fluid flowing through the flow pipe and U-bend are measured. A mixture density of the multiphase fluid is determined at least based on the measured differential pressures.
G01N 9/04 - Recherche du poids spécifique ou de la densité des matériaux; Analyse des matériaux en déterminant le poids spécifique ou la densité en mesurant le poids d'un volume connu des fluides
G01N 9/26 - Recherche du poids spécifique ou de la densité des matériaux; Analyse des matériaux en déterminant le poids spécifique ou la densité en mesurant des différences de pression
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
A multiphase fluid is flowed from a flow pipe to a U-bend. Several differential pressures of the multiphase fluid flowing through the flow pipe and U-bend are measured. A mixture density of the multiphase fluid is determined at least based on the measured differential pressures. A total flow rate of the multiphase fluid is determined at least based on the measured differential pressures. In some cases, flow rates of each of the phases of the multiphase fluid can be determined at least based on the measured differential pressures.
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 1/34 - Mesure du débit volumétrique ou du débit massique d'un fluide ou d'un matériau solide fluent, dans laquelle le fluide passe à travers un compteur par un écoulement continu en utilisant des effets mécaniques en mesurant la pression ou la différence de pression
74.
METHODS FOR REGENERATING SOLVENTS AND SEQUESTERING CARBON DIOXIDE
C09K 8/594 - Compositions utilisées en combinaison avec du gaz injecté
C09K 8/62 - Compositions pour la formation de crevasses ou de fractures
C09K 8/92 - Compositions pour activer la production en agissant sur la formation souterraine caractérisées par leur forme ou par la forme de leurs composants, p.ex. matériaux encapsulés
C09K 8/70 - Compositions pour la formation de crevasses ou de fractures caractérisées par leur forme ou par la forme de leurs composants, p.ex. mousses
E21B 43/16 - Procédés de récupération assistée pour l'extraction d'hydrocarbures
A multiphase fluid is flowed from a flow pipe to a U-bend. Several differential pressures of the multiphase fluid flowing through the flow pipe and U-bend are measured. A total flow rate of the multiphase fluid is determined at least based on the measured differential pressures. In some cases, flow rates of each of the phases of the multiphase fluid can be determined at least based on the measured differential pressures.
G01F 1/34 - Mesure du débit volumétrique ou du débit massique d'un fluide ou d'un matériau solide fluent, dans laquelle le fluide passe à travers un compteur par un écoulement continu en utilisant des effets mécaniques en mesurant la pression ou la différence de pression
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
76.
FOAMED GEL SYSTEM FOR WATER SHUT OFF IN SUBTERRANEAN ZONES
A foam composition includes a foam stabilizer, a foaming agent, a brine, and an inert gas. The foam stabilizer includes graphene. The foaming agent includes a viscoelastic surfactant. The inert gas is in the form of gas bubbles dispersed through a mixture of the foam stabilizer, the foaming agent, and the brine. The foam composition is configured to convert to a gel that is substantially impermeable to fluid flow in response to exposure to downhole conditions of a subterranean zone.
A composition for treating a formation includes a surfactant including an amphiphilic block copolymer having a first block and a second block and an acid. The amphiphilic block copolymer is a reaction product of a first monomer and a second monomer via a reversible addition-fragmentation chain transfer polymerization (RAFT) in a two-step reaction using a chain transfer agent (CTA) and a radical initiator. The surfactant favors adsorption onto a surface of the formation such that a temporary barrier is formed, thereby attenuating a reaction rate between the acid and the formation.
C09K 8/54 - Compositions pour inhiber in situ la corrosion dans les puits ou les trous de forage
C08F 293/00 - Composés macromoléculaires obtenus par polymérisation sur une macromolécule contenant des groupes capables d'amorcer la formation de nouvelles chaînes polymères rattachées exclusivement à une ou aux deux extrémités de la macromolécule de départ
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
C09K 8/60 - Compositions pour activer la production en agissant sur la formation souterraine
78.
METHODS AND SYSTEMS FOR UPGRADING MIXED PYROLYSIS OIL TO LIGHT AROMATICS OVER MIXED METAL OXIDE CATALYSTS
A method for upgrading mixed pyrolysis oil may include contacting the mixed pyrolysis oil with hydrogen in the presence of a mixed metal oxide catalyst at reaction conditions to produce a reaction effluent including light aromatic compounds. The mixed pyrolysis oil includes multi-ring aromatic compounds and is formed from light pyrolysis oil and heavy pyrolysis oil at a ratio of 10:90 to 40:60 with light pyrolysis oil representing a bottom stream of a gas steam cracker and heavy pyrolysis oil representing a bottom stream of a naphtha steam cracker. The mixed metal oxide catalyst includes a plurality of catalyst particles with each catalyst particles including a plurality of metal oxides. An associated system for upgrading mixed pyrolysis oil may include a pyrolysis upgrading unit housing the mixed metal oxide catalyst and a separation unit operable to separate used mixed metal oxide catalyst from the reaction effluent.
B01J 21/06 - Silicium, titane, zirconium ou hafnium; Leurs oxydes ou hydroxydes
B01J 23/00 - Catalyseurs contenant des métaux, oxydes ou hydroxydes métalliques non prévus dans le groupe
B01J 23/83 - Catalyseurs contenant des métaux, oxydes ou hydroxydes métalliques non prévus dans le groupe du cuivre ou des métaux du groupe du fer en combinaison avec des métaux, oxydes ou hydroxydes prévus dans les groupes avec des terres rares ou des actinides
C10G 49/02 - Traitement des huiles d'hydrocarbures, en présence d'hydrogène ou de composés donneurs d'hydrogène, non prévu dans un seul des groupes , , , ou caractérisé par le catalyseur utilisé
C10G 69/06 - Traitement des huiles d'hydrocarbures par au moins un procédé d'hydrotraitement et au moins un autre procédé de conversion uniquement par plusieurs étapes en série comprenant au moins une étape de craquage thermique en l'absence d'hydrogène
79.
METHODS FOR PROCESSING A HYDROCARBON OIL FEED STREAM UTILIZING A DELAYED COKER AND STEAM ENHANCED CATALYTIC CRACKER
345534555+ hydrocarbon stream to form a heavy steam enhanced catalytically cracked product including olefins, benzene, toluene, xylene, naphtha, or combinations thereof.
C10G 11/20 - Craquage catalytique, en l'absence d'hydrogène, des huiles d'hydrocarbures par contact direct avec des gaz ou vapeurs chauds inertes
C10G 21/00 - Raffinage des huiles d'hydrocarbures, en l'absence d'hydrogène, par extraction au moyen de solvants sélectifs
C10G 49/02 - Traitement des huiles d'hydrocarbures, en présence d'hydrogène ou de composés donneurs d'hydrogène, non prévu dans un seul des groupes , , , ou caractérisé par le catalyseur utilisé
C10G 51/04 - Traitement des huiles d'hydrocarbures, en l'absence d'hydrogène, uniquement par plusieurs procédés de craquage uniquement par plusieurs étapes en série ne comprenant que des étapes de craquage thermique et catalytique
C10G 51/06 - Traitement des huiles d'hydrocarbures, en l'absence d'hydrogène, uniquement par plusieurs procédés de craquage uniquement par plusieurs étapes en parallèle
C10G 55/06 - Traitement des huiles d'hydrocarbures, en l'absence d'hydrogène, par au moins un procédé de raffinage et par au moins un procédé de craquage uniquement par plusieurs étapes en série comprenant au moins une étape de craquage catalytique
C10G 67/04 - Traitement des huiles d'hydrocarbures, uniquement par au moins un procédé d'hydrotraitement et au moins un procédé de raffinage en l'absence d'hydrogène uniquement par plusieurs étapes en série comprenant une extraction par solvant comme étape de raffinage en l'absence d'hydrogène
C10G 69/04 - Traitement des huiles d'hydrocarbures par au moins un procédé d'hydrotraitement et au moins un autre procédé de conversion uniquement par plusieurs étapes en série comprenant au moins une étape de craquage catalytique en l'absence d'hydrogène
C07C 5/32 - Préparation d'hydrocarbures à partir d'hydrocarbures contenant le même nombre d'atomes de carbone par déshydrogénation avec formation d'hydrogène libre
80.
METHODS FOR PROCESSING A HYDROCARBON OIL FEED STREAM UTILIZING A DELAYED COKER AND STEAM ENHANCED CATALYTIC CRACKER
5+5+5+5+5+ hydrocarbon stream to form a heavy steam enhanced catalytically cracked product including olefins, benzene, toluene, xylene, naphtha, or combinations thereof.
C10G 67/04 - Traitement des huiles d'hydrocarbures, uniquement par au moins un procédé d'hydrotraitement et au moins un procédé de raffinage en l'absence d'hydrogène uniquement par plusieurs étapes en série comprenant une extraction par solvant comme étape de raffinage en l'absence d'hydrogène
C10G 69/04 - Traitement des huiles d'hydrocarbures par au moins un procédé d'hydrotraitement et au moins un autre procédé de conversion uniquement par plusieurs étapes en série comprenant au moins une étape de craquage catalytique en l'absence d'hydrogène
C10G 51/06 - Traitement des huiles d'hydrocarbures, en l'absence d'hydrogène, uniquement par plusieurs procédés de craquage uniquement par plusieurs étapes en parallèle
C10G 55/06 - Traitement des huiles d'hydrocarbures, en l'absence d'hydrogène, par au moins un procédé de raffinage et par au moins un procédé de craquage uniquement par plusieurs étapes en série comprenant au moins une étape de craquage catalytique
C10G 51/04 - Traitement des huiles d'hydrocarbures, en l'absence d'hydrogène, uniquement par plusieurs procédés de craquage uniquement par plusieurs étapes en série ne comprenant que des étapes de craquage thermique et catalytique
C10G 11/20 - Craquage catalytique, en l'absence d'hydrogène, des huiles d'hydrocarbures par contact direct avec des gaz ou vapeurs chauds inertes
C10G 21/00 - Raffinage des huiles d'hydrocarbures, en l'absence d'hydrogène, par extraction au moyen de solvants sélectifs
C10G 49/02 - Traitement des huiles d'hydrocarbures, en présence d'hydrogène ou de composés donneurs d'hydrogène, non prévu dans un seul des groupes , , , ou caractérisé par le catalyseur utilisé
81.
PROCESS FOR THE CONVERSION OF PETROLEUM TO LIGHT OLEFINS UTILIZING A PRETREATMENT COMPLEX AND STEAM ENHANCED CATALYTIC CRACKER
34344 stream to form a dehydrogenated stream; and steam enhanced catalytic cracking (SECC) the light liquid fraction and the heavy liquid fraction to form an SECC product.
C10G 9/36 - Craquage thermique non catalytique, en l'absence d'hydrogène, des huiles d'hydrocarbures par contact direct avec des fluides inertes préchauffés, p.ex. avec des métaux ou sels fondus avec des gaz ou vapeurs chauds
C01B 3/24 - Production d'hydrogène ou de mélanges gazeux contenant de l'hydrogène par décomposition de composés organiques gazeux ou liquides d'hydrocarbures
C10G 11/20 - Craquage catalytique, en l'absence d'hydrogène, des huiles d'hydrocarbures par contact direct avec des gaz ou vapeurs chauds inertes
C10G 51/06 - Traitement des huiles d'hydrocarbures, en l'absence d'hydrogène, uniquement par plusieurs procédés de craquage uniquement par plusieurs étapes en parallèle
C10G 55/02 - Traitement des huiles d'hydrocarbures, en l'absence d'hydrogène, par au moins un procédé de raffinage et par au moins un procédé de craquage uniquement par plusieurs étapes en série
C10G 67/04 - Traitement des huiles d'hydrocarbures, uniquement par au moins un procédé d'hydrotraitement et au moins un procédé de raffinage en l'absence d'hydrogène uniquement par plusieurs étapes en série comprenant une extraction par solvant comme étape de raffinage en l'absence d'hydrogène
C10G 69/02 - Traitement des huiles d'hydrocarbures par au moins un procédé d'hydrotraitement et au moins un autre procédé de conversion uniquement par plusieurs étapes en série
82.
METHODS FOR PROCESSING A HYDROCARBON OIL FEED STREAM UTILIZING A GASIFICATION UNIT AND STEAM ENHANCED CATALYTIC CRACKER
55555+ hydrocarbon stream to form a heavy steam enhanced catalytically cracked product including olefins, benzene, toluene, xylene, naphtha, or combinations thereof.
C10G 11/20 - Craquage catalytique, en l'absence d'hydrogène, des huiles d'hydrocarbures par contact direct avec des gaz ou vapeurs chauds inertes
C10G 21/00 - Raffinage des huiles d'hydrocarbures, en l'absence d'hydrogène, par extraction au moyen de solvants sélectifs
C10G 49/02 - Traitement des huiles d'hydrocarbures, en présence d'hydrogène ou de composés donneurs d'hydrogène, non prévu dans un seul des groupes , , , ou caractérisé par le catalyseur utilisé
C10G 51/04 - Traitement des huiles d'hydrocarbures, en l'absence d'hydrogène, uniquement par plusieurs procédés de craquage uniquement par plusieurs étapes en série ne comprenant que des étapes de craquage thermique et catalytique
C10G 51/06 - Traitement des huiles d'hydrocarbures, en l'absence d'hydrogène, uniquement par plusieurs procédés de craquage uniquement par plusieurs étapes en parallèle
C10G 55/06 - Traitement des huiles d'hydrocarbures, en l'absence d'hydrogène, par au moins un procédé de raffinage et par au moins un procédé de craquage uniquement par plusieurs étapes en série comprenant au moins une étape de craquage catalytique
C10G 67/04 - Traitement des huiles d'hydrocarbures, uniquement par au moins un procédé d'hydrotraitement et au moins un procédé de raffinage en l'absence d'hydrogène uniquement par plusieurs étapes en série comprenant une extraction par solvant comme étape de raffinage en l'absence d'hydrogène
C10G 69/04 - Traitement des huiles d'hydrocarbures par au moins un procédé d'hydrotraitement et au moins un autre procédé de conversion uniquement par plusieurs étapes en série comprenant au moins une étape de craquage catalytique en l'absence d'hydrogène
C10J 3/00 - Production de gaz contenant de l'oxyde de carbone et de l'hydrogène, p.ex. du gaz de synthèse ou du gaz de ville, à partir de matières carbonées solides par des procédés d'oxydation partielle faisant intervenir de l'oxygène ou de la vapeur
83.
METHODS FOR PROCESSING A HYDROCARBON OIL FEED STREAM UTILIZING A DELAYED COKER, STEAM ENHANCED CATALYTIC CRACKER, AND AN AROMATICS COMPLEX
5+5+5+5+5+ hydrocarbon stream; passing at least a portion of the light steam enhanced catalytically cracked stream, the heavy steam enhanced catalytically cracked stream, or both to a product separator to produce a olefin product stream, a naphtha product stream, and a BTX product stream; and processing the naphtha product stream in the aromatics complex to produce benzene and xylenes.
C10G 67/04 - Traitement des huiles d'hydrocarbures, uniquement par au moins un procédé d'hydrotraitement et au moins un procédé de raffinage en l'absence d'hydrogène uniquement par plusieurs étapes en série comprenant une extraction par solvant comme étape de raffinage en l'absence d'hydrogène
C10G 51/06 - Traitement des huiles d'hydrocarbures, en l'absence d'hydrogène, uniquement par plusieurs procédés de craquage uniquement par plusieurs étapes en parallèle
C10G 69/04 - Traitement des huiles d'hydrocarbures par au moins un procédé d'hydrotraitement et au moins un autre procédé de conversion uniquement par plusieurs étapes en série comprenant au moins une étape de craquage catalytique en l'absence d'hydrogène
C10G 11/20 - Craquage catalytique, en l'absence d'hydrogène, des huiles d'hydrocarbures par contact direct avec des gaz ou vapeurs chauds inertes
C10G 21/00 - Raffinage des huiles d'hydrocarbures, en l'absence d'hydrogène, par extraction au moyen de solvants sélectifs
C10G 49/02 - Traitement des huiles d'hydrocarbures, en présence d'hydrogène ou de composés donneurs d'hydrogène, non prévu dans un seul des groupes , , , ou caractérisé par le catalyseur utilisé
C10G 51/04 - Traitement des huiles d'hydrocarbures, en l'absence d'hydrogène, uniquement par plusieurs procédés de craquage uniquement par plusieurs étapes en série ne comprenant que des étapes de craquage thermique et catalytique
C10G 55/06 - Traitement des huiles d'hydrocarbures, en l'absence d'hydrogène, par au moins un procédé de raffinage et par au moins un procédé de craquage uniquement par plusieurs étapes en série comprenant au moins une étape de craquage catalytique
C10G 61/04 - Traitement d'essence "naphta" par au moins un procédé de réformage et au moins un procédé de raffinage, en l'absence d'hydrogène uniquement par plusieurs étapes en série l'étape de raffinage étant une extraction
C10G 63/04 - Traitement d'essence "naphta" par au moins un procédé de réformage et au moins un procédé de conversion uniquement par plusieurs étapes en série comprenant au moins une étape de craquage
84.
METHODS FOR PROCESSING A HYDROCARBON OIL FEED STREAM UTILIZING A GASIFICATION UNIT, STEAM ENHANCED CATALYTIC CRACKER, AND AN AROMATICS COMPLEX
5+5+5+5+5+ hydrocarbon stream; passing at least a portion of the light steam enhanced catalytically cracked stream, the heavy steam enhanced catalytically cracked stream, or both to a product separator to produce a olefin product stream, a naphtha product stream, and a BTX product stream; and processing the naphtha product stream in the aromatics complex to produce benzene and xylenes.
C10G 67/04 - Traitement des huiles d'hydrocarbures, uniquement par au moins un procédé d'hydrotraitement et au moins un procédé de raffinage en l'absence d'hydrogène uniquement par plusieurs étapes en série comprenant une extraction par solvant comme étape de raffinage en l'absence d'hydrogène
C10G 51/06 - Traitement des huiles d'hydrocarbures, en l'absence d'hydrogène, uniquement par plusieurs procédés de craquage uniquement par plusieurs étapes en parallèle
C10G 55/06 - Traitement des huiles d'hydrocarbures, en l'absence d'hydrogène, par au moins un procédé de raffinage et par au moins un procédé de craquage uniquement par plusieurs étapes en série comprenant au moins une étape de craquage catalytique
C10G 69/04 - Traitement des huiles d'hydrocarbures par au moins un procédé d'hydrotraitement et au moins un autre procédé de conversion uniquement par plusieurs étapes en série comprenant au moins une étape de craquage catalytique en l'absence d'hydrogène
C10G 11/20 - Craquage catalytique, en l'absence d'hydrogène, des huiles d'hydrocarbures par contact direct avec des gaz ou vapeurs chauds inertes
C10G 21/00 - Raffinage des huiles d'hydrocarbures, en l'absence d'hydrogène, par extraction au moyen de solvants sélectifs
C10J 3/00 - Production de gaz contenant de l'oxyde de carbone et de l'hydrogène, p.ex. du gaz de synthèse ou du gaz de ville, à partir de matières carbonées solides par des procédés d'oxydation partielle faisant intervenir de l'oxygène ou de la vapeur
C10G 49/02 - Traitement des huiles d'hydrocarbures, en présence d'hydrogène ou de composés donneurs d'hydrogène, non prévu dans un seul des groupes , , , ou caractérisé par le catalyseur utilisé
C10G 51/04 - Traitement des huiles d'hydrocarbures, en l'absence d'hydrogène, uniquement par plusieurs procédés de craquage uniquement par plusieurs étapes en série ne comprenant que des étapes de craquage thermique et catalytique
85.
METHODS FOR PROCESSING A HYDROCARBON OIL FEED STREAM UTILIZING A DELAYED COKER, STEAM ENHANCED CATALYTIC CRACKER, AND AN AROMATICS COMPLEX
345+5+345+5+5+ hydrocarbon stream; passing at least a portion of the light steam enhanced catalytically cracked stream, the heavy steam enhanced catalytically cracked stream, or both to a product separator to produce a olefin product stream, a naphtha product stream, and a BTX product stream; and processing the naphtha product stream in the aromatics complex to produce benzene and xylenes.
C10G 67/04 - Traitement des huiles d'hydrocarbures, uniquement par au moins un procédé d'hydrotraitement et au moins un procédé de raffinage en l'absence d'hydrogène uniquement par plusieurs étapes en série comprenant une extraction par solvant comme étape de raffinage en l'absence d'hydrogène
C10G 51/06 - Traitement des huiles d'hydrocarbures, en l'absence d'hydrogène, uniquement par plusieurs procédés de craquage uniquement par plusieurs étapes en parallèle
C10G 69/04 - Traitement des huiles d'hydrocarbures par au moins un procédé d'hydrotraitement et au moins un autre procédé de conversion uniquement par plusieurs étapes en série comprenant au moins une étape de craquage catalytique en l'absence d'hydrogène
C10G 51/04 - Traitement des huiles d'hydrocarbures, en l'absence d'hydrogène, uniquement par plusieurs procédés de craquage uniquement par plusieurs étapes en série ne comprenant que des étapes de craquage thermique et catalytique
C10G 55/06 - Traitement des huiles d'hydrocarbures, en l'absence d'hydrogène, par au moins un procédé de raffinage et par au moins un procédé de craquage uniquement par plusieurs étapes en série comprenant au moins une étape de craquage catalytique
C10G 11/20 - Craquage catalytique, en l'absence d'hydrogène, des huiles d'hydrocarbures par contact direct avec des gaz ou vapeurs chauds inertes
C10G 21/00 - Raffinage des huiles d'hydrocarbures, en l'absence d'hydrogène, par extraction au moyen de solvants sélectifs
C10G 49/02 - Traitement des huiles d'hydrocarbures, en présence d'hydrogène ou de composés donneurs d'hydrogène, non prévu dans un seul des groupes , , , ou caractérisé par le catalyseur utilisé
C07C 5/32 - Préparation d'hydrocarbures à partir d'hydrocarbures contenant le même nombre d'atomes de carbone par déshydrogénation avec formation d'hydrogène libre
C10G 61/04 - Traitement d'essence "naphta" par au moins un procédé de réformage et au moins un procédé de raffinage, en l'absence d'hydrogène uniquement par plusieurs étapes en série l'étape de raffinage étant une extraction
C10G 63/04 - Traitement d'essence "naphta" par au moins un procédé de réformage et au moins un procédé de conversion uniquement par plusieurs étapes en série comprenant au moins une étape de craquage
86.
METHODS FOR PROCESSING A HYDROCARBON OIL FEED STREAM UTILIZING A GASIFICATION UNIT, DEHYDROGENATION UNIT, STEAM ENHANCED CATALYTIC CRACKER, AND AN AROMATICS COMPLEX
345+5+345+5+5+ hydrocarbon stream; passing at least a portion of the light steam enhanced catalytically cracked stream, the heavy steam enhanced catalytically cracked stream, or both to a product separator to produce a olefin product stream, a naphtha product stream, and a BTX product stream; and processing the naphtha product stream in the aromatics complex to produce benzene and xylenes.
C10G 11/20 - Craquage catalytique, en l'absence d'hydrogène, des huiles d'hydrocarbures par contact direct avec des gaz ou vapeurs chauds inertes
C10G 21/00 - Raffinage des huiles d'hydrocarbures, en l'absence d'hydrogène, par extraction au moyen de solvants sélectifs
C10G 49/02 - Traitement des huiles d'hydrocarbures, en présence d'hydrogène ou de composés donneurs d'hydrogène, non prévu dans un seul des groupes , , , ou caractérisé par le catalyseur utilisé
C10G 51/04 - Traitement des huiles d'hydrocarbures, en l'absence d'hydrogène, uniquement par plusieurs procédés de craquage uniquement par plusieurs étapes en série ne comprenant que des étapes de craquage thermique et catalytique
C10G 51/06 - Traitement des huiles d'hydrocarbures, en l'absence d'hydrogène, uniquement par plusieurs procédés de craquage uniquement par plusieurs étapes en parallèle
C10G 55/06 - Traitement des huiles d'hydrocarbures, en l'absence d'hydrogène, par au moins un procédé de raffinage et par au moins un procédé de craquage uniquement par plusieurs étapes en série comprenant au moins une étape de craquage catalytique
C10G 67/04 - Traitement des huiles d'hydrocarbures, uniquement par au moins un procédé d'hydrotraitement et au moins un procédé de raffinage en l'absence d'hydrogène uniquement par plusieurs étapes en série comprenant une extraction par solvant comme étape de raffinage en l'absence d'hydrogène
C10G 69/04 - Traitement des huiles d'hydrocarbures par au moins un procédé d'hydrotraitement et au moins un autre procédé de conversion uniquement par plusieurs étapes en série comprenant au moins une étape de craquage catalytique en l'absence d'hydrogène
C10J 3/00 - Production de gaz contenant de l'oxyde de carbone et de l'hydrogène, p.ex. du gaz de synthèse ou du gaz de ville, à partir de matières carbonées solides par des procédés d'oxydation partielle faisant intervenir de l'oxygène ou de la vapeur
C07C 5/32 - Préparation d'hydrocarbures à partir d'hydrocarbures contenant le même nombre d'atomes de carbone par déshydrogénation avec formation d'hydrogène libre
C10G 69/08 - Traitement des huiles d'hydrocarbures par au moins un procédé d'hydrotraitement et au moins un autre procédé de conversion uniquement par plusieurs étapes en série comprenant au moins une étape de réformage d'essence "naphta"
C10G 61/04 - Traitement d'essence "naphta" par au moins un procédé de réformage et au moins un procédé de raffinage, en l'absence d'hydrogène uniquement par plusieurs étapes en série l'étape de raffinage étant une extraction
C10G 63/04 - Traitement d'essence "naphta" par au moins un procédé de réformage et au moins un procédé de conversion uniquement par plusieurs étapes en série comprenant au moins une étape de craquage
A data stream indicative of a first set of flare tip parameters is received. A second set of parameters is determined based on the first set of flare tip parameters. A control signal is sent to an actuable device based on the first set of parameters and the second set of parameters. The actuable device is configured to maintain at least one parameter of the first set of parameter and the second set of parameters within a specified range.
F23G 7/08 - Procédés ou appareils, p.ex. incinérateurs, spécialement adaptés à la combustion de déchets particuliers ou de combustibles pauvres, p.ex. des produits chimiques de gaz d'évacuation ou de gaz nocifs, p.ex. de gaz d'échappement utilisant des torchères, p.ex. dans des cheminées
F23L 7/00 - Alimentation du foyer en liquides ou gaz non combustibles autres que l'air, p.ex. oxygène, vapeur d'eau
F23N 5/02 - Systèmes de commande de la combustion utilisant des dispositifs sensibles aux variations thermiques ou à la dilatation thermique d'un agent
88.
PROCESS AND CATALYST FORMULATION FOR CRACKING CRUDE OIL TO PRODUCE LIGHT OLEFINS AND AROMATICS
A process for converting crude oil to light olefins, aromatics, or both, includes contacting a crude oil with an FCC catalyst composition in a catalytic cracking system at a temperature of greater than or equal to 580 °C, a weight ratio of the FCC catalyst to the crude oil of from 2:1 to 10:1, and a residence time of from 0.1 seconds to 60 seconds. Contacting causes at least a portion of hydrocarbons in the crude oil to undergo cracking reactions to produce a cracked effluent comprising at least olefins. The FCC catalyst composition for producing olefins and aromatics from crude oil includes ultrastable Y-type zeolite impregnated with lanthanum, ZSM-5 zeolite impregnated with phosphorous, an alumina binder, colloidal silica, and a matrix material comprising Kaolin clay.
A process for converting crude oil to light olefins, aromatics, or both, includes contacting a crude oil with an FCC catalyst composition in a fluidized catalytic cracking system at a temperature of greater than or equal to 580 °C, a weight ratio of the FCC catalyst to the crude oil of from 2:1 to 10:1, and a residence time of from 0.1 seconds to 60 seconds. Contacting causes at least a portion of hydrocarbons in the crude oil to undergo cracking reactions to produce a cracked effluent comprising at least olefins. The FCC catalyst composition for producing olefins and aromatics from crude oil includes ultrastable Y-type zeolite impregnated with lanthanum, ZSM-5 zeolite impregnated with phosphorous, where the nano-ZSM-5 zeolite has an average particle size of from 0.01 µm to 0.2 µm, an alumina binder, colloidal silica, and a matrix material comprising Kaolin clay.
KING ABDULLAH UNIVERSITY OF SCIENCE AND TECHNOLOGY (Arabie saoudite)
ARAMCO SERVICES COMPANY (USA)
Inventeur(s)
Parsapur, Rajesh Kumar
Hodgkins, Robert Peter
Koseoglu, Omer Refa
Huang, Kuo-Wei
Sedjerari, Anissa Bendjeriou
Abrégé
A composition of matter is provided comprising hierarchically ordered crystalline microporous material having well-defined long-range mesoporous ordering of cubic symmetry. The composition possesses mesopores having walls of crystalline microporous material and a mass of mesostructure between mesopores of crystalline microporous material. Long-range ordering is defined by presence of secondary peaks in an X-ray diffraction (XRD) pattern and/or cubic symmetry observable by microscopy.
C01B 39/02 - Zéolites aluminosilicates cristallines; Leurs composés isomorphes; Leur préparation directe; Leur préparation à partir d'un mélange réactionnel contenant une zéolite cristalline d'un autre type, ou à partir de réactants préformés; Leur post-traitement
C01B 39/06 - Préparation de zéolites isomorphes caractérisée par les mesures prises pour le remplacement des atomes d'aluminium ou de silicium dans la charpente du réseau par des atomes d'autres éléments
KING ABDULLAH UNIVERSITY OF SCIENCE AND TECHNOLOGY (Arabie saoudite)
ARAMCO SERVICES COMPANY (USA)
Inventeur(s)
Parsapur, Rajesh Kumar
Hodgkins, Robert Peter
Koseoglu, Omer Refa
Huang, Kuo-Wei
Sedjerari, Anissa Bendjeriou
Abrégé
A composition of matter is provided comprising hierarchically ordered crystalline microporous material having well-defined long-range me soporous ordering of hexagonal symmetry. The composition possesses mesopores having walls of crystalline microporous material and a mass of mesostructure between mesopores of crystalline microporous material. Long-range ordering is defined by presence of secondary peaks in an X-ray diffraction (XRD) pattern and/or hexagonal symmetry observable by microscopy.
C01B 39/02 - Zéolites aluminosilicates cristallines; Leurs composés isomorphes; Leur préparation directe; Leur préparation à partir d'un mélange réactionnel contenant une zéolite cristalline d'un autre type, ou à partir de réactants préformés; Leur post-traitement
C01B 39/06 - Préparation de zéolites isomorphes caractérisée par les mesures prises pour le remplacement des atomes d'aluminium ou de silicium dans la charpente du réseau par des atomes d'autres éléments
KING ABDULLAH UNIVERSITY OF SCIENCE AND TECHNOLOGY (Arabie saoudite)
ARAMCO SERVICES COMPANY (USA)
Inventeur(s)
Parsapur, Rajesh Kumar
Hodgkins, Robert Peter
Koseoglu, Omer Refa
Huang, Kuo-Wei
Sedjerari, Anissa Bendjeriou
Abrégé
Methods for synthesis of hierarchically ordered zeolites and zeolite-type materials are provided. Synthesized hierarchically ordered zeolites and zeolite-type materials formed according to the methods herein possess a high-degree of well-defined long-range mesoporous ordering. The methods include base-mediated reassembly, by dissolution of the parent material to the level of oligomeric structural building units of the parent material, and minimizing or avoiding amorphization/structural collapse. The dissolution and self-assembly is comprehensively controlled to produce hierarchically ordered zeolites and zeolite-type materials according to the methods herein.
C01B 39/02 - Zéolites aluminosilicates cristallines; Leurs composés isomorphes; Leur préparation directe; Leur préparation à partir d'un mélange réactionnel contenant une zéolite cristalline d'un autre type, ou à partir de réactants préformés; Leur post-traitement
C01B 39/06 - Préparation de zéolites isomorphes caractérisée par les mesures prises pour le remplacement des atomes d'aluminium ou de silicium dans la charpente du réseau par des atomes d'autres éléments
A method for extending connectivity from a core network to remote mobile networks includes: installing a security gateway between the core network and wireless broadband base stations located at a periphery of the core network; creating a virtual layer 2 (data link) overlay network interconnecting the broadband base stations; activating a local layer 3 (network) protocol between the security gateway and the core network; activating a sensor protocol between the security gateway and each remote mobile network, the sensor protocol being configured to use broadband communication through the broadband base stations when at least one broadband base station is in range of the remote mobile network, and otherwise use satellite communication; and providing each remote mobile network with a remote layer 3 protocol that uses the broadband communication until disconnected from the broadband base stations, and then uses the satellite communication until reconnected to one of the broadband base stations.
Automated drill cutting monitoring system includes a digital imaging device mounted to a shale shaker of a wellbore drilling assembly and a computer system. The digital imaging device captures digital images of solid objects released when drilling a subterranean zone. The computer system receives the digital images and determines a space occupied by the solid objects on the shale shaker. Using the space occupied by the solid objects on the shale shaker, the computer system determines wellbore conditions.
KING ABDULLAH UNIVERSITY OF SCIENCE AND TECHNOLOGY (Arabie saoudite)
ARAMCO SERVICES COMPANY (USA)
Inventeur(s)
Parsapur, Rajesh Kumar
Hodgkins, Robert Peter
Koseoglu, Omer Refa
Huang, Kuo-Wei
Sedjerari, Anissa Bendjeriou
Abrégé
A composition of matter is provided comprising hierarchically ordered crystalline microporous material having well-defined long-range mesoporous ordering of lamellar symmetry. The composition possesses mesopores having walls of crystalline microporous material and a mass of mesostructure between mesopores of crystalline microporous material. Long-range ordering is defined by presence of secondary peaks in an X-ray diffraction (XRD) pattern and/or lamellar symmetry observable by microscopy.
C01B 39/02 - Zéolites aluminosilicates cristallines; Leurs composés isomorphes; Leur préparation directe; Leur préparation à partir d'un mélange réactionnel contenant une zéolite cristalline d'un autre type, ou à partir de réactants préformés; Leur post-traitement
C01B 39/06 - Préparation de zéolites isomorphes caractérisée par les mesures prises pour le remplacement des atomes d'aluminium ou de silicium dans la charpente du réseau par des atomes d'autres éléments
A method to perform oil in produced water analysis allows measuring the large volume of oil in produced water reliably. In the method, a time-series and physics based machine learning model of a gas oil separation plant is generated, advisory actionable items for maintaining a crude oil quality within a pre-determined threshold are generated based on machine learning model coefficients and outputs of soft sensors, and then the advisory actionable items are presented to a user.
A process and system for measuring biocide concentration in biocide treated seawater in an oilfield pipeline are provided. The system includes a seawater plant (100), a plurality of seawater sampling locations (110) throughout the oilfield pipeline immediately downstream from the seawater plant (100), a surge tank (102), a water supply plant (104), a pH monitoring system, and an autosampler. Each of the plurality of seawater sampling locations (110) has a pH monitoring system and an autosampler. The autosampler is used to collect a plurality of samples of the biocide treated seawater from the oilfield pipeline. The method includes measuring pH of the biocide treated seawater in the oilfield pipeline, when the pH of the biocide treated seawater is below 6.8, collecting a plurality of samples using an autosampler, correlating the pH of the biocide treated seawater with the biocide concentration, and stopping collection of the plurality of samples when the pH is 7.8 or higher.
B01D 53/14 - SÉPARATION Épuration chimique ou biologique des gaz résiduaires, p.ex. gaz d'échappement des moteurs à combustion, fumées, vapeurs, gaz de combustion ou aérosols par absorption
99.
MITIGATING FLOW VARIABILITY AND SLUGGING IN PIPELINES
Systems and methods for mitigating flow variability and slugging in pipelines (e.g., trunk-lines leading to gas-oil separation plants (GOSP)) use supervised machine learning algorithms to develop operational strategies for controlling inflows to facilities such as GOSPs.
An inverter (17) includes an input terminal (18) that receives output power of a first power type from a solar panel array (13) and an output terminal (19) that transmits output power of a second power type. The inverter (17) further includes a processor (21) that receives a control algorithm via a network connection (27) and controls the inverter (17) based upon the received control algorithm. The control algorithm is determined by applying a transformation to a state vector representative of the inverter (17) and the solar panel array (13) to relocate eigenvalues (35) of the state vector from an initial control region (31) to a stable control region (33), and determining the control algorithm based upon the relocated eigenvalues (35).
brevets
