Baker Hughes Incorporated

États‑Unis d’Amérique

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Type PI
        Brevet 5 554
        Marque 88
Juridiction
        International 3 374
        États-Unis 1 543
        Canada 725
Date
2023 1
2022 1
2020 2
2019 6
Avant 2019 5 632
Classe IPC
E21B 47/00 - Relevés dans les trous de forage ou dans les puits 366
E21B 33/12 - Packers; Bouchons 291
E21B 43/12 - Procédés ou appareils pour commander l'écoulement du fluide extrait vers ou dans les puits 279
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 264
E21B 34/06 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits 230
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Classe NICE
01 - Produits chimiques destinés à l'industrie, aux sciences ainsi qu'à l'agriculture 53
42 - Services scientifiques, technologiques et industriels, recherche et conception 16
09 - Appareils et instruments scientifiques et électriques 10
07 - Machines et machines-outils 5
40 - Traitement de matériaux; recyclage, purification de l'air et traitement de l'eau 4
Voir plus
Statut
En Instance 4
Enregistré / En vigueur 5 638
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1.

Polycrystalline diamond

      
Numéro d'application 17946247
Numéro de brevet 11969860
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2022-09-16
Date de la première publication 2023-01-12
Date d'octroi 2024-04-30
Propriétaire
  • Element Six Limited (Royaume‑Uni)
  • Baker Hughes Incorporated (USA)
Inventeur(s)
  • Liversage, John Hewitt
  • Scott, Danny Eugene
  • Sithebe, Humphrey Samkelo Lungisani
  • Naidoo, Kaveshini
  • Kaiser, Bronwyn Annette
  • Fish, Michael Lester

Abrégé

An embodiment of a PCD insert comprises an embodiment of a PCD element joined to a cemented carbide substrate at an interface. The PCD element has internal diamond surfaces defining interstices between them. The PCD element comprises a masked or passivated region and an unmasked or unpassivated region, the unmasked or unpassivated region defining a boundary with the substrate, the boundary being the interface. At least some of the internal diamond surfaces of the masked or passivated region contact a mask or passivation medium, and some or all of the interstices of the masked or passivated region and of the unmasked or unpassivated region are at least partially filled with an infiltrant material.

Classes IPC  ?

  • E21B 10/573 - Parties rapportées du type bouton comportant des éléments de coupe préformés montés sur un support distinct, p.ex. parties rapportées polycristallines - caractérisés par les détails du support, p.ex. la structure du substrat ou l'interface entre le substrat et l'élément de coupe
  • B24D 18/00 - Fabrication d'outils pour meuler, p.ex. roues, non prévue ailleurs
  • C04B 35/52 - Produits céramiques mis en forme, caractérisés par leur composition; Compositions céramiques; Traitement de poudres de composés inorganiques préalablement à la fabrication de produits céramiques à base de non oxydes à base de carbone, p.ex. graphite
  • C04B 35/63 - Préparation ou traitement des poudres individuellement ou par fournées utilisant des additifs spécialement adaptés à la formation des produits
  • C04B 35/645 - Frittage sous pression
  • C04B 37/02 - Liaison des articles céramiques cuits avec d'autres articles céramiques cuits ou d'autres articles, par chauffage avec des articles métalliques
  • C04B 41/45 - Revêtement ou imprégnation
  • C04B 41/81 - Revêtement ou imprégnation
  • C04B 41/88 - Métaux
  • C22C 26/00 - Alliages contenant du diamant
  • E21B 10/56 - Parties rapportées du type bouton
  • B22F 5/00 - Fabrication de pièces ou d'objets à partir de poudres métalliques caractérisée par la forme particulière du produit à réaliser

2.

SUPERHARD CONSTRUCTIONS & METHODS OF MAKING SAME

      
Numéro d'application 17454873
Statut En instance
Date de dépôt 2021-11-15
Date de la première publication 2022-05-12
Propriétaire
  • ELEMENT SIX LIMITED (Irlande)
  • BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s)
  • Nilen, Roger William Nigel
  • Can, Nedret
  • Sithebe, Humphrey
  • Bowes, David
  • Nelms, Derek

Abrégé

A superhard construction comprises a substrate comprising a peripheral surface, an interface surface and a longitudinal axis and a super hard material layer formed over the substrate and having an exposed outer surface forming a working surface, a peripheral surface extending therefrom and an interface surface. One of the interface surface of the substrate or the interface surface of the super hard material layer comprises one or more projections arranged to project from the interface surface, the height of the one or more projections being between around 0.2 mm to around 1.0 mm measured from the lowest point on the interface surface from which the one or more projections extend.

Classes IPC  ?

  • C01B 32/25 - Diamant
  • E21B 10/573 - Parties rapportées du type bouton comportant des éléments de coupe préformés montés sur un support distinct, p.ex. parties rapportées polycristallines - caractérisés par les détails du support, p.ex. la structure du substrat ou l'interface entre le substrat et l'élément de coupe
  • C22C 26/00 - Alliages contenant du diamant
  • B22F 7/06 - Fabrication de couches composites, de pièces ou d'objets à base de poudres métalliques, par frittage avec ou sans compactage de pièces ou objets composés de parties différentes, p.ex. pour former des outils à embouts rapportés
  • B22F 5/00 - Fabrication de pièces ou d'objets à partir de poudres métalliques caractérisée par la forme particulière du produit à réaliser
  • B22F 7/08 - Fabrication de couches composites, de pièces ou d'objets à base de poudres métalliques, par frittage avec ou sans compactage de pièces ou objets composés de parties différentes, p.ex. pour former des outils à embouts rapportés avec une ou plusieurs parties non faites à partir de poudre

3.

Segmented wireless production logging

      
Numéro d'application 16826375
Numéro de brevet 11035229
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2020-03-23
Date de la première publication 2020-07-16
Date d'octroi 2021-06-15
Propriétaire Baker Hughes Incorporated (USA)
Inventeur(s) Castillo, Homero

Abrégé

A system and method for logging in a wellbore where sensor assemblies on a logging tool are deployed and landed in the wellbore. After the sensor assemblies are landed in the wellbore and released from the logging tool, the logging tool is pulled uphole. Moving the logging tool uphole from where the sensor assemblies are landed, reduces interference of the logging tool with measurements obtained with the sensor assemblies. The sensor assemblies include sensors for detecting fluid flow, pressure, temperature, fluid density, formation resistivity, and which can be mechanical, optical, acoustic, or electromagnetic.

Classes IPC  ?

  • E21B 49/08 - Prélèvement d'échantillons de fluides ou test des fluides dans les trous de forage ou dans les puits
  • E21B 47/01 - Dispositifs pour supporter des instruments de mesure sur des trépans, des tubes, des tiges ou des câbles de forage; Protection des instruments de mesure dans les trous de forage contre la chaleur, les chocs, la pression ou similaire
  • E21B 23/00 - Appareils pour déplacer, mettre en place, verrouiller, libérer ou retirer, les outils, les packers ou autres éléments dans les trous de forage
  • E21B 47/00 - Relevés dans les trous de forage ou dans les puits
  • E21B 47/07 - Température
  • E21B 47/06 - Mesure de la température ou de la pression
  • E21B 49/00 - Test pour déterminer la nature des parois des trous de forage; Essais de couches; Procédés ou appareils pour prélever des échantillons du terrain ou de fluides en provenance des puits, spécialement adaptés au forage du sol ou aux puits
  • G01N 15/08 - Recherche de la perméabilité, du volume des pores ou de l'aire superficielle des matériaux poreux

4.

Subsea module and downhole tool

      
Numéro d'application 16343555
Numéro de brevet 11125041
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-10-06
Date de la première publication 2020-02-13
Date d'octroi 2021-09-21
Propriétaire
  • Aker Solutions Inc. (USA)
  • Baker Hughes Incorporated (USA)
Inventeur(s)
  • Bay, Lars
  • Bussear, Terry R.

Abrégé

A system including a subsea module, a tool hanger, and an in-well tool string coupled to and extending from a lower portion of the tool hanger is provided. The subsea module includes a subsea spool with a main bore formed therethrough, and the main bore includes a tool hanger interface. The subsea module also includes a connector for mounting the subsea module on a subsea component, wherein the connector includes a grip configured to engage the subsea component, and a first seal coupled to the connector and configured to seal the connector against the subsea component. The tool hanger is disposed within the main bore and coupled to the tool hanger interface via at least a second seal configured to seal the tool hanger against the main bore of the subsea spool. The in-well tool string is configured to couple the tool hanger to an in-well tool.

Classes IPC  ?

  • E21B 33/035 - Têtes de puits; Leur mise en place spécialement adaptées aux installations sous l'eau
  • E21B 33/04 - Têtes de tubage; Suspension des tubages ou des colonnes de production dans les têtes de puits

5.

System and method for altering a burn rate of a propellant

      
Numéro d'application 16508109
Numéro de brevet 11435170
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2019-07-10
Date de la première publication 2019-10-31
Date d'octroi 2022-09-06
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s)
  • Khatiwada, Suman
  • Welch, John
  • Sadana, Anil
  • Garza, Ramon

Abrégé

A system and apparatus for providing an apparatus for use in a wellbore. The apparatus includes an apparatus body defining a volume, a propellant disposed within the volume, wherein the propellant has a first burn rate, and at least one propellant insert disposed within the propellant, wherein the propellant insert has a second burn rate, and the second burn rate is different than the first burn rate.

Classes IPC  ?

  • C06B 45/12 - Compositions ou produits définis par une structure ou des dispositions particulières des composants ou du produit ayant des couches ou des zones contiguës
  • F42B 3/04 - Cartouches de sautage, c. à d. enveloppes avec explosif pour la production de gaz sous pression
  • F42B 3/22 - Dispositifs pour commander ou guider l'onde de détonation, p.ex. tubes
  • E21B 23/06 - Appareils pour déplacer, mettre en place, verrouiller, libérer ou retirer, les outils, les packers ou autres éléments dans les trous de forage pour le montage des packers
  • C06B 45/00 - Compositions ou produits définis par une structure ou des dispositions particulières des composants ou du produit
  • C06B 31/00 - Compositions contenant un sel inorganique d'un composé d'azote et d'oxygène
  • D03D 23/00 - Méthodes générales de tissage qui ne sont pas spéciales à la production d'un tissu particulier ou à l'emploi d'un métier particulier; Armures non prévues par un seul autre groupe
  • D03D 43/00 - Métiers à boîtes à plusieurs trames

6.

METAL-TO-METAL SEALED POWER CONNECTION FOR SUBMERSIBLE PUMP MOTOR

      
Numéro d'application US2018014915
Numéro de publication 2019/147221
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2018-01-23
Date de publication 2019-08-01
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s)
  • Knapp, John M.
  • Bellmyer, Mark L.
  • Clingman, James Christopher

Abrégé

An electrical submersible well pump motor (21) has metal -to-metal sealing for the power cable electrical connection. A conductor passage (47) in the motor head (29) has a conical seat (53). A motor contact member (62) electrically connected with the motor is located in the conductor passage below the seat. A metal tube (35) has a lower portion that inserts into an upper portion of the conductor passage. A metal sealing ferrule (69) encircles the tube, and a compression nut (71) deforms the ferrule into sealing engagement with the seat and the tube. An electrical conductor (73) extending from the power cable (27) protrudes downward from the tube and has a conductor contact member (75) on a lower end. The motor contact member and the conductor contact member stab into partial engagement with each other, defining a gap (85) between terminal surfaces of the contact members that can close up during operation due to thermal growth.

Classes IPC  ?

  • H02K 5/132 - Moteurs électriques submersibles
  • F04D 13/06 - Ensembles comprenant les pompes et leurs moyens d'entraînement la pompe étant entraînée par l'électricité
  • F04D 13/08 - Ensembles comprenant les pompes et leurs moyens d'entraînement la pompe étant entraînée par l'électricité pour utilisation en position immergée
  • F04D 13/10 - Ensembles comprenant les pompes et leurs moyens d'entraînement la pompe étant entraînée par l'électricité pour utilisation en position immergée adaptés pour l'utilisation dans les forages de mine

7.

Polycrystalline diamond compacts and earth-boring tools including such compacts

      
Numéro d'application 16292982
Numéro de brevet 10883317
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2019-03-05
Date de la première publication 2019-07-04
Date d'octroi 2021-01-05
Propriétaire
  • Baker Hughes Incorporated (USA)
  • Diamond Innovations, Inc. (USA)
Inventeur(s)
  • Bird, Marc W.
  • Gledhill, Andrew

Abrégé

A polycrystalline diamond compact includes a polycrystalline diamond material having a plurality of grains of diamond bonded to one another by inter-granular bonds and an intermetallic gamma prime (γ′) or κ-carbide phase disposed within interstitial spaces between the inter-bonded diamond grains. The ordered intermetallic gamma prime (γ′) or κ-carbide phase includes a Group VIII metal, aluminum, and a stabilizer. An earth-boring tool includes a bit body and a polycrystalline diamond compact secured to the bit body. A method of forming polycrystalline diamond includes subjecting diamond particles in the presence of a metal material comprising a Group VIII metal and aluminum to a pressure of at least 4.5 GPa and a temperature of at least 1,000° C. to form inter-granular bonds between adjacent diamond particles, cooling the diamond particles and the metal material to a temperature below 500° C., and forming an intermetallic gamma prime (γ′) or κ-carbide phase adjacent the diamond particles.

Classes IPC  ?

  • E21B 10/56 - Parties rapportées du type bouton
  • B24D 18/00 - Fabrication d'outils pour meuler, p.ex. roues, non prévue ailleurs
  • E21B 10/54 - Trépans caractérisés par des parties résistant à l'usure, p.ex. des diamants rapportés le trépan étant du type racleur, p.ex. trépan du type à fourche
  • E21B 10/50 - Trépans caractérisés par des parties résistant à l'usure, p.ex. des diamants rapportés le trépan étant du type à organes coupants roulants
  • C22C 29/00 - Alliages à base de carbures, oxydes, borures, nitrures ou siliciures, p.ex. cermets, ou d'autres composés métalliques, p.ex. oxynitrures, sulfures
  • C22C 26/00 - Alliages contenant du diamant
  • B22F 5/00 - Fabrication de pièces ou d'objets à partir de poudres métalliques caractérisée par la forme particulière du produit à réaliser

8.

Modeling and simulation of complete drill strings

      
Numéro d'application 16272276
Numéro de brevet 10851637
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2019-02-11
Date de la première publication 2019-06-06
Date d'octroi 2020-12-01
Propriétaire BAKER HUGHES (USA)
Inventeur(s)
  • Herbig, Christian
  • Reckmann, Hanno
  • Meyer-Heye, Bernhard
  • Schuberth, Frank
  • Jain, Jayesh Rameshlal
  • Hanson, Jonathan Mackey
  • El Hakam, Carmel Zouheir
  • Spencer, Reed W.

Abrégé

A method of predicting behavior of a drilling assembly includes: generating a mathematical representation of a geometry of each of a plurality of components of a drilling assembly, the plurality of components including a plurality of cutters and one or more additional components configured to at least one of: support the plurality of cutters and operably connect the plurality of cutters to the drill string, the one or more additional components including a drill bit crown; simulating one or more operating conditions incident on the drilling assembly representation, and simulating an interaction between the plurality of components and an earth formation; and predicting physical responses of the drilling assembly representation to the one or more conditions.

Classes IPC  ?

  • G06G 7/48 - Calculateurs analogiques pour des procédés, des systèmes ou des dispositifs spécifiques, p.ex. simulateurs
  • 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
  • G01V 99/00 - Matière non prévue dans les autres groupes de la présente sous-classe
  • 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
  • G06T 17/05 - Modèles géographiques
  • G06F 16/29 - Bases de données d’informations géographiques

9.

Analytics engine

      
Numéro d'application 16170028
Numéro de brevet 10884402
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2018-10-24
Date de la première publication 2019-05-09
Date d'octroi 2021-01-05
Propriétaire Baker Hughes (USA)
Inventeur(s)
  • Subramaniyan, Arun Karthi
  • Iankoulski, Alexandre N.
  • Ramalingam, Raj

Abrégé

Sensor data is received characterizing operational data associated with a machine. A data analytic specification is received from a user. The received operational data can be processed using the data analytic. A visual representation of the processed operational data can be rendered, within a graphical user interface display space. A digital model characterizing the machine can be generated based on user input received in the graphical user interface. Additional sensor data can be received. The digital model can be updated based on the received additional sensor data. A recommendation for modifying an input value and/or an operational parameter of the machine can be determined using the updated model. The recommendation can be rendered within the graphical user interface space. Related apparatus, systems, techniques and articles are also described.

Classes IPC  ?

  • G05B 23/02 - Test ou contrôle électrique
  • G06F 17/18 - Opérations mathématiques complexes pour l'évaluation de données statistiques
  • G06Q 50/06 - Fourniture d'électricité, de gaz ou d'eau
  • G06F 16/25 - Systèmes d’intégration ou d’interfaçage impliquant les systèmes de gestion de bases de données
  • G06N 20/00 - Apprentissage automatique
  • G06N 5/02 - Représentation de la connaissance; Représentation symbolique
  • G05B 13/04 - Systèmes de commande adaptatifs, c. à d. systèmes se réglant eux-mêmes automatiquement pour obtenir un rendement optimal suivant un critère prédéterminé électriques impliquant l'usage de modèles ou de simulateurs
  • E21B 21/08 - Commande ou surveillance de la pression ou de l'écoulement du fluide de forage, p.ex. remplissage automatique des trous de forage, commande automatique de la pression au fond
  • E21B 45/00 - Mesure du temps de forage ou de la vitesse de pénétration

10.

Movable cutters and devices including one or more seals for use on earth-boring tools in subterranean boreholes and related methods

      
Numéro d'application 15662647
Numéro de brevet 10851592
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-07-28
Date de la première publication 2019-01-31
Date d'octroi 2020-12-01
Propriétaire Baker Hughes (USA)
Inventeur(s)
  • Schroder, Jon David
  • Bomidi, John Abhishek Raj
  • Lovelace, Kegan L.

Abrégé

A rotatable element for an earth-boring tool in a subterranean borehole includes a rotatable element and a stationary element. The rotatable element and stationary element include a seal arrangement between the rotatable element and the stationary element. The seal arrangement encloses a volume that remains substantially constant as the rotatable element moves relative to the stationary element.

Classes IPC  ?

  • E21B 10/25 - Trépans à organes coupants roulants, p.ex. à molettes - caractérisés par des détails de paliers, de lubrification ou d'étanchement - caractérisés par des détails d'étanchement
  • E21B 10/32 - Trépans avec une partie pilote, c. à d. trépans comportant un organe coupant pilote; Trépans pour élargir le trou de forage, p.ex. alésoirs à organes coupants expansibles
  • E21B 10/46 - Trépans caractérisés par des parties résistant à l'usure, p.ex. des diamants rapportés
  • E21B 10/62 - Trépans caractérisés par des parties, p.ex. des éléments coupants, amovibles ou réglables
  • E21B 10/573 - Parties rapportées du type bouton comportant des éléments de coupe préformés montés sur un support distinct, p.ex. parties rapportées polycristallines - caractérisés par les détails du support, p.ex. la structure du substrat ou l'interface entre le substrat et l'élément de coupe
  • E21B 10/55 - Trépans caractérisés par des parties résistant à l'usure, p.ex. des diamants rapportés le trépan étant du type racleur, p.ex. trépan du type à fourche comportant des éléments de coupe préformés

11.

Sophisticated contour for downhole tools

      
Numéro d'application 15604124
Numéro de brevet 11952842
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-05-24
Date de la première publication 2018-11-29
Date d'octroi 2024-04-09
Propriétaire Baker Hughes Incorporated (USA)
Inventeur(s)
  • Eggers, Heiko
  • Melles, Henning

Abrégé

A well tool includes a first component, a second component having a passage for receiving the first component, and an anchor assembly. The anchor assembly includes at least one anchor positioned on the first component that is received by at least one profile formed on an inner surface defining the passage of the second component. Either or both of the at least one profile and the at least one anchor include a ramp section that has a ramp contour defined by a ramp tangent. The ramp tangent forms an acute angle with a longitudinal axis of the borehole. A related method includes the steps of forming at least one profile in the second component, the at least one profile including a ramped section; disposing at least one anchor in the first component; and lowering the first component relative to the second component until the first anchor and the first profile align the first component and the second component in a predetermined relative alignment.

Classes IPC  ?

  • E21B 17/046 - Accouplements; Joints entre tige et trépan, ou entre tiges avec nervures, goupilles ou mâchoires et rainures complémentaires ou similaires, p.ex. accrochage à baïonnette
  • E21B 7/20 - Enfoncement de tubages de revêtement ou de tubes dans les trous de forage; Forage et tubage simultanés des trous de forage

12.

USE OF SEQUESTERING AGENT IN GLDA-BASED TREATMENTS FOR SILICEOUS FORMATIONS

      
Numéro d'application US2017034309
Numéro de publication 2018/217200
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-05-24
Date de publication 2018-11-29
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s)
  • Nino-Penaloza, Andrea
  • Gupta, D., V., Satyanarayana
  • Berry, Sandra, L.
  • Hudson, Harold, G.
  • Mccartney, Elizabeth

Abrégé

Sandstone formations of oil and gas and geothermal wells may be successfully stimulated with a fluid containing GLDA or salt and HF or a HF-generating component and an organophosphonate component. The organophosphonate acts as a sequestering agent and reduces the amount of metal fluoride precipitates produced.

Classes IPC  ?

  • C09K 8/52 - Compositions pour éviter, limiter ou éliminer les dépôts, p.ex. pour le nettoyage
  • C09K 8/72 - Produits chimiques érosifs, p.ex. acides
  • C09K 8/78 - Produits chimiques érosifs, p.ex. acides combinés avec des additifs ajoutés à des fins spécifiques pour empêcher le bouchage
  • C09K 8/86 - Compositions à base d'eau ou de solvants polaires contenant des composés organiques
  • E21B 43/25 - Procédés pour activer la production

13.

Automated spiraling detection

      
Numéro d'application 16026670
Numéro de brevet 11434694
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2018-07-03
Date de la première publication 2018-11-01
Date d'octroi 2022-09-06
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s)
  • Herbig, Christian
  • Reckmann, Hanno
  • Emmerich, Wojciech
  • Hoehn, Oliver
  • Linke, Christian
  • Bruns, Jens-Uwe
  • Hohl, Andreas
  • Oueslati, Hatem
  • Forstner, Ingo

Abrégé

An embodiment of a method of detecting and correcting for spiraling in a downhole carrier includes: deploying the carrier in a borehole in an earth formation as part of a subterranean operation; acquiring time based data from at least one sensor disposed at the carrier; acquiring time and depth data, the time and depth data correlating time values with depths of the carrier; generating a depth based profile based on the time based data and the time and depth data; generating a frequency profile by transforming the depth based profile into the frequency domain; detecting a spiraling event based on an amplitude of the frequency profile; and taking corrective action based on detecting the spiraling event.

Classes IPC  ?

  • E21B 7/00 - Procédés ou matériels particuliers pour le forage
  • E21B 3/00 - Forage rotatif
  • 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 47/02 - Détermination de l'inclinaison ou de la direction
  • G05B 13/02 - Systèmes de commande adaptatifs, c. à d. systèmes se réglant eux-mêmes automatiquement pour obtenir un rendement optimal suivant un critère prédéterminé électriques

14.

VISCOSITY MODIFIERS AND METHODS OF USE THEREOF

      
Numéro d'application US2017023164
Numéro de publication 2018/174842
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-03-20
Date de publication 2018-09-27
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s)
  • Bryant, Shannon E.
  • Monroe, Terry D.
  • Bhaduri, Sumit
  • Vorderbruggen, Mark A.

Abrégé

A method of cementing a wellbore comprises injecting into the wellbore a cement slurry comprising an aqueous carrier, a swellable nanoclay, and a solid delayed releasing divalent inorganic salt comprising calcined magnesium oxide, calcined calcium oxide, calcium magnesium polyphosphate,, a borate, a nitride, a silicate, an agent having a cation of Ba2+, Sr2+, Fe2+, Ni2+, or a combination comprising at least one of the foregoing; and allowing the cement slurry to set.

Classes IPC  ?

  • C09K 8/42 - Compositions de cimentation, p.ex. pour la cimentation des tubes dans les trous de forage; Compositions de bouchage, p.ex. pour tuer des puits
  • 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
  • C09K 8/467 - Compositions de cimentation, p.ex. pour la cimentation des tubes dans les trous de forage; Compositions de bouchage, p.ex. pour tuer des puits contenant des liants inorganiques, p.ex. ciment Portland contenant des additifs pour des utilisations spécifiques
  • E21B 33/13 - Procédés ou dispositifs de cimentation, de bouchage des trous, des fissures ou analogues

15.

SENSOR CONFIGURATION

      
Numéro d'application US2017022896
Numéro de publication 2018/169542
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-03-17
Date de publication 2018-09-20
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s)
  • Dighe, Shailesh Shashank
  • Patterson, Douglas
  • Regener, Thorsten

Abrégé

A sensor configuration including a centralizer having a rib, a hollow defined within the rib, and a sensor positioned within the hollow. A borehole system including a borehole, a tubular string disposed within the borehole, a centralizer having a rib, and the rib defining a hollow, disposed upon the tubular string, a sensor within the hollow. A method for acquiring data in a borehole including running a sensor configuration as in any prior embodiment on a tubular string into a borehole, cementing the tubular string in the borehole, and sensing with the sensor configuration, a parameter in the borehole.

Classes IPC  ?

  • E21B 47/01 - Dispositifs pour supporter des instruments de mesure sur des trépans, des tubes, des tiges ou des câbles de forage; Protection des instruments de mesure dans les trous de forage contre la chaleur, les chocs, la pression ou similaire
  • E21B 17/10 - Protecteurs contre l'usure; Dispositifs de centrage
  • E21B 47/06 - Mesure de la température ou de la pression

16.

Earth-boring tools with reduced vibrational response and related methods

      
Numéro d'application 15914405
Numéro de brevet 10774595
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2018-03-07
Date de la première publication 2018-09-20
Date d'octroi 2020-09-15
Propriétaire Baker Hughes (USA)
Inventeur(s)
  • Russell, Steven Craig
  • Evans, Kenneth R.

Abrégé

Earth-boring tools may include a body, blades extending outward from the body, and cutting elements secured to the blades. An entirety of a first blade may exhibit a first, constant or continuously variable radius of curvature different from a second, constant or continuously variable radius of curvature of at least another portion of a second blade. Methods of making earth-boring tools may involve forming at least a portion of a first blade extending outward from a body to exhibit a first radius of curvature. An entirety of a second blade extending outward from the body may be formed to exhibit a second, different, constant or continuously variable radius of curvature. Cutting elements may be secured to the first and second blades.

Classes IPC  ?

  • E21B 10/43 - Trépans rotatifs du type racleur comportant des dents, des lames ou des organes de coupe similaires, p.ex. du type à fourche, en queue de poisson caractérisés par la disposition des dents ou des autres éléments coupants
  • E21B 10/08 - Trépans à organes coupants roulants, p.ex. à molettes
  • E21B 10/00 - Trépans
  • E21B 10/16 - Trépans à organes coupants roulants, p.ex. à molettes caractérisés par la forme ou la disposition des dents
  • E21B 10/42 - Trépans rotatifs du type racleur comportant des dents, des lames ou des organes de coupe similaires, p.ex. du type à fourche, en queue de poisson

17.

ANALYZING A PUMP TO DETERMINE VALVE WEAR AND WASHOUT USING A SELF-ORGANIZING MAP

      
Numéro d'application US2017020075
Numéro de publication 2018/160174
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-03-01
Date de publication 2018-09-07
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s)
  • Singh, Gulshan
  • Jaeger, Thomas
  • Gaughan, Kevin

Abrégé

Examples of techniques monitoring pump health are disclosed. In one example implementation, a method may include: collecting, by a processing device, pump data about the pump, wherein the pump data comprises vibration data, timing data, and pressure data collected from vibration sensors, a timing sensor, and pressure sensors respectively; conditioning, by the processing device, the pump data by dividing the pump data into a plurality of segments, wherein each of the plurality of segments represents one completion cycle of the pump; analyzing, by the processing device, the plurality of segments of pump data to determine a valve and valve seat wear state of the pump using a self-organizing map generated from historical pump data; and changing, by the processing device, an operational parameter of the pump responsive to determining that the valve and valve seat wear state of the pump represents a risk level that is above a threshold.

Classes IPC  ?

  • F04B 51/00 - Tests des "machines", pompes ou installations de pompage
  • F04B 49/06 - Commande utilisant l'électricité
  • F04B 15/02 - Pompes adaptées pour travailler avec des fluides particuliers, p.ex. grâce à l'emploi de matériaux spécifiés pour la pompe elle-même ou certaines de ses parties les fluides étant visqueux ou non homogènes

18.

EARTH-BORING TOOLS UTILIZING SELECTIVE PLACEMENT OF POLISHED AND NON-POLISHED CUTTING ELEMENTS, AND RELATED METHODS

      
Numéro d'application US2018014202
Numéro de publication 2018/140281
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2018-01-18
Date de publication 2018-08-02
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s) Evans, Kenneth, R.

Abrégé

An earth-boring tool includes a body having a longitudinal axis. The earth-boring tool also includes blades extending longitudinally and generally radially from the body. The earth-boring tool may also include one or more polished superabrasive cutting elements located on at least one blade in at least one region of a face of the earth-boring tool, and one or more non-polished superabrasive cutting elements located on the at least one blade in at least another region of the face of the earth-boring tool. Methods include drilling a subterranean formation including engaging a formation with one or more polished superabrasive cutting elements and one or more non-polished superabrasive cutting elements of the earth-boring tool secured at selected locations of one or more regions of blades extending from a body of the earth-boring tool.

Classes IPC  ?

  • E21B 10/42 - Trépans rotatifs du type racleur comportant des dents, des lames ou des organes de coupe similaires, p.ex. du type à fourche, en queue de poisson
  • E21B 10/54 - Trépans caractérisés par des parties résistant à l'usure, p.ex. des diamants rapportés le trépan étant du type racleur, p.ex. trépan du type à fourche

19.

In-well monitoring of components of downhole tools

      
Numéro d'application 15404237
Numéro de brevet 10162078
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-01-12
Date de la première publication 2018-07-12
Date d'octroi 2018-12-25
Propriétaire BAKER HUGHES (USA)
Inventeur(s)
  • Zhang, Qiong
  • Liu, Yi
  • Scott, Thomas M.

Abrégé

Systems and methods for downhole component monitoring including a monitored component doped with a pre-selected neutron absorbent, the monitored component being part of a downhole tool and a neutron monitoring system positioned relative to the monitored component. The neutron monitoring system includes a neutron source positioned at a first location relative to the monitored component and a neutron detector positioned at a second location relative to the monitored component, the neutron detector configured to detect neutrons from the neutron source and count said detected neutrons. A control unit is in communication with the neutron detector and configured to determine a status of the monitored component from the neutron count received from the neutron detector.

Classes IPC  ?

  • G01V 5/10 - Prospection ou détection au moyen de radiations nucléaires, p.ex. de la radioactivité naturelle ou provoquée spécialement adaptée au carottage en utilisant des sources de radiation nucléaire primaire ou des rayons X en utilisant des sources de neutrons

20.

Earth-boring tools including passively adjustable, aggressiveness-modifying members and related methods

      
Numéro d'application 14973282
Numéro de brevet 10094174
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2015-12-17
Date de la première publication 2018-06-28
Date d'octroi 2018-10-09
Propriétaire Baker Hughes Incorporated (USA)
Inventeur(s)
  • Jain, Jayesh Rameshlal
  • Vempati, Chaitanya K.
  • Ricks, Gregory L.
  • Bilen, Juan Miguel

Abrégé

Earth-boring tools may include a body and a passively adjustable, aggressiveness-modifying member secured to the body. The passively adjustable, aggressiveness-modifying member may be movable between a first position in which the earth-boring tool exhibits a first aggressiveness and a second position in which the earth-boring tool exhibits a second, different aggressiveness responsive to forces acting on the passively adjustable, aggressiveness-modifying member.

Classes IPC  ?

  • E21B 10/62 - Trépans caractérisés par des parties, p.ex. des éléments coupants, amovibles ou réglables
  • E21B 7/06 - Modification de la direction du trou de forage
  • E21B 10/54 - Trépans caractérisés par des parties résistant à l'usure, p.ex. des diamants rapportés le trépan étant du type racleur, p.ex. trépan du type à fourche
  • E21B 10/20 - Trépans à organes coupants roulants, p.ex. à molettes caractérisés par des parties amovibles ou réglables, p.ex. des bras ou des arbres
  • E21B 10/42 - Trépans rotatifs du type racleur comportant des dents, des lames ou des organes de coupe similaires, p.ex. du type à fourche, en queue de poisson
  • E21B 17/10 - Protecteurs contre l'usure; Dispositifs de centrage

21.

Methods and systems for drilling boreholes in earth formations

      
Numéro d'application 15373036
Numéro de brevet 10370911
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2016-12-08
Date de la première publication 2018-06-14
Date d'octroi 2019-08-06
Propriétaire
  • Baker Hughes Incorporated (USA)
  • BP Exploration Operating Company Limited (Royaume‑Uni)
Inventeur(s)
  • Curry, David A.
  • Pessier, Rudolf Carl
  • Spencer, Reed W.
  • Kuesters, Andrea
  • Wingate, John

Abrégé

Methods of drilling earth formations may involve removing a portion of an underlying earth formation utilizing cutting elements of an earth-boring drill bit. A rotational speed of the drill string may be sensed utilizing a first sensor. A rate of penetration of the drill string during advancement of the earth-boring drill bit may be sensed utilizing a second sensor. An instantaneous average depth of cut of cutting elements of the earth-boring drill bit may be determined utilizing a control unit to calculate the instantaneous average depth of cut based on a sensed rotational speed of the drill string and a sensed speed of advancement of the drill string. The weight on the earth-boring drill bit may be increased utilizing the drawworks when the instantaneous average depth of cut is less than the predetermined minimum depth of cut.

Classes IPC  ?

  • E21B 19/00 - Manipulation de tiges, tubages, tubes ou autre objets analogues à l'extérieur du trou de forage, p.ex. dans la tour de forage; Appareils pour faire avancer les tiges ou les câbles
  • 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 45/00 - Mesure du temps de forage ou de la vitesse de pénétration
  • E21B 47/04 - Mesure de la profondeur ou du niveau du liquide

22.

METHODS AND SYSTEMS FOR DRILLING BOREHOLES IN EARTH FORMATIONS

      
Numéro d'application US2017064454
Numéro de publication 2018/106577
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-12-04
Date de publication 2018-06-14
Propriétaire
  • BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
  • BP EXPLORATION OPERATING COMPANY LIMITED (Royaume‑Uni)
Inventeur(s)
  • Curry, David A.
  • Pessier, Rudolf Carl
  • Spencer, Reed W.
  • Kuesters, Andrew
  • Wingate, John

Abrégé

Methods of drilling earth formations may involve removing a portion of an underlying earth formation utilizing cutting elements of an earth-boring drill bit. A rotational speed of the drill string may be sensed utilizing a first sensor. A rate of penetration of the drill string during advancement of the earth-boring drill bit may be sensed utilizing a second sensor. An instantaneous average depth of cut of cutting elements of the earth-boring drill bit may be determined utilizing a control unit to calculate the instantaneous average depth of cut based on a sensed rotational speed of the drill string and a sensed speed of advancement of the drill string. The weight on the earth-boring drill bit may be increased utilizing the drawworks when the instantaneous average depth of cut is less than the predetermined minimum depth of cut.

Classes IPC  ?

  • E21B 44/00 - Systèmes de commande automatique spécialement adaptés aux opérations de forage, c. à d. systèmes à fonctionnement autonome ayant pour rôle d'exécuter ou de modifier une opération de forage sans l'intervention d'un opérateur humain, p.ex. systèmes de ; Systèmes spécialement adaptés à la surveillance de plusieurs variables ou conditions de forage
  • E21B 41/00 - Matériel ou accessoires non couverts par les groupes
  • E21B 10/00 - Trépans

23.

SYSTEM, METHOD, AND APPARATUS FOR OPTIMIZED TOOLFACE CONTROL IN DIRECTIONAL DRILLING OF SUBTERRANEAN FORMATIONS

      
Numéro d'application US2017062745
Numéro de publication 2018/102194
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-11-21
Date de publication 2018-06-07
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s) Spencer, Reed, W.

Abrégé

Systems, methods and apparatuses to aid with directional drilling through a subterranean formation are described. A model is provided that is indicative of: (i) one or more frictional forces at one or more contact points of the BHA and a wall of a non-linear borehole through a subterranean formation, (ii) one or more internal torques of the BHA between the one or more contact points, and (iii) one or more internal torques of the drillstring between the one or more contact points. Based on the model, a toolface severity is determined for the drilling system, the toolface severity corresponding to a change in angular deflection for a change in applied weight-on-bit (WOB) of the BHA. A design is selected for the drilling system based on a comparison of the toolface severity to another toolface severity for a different design. Drilling may be performed by a drilling system having a bottomhole assembly (BHA) optimized to reduce fluctuations in toolface orientation along a non-linear borehole.

Classes IPC  ?

  • E21B 41/00 - Matériel ou accessoires non couverts par les groupes
  • G06F 17/50 - Conception assistée par ordinateur

24.

MAGNETIC SAMPLE HOLDER FOR ABRASIVE OPERATIONS AND RELATED METHODS

      
Numéro d'application US2017063254
Numéro de publication 2018/098422
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-11-27
Date de publication 2018-05-31
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s)
  • Leal, Jair
  • Bird, Marc, W.
  • Overstreet, James, L.

Abrégé

Magnetic sample holders for abrasive operations include an array of magnets embedded in a matrix material. Each magnet of the array is positioned between about 0 mm and about 4 mm from at least one adjacent magnet of the array. Exposed surfaces of the magnets of the array are coplanar with a planar working surface of the matrix material. Methods of forming a poly crystalline diamond compact element include magnetically securing an alloy sample to an array of magnets embedded in a matrix. Each of the magnets of the array is within about 4 mm of at least one adjacent magnet of the array. A portion of the alloy sample is abraded away, and the alloy sample is positioned proximate to diamond grains and a substrate. The alloy sample, diamond grains, and substrate are subjected to a high pressure/high temperature process to sinter the diamond grains.

Classes IPC  ?

  • B24B 41/06 - Supports de pièces, p.ex. lunettes réglables
  • B24B 3/36 - Affûtage des arêtes tranchantes, p.ex. des outils; Accessoires à cet effet, p.ex. porte-outils des lames coupantes

25.

IDENTIFYING ANTENNA SYSTEM PARAMETER CHANGES

      
Numéro d'application 15354709
Statut En instance
Date de dépôt 2016-11-17
Date de la première publication 2018-05-17
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s)
  • Kraft, Kersten
  • Le, Trung H.

Abrégé

Systems, methods, and devices for evaluation of an earth formation intersected by a borehole using a logging tool. Methods include performing EM logging in a borehole intersecting an earth formation using a measurement signal from an antenna system in the borehole, the measurement signal dependent upon a parameter of interest of the formation and at least one antenna system parameter of the antenna system, comprising feeding a calibration signal into a signal path of the antenna system to generate a resultant signal; estimating at least one value of the at least one antenna system parameter by using the resultant signal; and performing further logging operations in dependence upon the at least one value of the at least one antenna system parameter. The calibration signal comprises at least two calibration subsignals with a first calibration subsignal having a first frequency and a second calibration subsignal having a second frequency.

Classes IPC  ?

  • H04B 17/12 - Surveillance; Tests d’émetteurs pour l’étalonnage d’antennes d’émission, p.ex. de l’amplitude ou de la phase
  • H04B 17/10 - Surveillance; Tests d’émetteurs
  • H01Q 1/04 - Adaptation aux usages souterrains ou subaquatiques

26.

DUAL TELEMETRIC COILED TUBING SYSTEM

      
Numéro d'application US2016060998
Numéro de publication 2018/088994
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2016-11-08
Date de publication 2018-05-17
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s)
  • Garner, Louis, D.
  • Livescu, Silviu
  • Watkins, Thomas, J.

Abrégé

A dual telemetric coiled tubing running string for disposing a bottom hole assembly into a wellbore. The dual telemetric coiled tubing running string includes a string of coiled tubing which defines a flowbore along its length, an electrical wire conduit disposed within the flowbore, and an optic fiber disposed within the flowbore.

Classes IPC  ?

  • E21B 47/12 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p.ex. pour la diagraphie pendant le forage
  • E21B 17/00 - Tiges ou tubes de forage; Trains de tiges souples; Tiges d'entraînement; Masses-tiges; Tiges de pompage; Tubages; Colonnes de production

27.

Methods of forming a degradable component

      
Numéro d'application 15855026
Numéro de brevet 10280359
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-12-27
Date de la première publication 2018-05-03
Date d'octroi 2019-05-07
Propriétaire Baker Hughes Incorporated (USA)
Inventeur(s)
  • Sadana, Anil K.
  • Potts, Jeffrey R.

Abrégé

Methods of using a component in a subterranean wellbore include positioning a component including a degradable thermoset polymer material in a wellbore location, obstructing flow with the component, exposing the component to an acidic solution to degrade the selectively degradable thermoset polymer material and to remove the component from the wellbore location, and flowing a fluid through the wellbore location where the component was positioned. Methods of forming a component of a wellbore system include forming at least a portion of the component to comprise a degradable thermoset polymer material. Wellbore systems include at least one component including a selectively degradable thermoset polymer material. The selectively degradable thermoset polymer material may be a polyhexahydrotriazine (“PHT”) material.

Classes IPC  ?

  • E21B 43/28 - Dissolution de matières minérales autres que des hydrocarbures, p.ex. par un agent de lessivage alcalin ou acide
  • E21B 29/02 - Découpage ou destruction de tubes, packers, bouchons ou câbles, situés dans les trous de forage ou dans les puits, p.ex. découpage de tubes endommagés, de fenêtres; Déformation des tubes dans les trous de forage; Remise en état des tubages de puits sans les retirer du sol au moyen d'explosifs ou par des moyens thermiques ou chimiques
  • C09K 8/508 - Composés macromoléculaires
  • E21B 33/12 - Packers; Bouchons
  • E21B 31/00 - Repêchage ou dégagement d'objets dans les trous de forage ou dans les puits

28.

SUBSEA MODULE AND DOWNHOLE TOOL

      
Numéro de document 03037847
Statut En instance
Date de dépôt 2017-10-06
Date de disponibilité au public 2018-04-26
Propriétaire
  • AKER SOLUTIONS INC. (USA)
  • BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s)
  • Bay, Lars
  • Bussear, Terry R.

Abrégé

A system including a subsea module, a tool hanger, and an in-well tool string coupled to and extending from a lower portion of the tool hanger is provided. The subsea module includes a subsea spool with a main bore formed therethrough, and the main bore includes a tool hanger interface. The subsea module also includes a connector for mounting the subsea module on a subsea component, wherein the connector includes a grip configured to engage the subsea component, and a first seal coupled to the connector and configured to seal the connector against the subsea component. The tool hanger is disposed within the main bore and coupled to the tool hanger interface via at least a second seal configured to seal the tool hanger against the main bore of the subsea spool. The in-well tool string is configured to couple the tool hanger to an in-well tool.

Classes IPC  ?

  • E21B 23/00 - Appareils pour déplacer, mettre en place, verrouiller, libérer ou retirer, les outils, les packers ou autres éléments dans les trous de forage
  • E21B 33/04 - Têtes de tubage; Suspension des tubages ou des colonnes de production dans les têtes de puits

29.

Coring tools including core sample flap catcher and related methods

      
Numéro d'application 15848688
Numéro de brevet 10202813
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-12-20
Date de la première publication 2018-04-26
Date d'octroi 2019-02-12
Propriétaire Baker Hughes Incorporated (USA)
Inventeur(s)
  • Wesemeier, Christoph
  • Uhlenberg, Thomas
  • Grieschek, Sabine

Abrégé

Core sample catchers for use with coring tools for obtaining core samples from subterranean formations may include at least one flap catcher member configured to be movably coupled to an inner barrel of the coring tool and configured to move between an open position and a closed position. A piston member including a central bore may be disposed in a passageway extending through the inner barrel. The piston member may be configured to move between a first position and a second position, the piston member configured to retain the at least one flap catcher member in the open position when the piston member is in the first position, and allow flap catcher member to move into the closed position when the piston member is in the second position.

Classes IPC  ?

  • E21B 25/10 - Moyens de retenue ou de sectionnement des carottes une fois formées
  • E21B 25/14 - Moyens de retenue ou de sectionnement des carottes une fois formées montés sur pivot transversal à l'axe de la carotte
  • E21B 25/00 - Appareils pour recueillir ou retirer des carottes intactes, p.ex. tubes carottiers, extracteurs de carottes
  • E21B 25/04 - Appareils pour recueillir ou retirer des carottes intactes, p.ex. tubes carottiers, extracteurs de carottes le réceptacle de la carotte pouvant être introduit dans le trou de forage ou en être enlevé sans retirer le tube de forage le réceptacle de la carotte comportant un bord ou un élément tranchant, p.ex. tubes carottiers du type emporte-pièce
  • E21B 10/02 - Trépans carottiers

30.

SUBSEA MODULE AND DOWNHOLE TOOL

      
Numéro d'application US2017055518
Numéro de publication 2018/075267
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-10-06
Date de publication 2018-04-26
Propriétaire
  • AKER SOLUTIONS INC. (USA)
  • BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s)
  • Bay, Lars
  • Bussear, Terry, R.

Abrégé

A system including a subsea module, a tool hanger, and an in-well tool string coupled to and extending from a lower portion of the tool hanger is provided. The subsea module includes a subsea spool with a main bore formed therethrough, and the main bore includes a tool hanger interface. The subsea module also includes a connector for mounting the subsea module on a subsea component, wherein the connector includes a grip configured to engage the subsea component, and a first seal coupled to the connector and configured to seal the connector against the subsea component. The tool hanger is disposed within the main bore and coupled to the tool hanger interface via at least a second seal configured to seal the tool hanger against the main bore of the subsea spool. The in-well tool string is configured to couple the tool hanger to an in-well tool.

Classes IPC  ?

  • E21B 23/00 - Appareils pour déplacer, mettre en place, verrouiller, libérer ou retirer, les outils, les packers ou autres éléments dans les trous de forage
  • E21B 33/04 - Têtes de tubage; Suspension des tubages ou des colonnes de production dans les têtes de puits

31.

CUTTING ELEMENTS, EARTH-BORING TOOLS INCLUDING THE CUTTING ELEMENTS, AND METHODS OF FORMING THE EARTH-BORING TOOLS

      
Numéro d'application US2017053035
Numéro de publication 2018/057942
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-09-22
Date de publication 2018-03-29
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s) Bilen, Juan, Miguel

Abrégé

A cutting element comprises a supporting substrate exhibiting a three-dimensional, laterally elongate shape, and a cutting table of a poly crystalline hard material attached to the supporting substrate and comprising a non-planar cutting face. An earth-boring tool and method of forming an earth-boring tool are also described.

Classes IPC  ?

  • E21B 10/42 - Trépans rotatifs du type racleur comportant des dents, des lames ou des organes de coupe similaires, p.ex. du type à fourche, en queue de poisson
  • E21B 10/54 - Trépans caractérisés par des parties résistant à l'usure, p.ex. des diamants rapportés le trépan étant du type racleur, p.ex. trépan du type à fourche

32.

DOWNHOLE TOOLS HAVING SUPERHYDROPHOBIC SURFACES

      
Numéro d'application US2017039215
Numéro de publication 2018/031126
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-06-26
Date de publication 2018-02-15
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s)
  • Banerjee, Sudiptya
  • Kumar, Deepak
  • Hightower, Adriana

Abrégé

A method of producing hydrocarbon from a subterranean formation comprises: disposing an article in a well penetrating a subterranean formation, the article having a surface coated with a hierarchical superhydrophobic coating or the article being a stand-alone hierarchical superhydrophobic membrane; contacting the article with a flow of a water-based fluid and an oil-based fluid; selectively impeding the flow of the water-based fluid; and allowing the production of the oil-based fluid.

Classes IPC  ?

  • E21B 43/00 - Procédés ou dispositifs pour l'extraction de pétrole, de gaz, d'eau ou de matériaux solubles ou fusibles ou d'une suspension de matières minérales à partir de puits
  • C09D 127/18 - Homopolymères ou copolymères du tétrafluoro-éthylène
  • C09D 165/02 - Polyphénylènes

33.

Segmented wireless production logging

      
Numéro d'application 15236566
Numéro de brevet 10598011
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2016-08-15
Date de la première publication 2018-02-15
Date d'octroi 2020-03-24
Propriétaire Baker Hughes Incorporated (USA)
Inventeur(s) Castillo, Homero

Abrégé

A system and method for logging in a wellbore where sensor assemblies on a logging tool are deployed and landed in the wellbore. After the sensor assemblies are landed in the wellbore and released from the logging tool, the logging tool is pulled uphole. Moving the logging tool uphole from where the sensor assemblies are landed, reduces interference of the logging tool with measurements obtained with the sensor assemblies. The sensor assemblies include sensors for detecting fluid flow, pressure, temperature, fluid density, formation resistivity, and which can be mechanical, optical, acoustic, or electromagnetic.

Classes IPC  ?

  • E21B 49/08 - Prélèvement d'échantillons de fluides ou test des fluides dans les trous de forage ou dans les puits
  • E21B 47/01 - Dispositifs pour supporter des instruments de mesure sur des trépans, des tubes, des tiges ou des câbles de forage; Protection des instruments de mesure dans les trous de forage contre la chaleur, les chocs, la pression ou similaire
  • E21B 23/00 - Appareils pour déplacer, mettre en place, verrouiller, libérer ou retirer, les outils, les packers ou autres éléments dans les trous de forage
  • E21B 47/00 - Relevés dans les trous de forage ou dans les puits
  • E21B 47/06 - Mesure de la température ou de la pression
  • E21B 49/00 - Test pour déterminer la nature des parois des trous de forage; Essais de couches; Procédés ou appareils pour prélever des échantillons du terrain ou de fluides en provenance des puits, spécialement adaptés au forage du sol ou aux puits
  • G01N 15/08 - Recherche de la perméabilité, du volume des pores ou de l'aire superficielle des matériaux poreux

34.

TREATMENT METHODS FOR WATER OR GAS REDUCTION IN HYDROCARBON PRODUCTION WELLS

      
Numéro d'application US2016041751
Numéro de publication 2018/013079
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2016-07-11
Date de publication 2018-01-18
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s)
  • Livescu, Silviu
  • Najafov, Jeyhun

Abrégé

Systems and methods for reducing unwanted water and/or gas intrusion into a hydrocarbon production wellbore. The system includes a treatment injection tool for injecting a treatment agent into portions of the formation surrounding the wellbore and a tunneling tool for forming one or more tunnels within the formation. Sensors provide real-time information about wellbore parameters during treatment so that wellbore analysis can be conducted.

Classes IPC  ?

  • E21B 33/13 - Procédés ou dispositifs de cimentation, de bouchage des trous, des fissures ou analogues
  • E21B 33/138 - Plâtrage de la paroi du trou de forage; Injections dans la formation
  • C09K 8/02 - Compositions pour le forage des puits

35.

DEGRADABLE EXTRUSION RESISTANT COMPOSITIONS AND ARTICLES OF MANUFACTURE

      
Numéro d'application US2017037672
Numéro de publication 2018/013288
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-06-15
Date de publication 2018-01-18
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s)
  • Wang, Xiao
  • Duan, Ping
  • Sadana, Anil K.

Abrégé

A degradable polymer composite comprises a polyurethane comprising one or more of the following groups: ester groups; carbonate groups; or ether groups, in a backbone of the polyurethane; and about 1 to about 30 parts by weight of an acidic or basic powder comprising particles having an average size of about 5 microns to about 1 millimeter per 100 parts of the polyurethane.

Classes IPC  ?

  • C08L 75/06 - Polyuréthanes à partir des polyesters
  • C08K 5/09 - Acides carboxyliques; Leurs sels métalliques; Leurs anhydrides
  • C08K 3/22 - Oxydes; Hydroxydes de métaux
  • C08K 3/40 - Verre
  • C08G 18/42 - Polycondensats contenant des groupes ester carboxylique ou carbonique dans la chaîne principale
  • C08G 18/76 - Polyisocyanates ou polyisothiocyanates cycliques aromatiques

36.

CUTTING ELEMENTS COMPRISING A LOW-CARBON STEEL MATERIAL, RELATED EARTH-BORING TOOLS, AND RELATED METHODS

      
Numéro d'application US2017040242
Numéro de publication 2018/009438
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-06-30
Date de publication 2018-01-11
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s)
  • Evans, Kenneth, R.
  • Webb, Steven, W.

Abrégé

A method of forming a cutting element comprises disposing diamond particles in a container and disposing a metal powder on a side of the diamond particles. The diamond particles and the metal powder are sintered so as to form a polycrystalline diamond material and a low-carbon steel material comprising less than 0.02 weight percent carbon and comprising an intermetallic precipitate on a side of the polycrystalline diamond material. Related cutting elements and earth-boring tools are also disclosed.

Classes IPC  ?

  • B22F 5/00 - Fabrication de pièces ou d'objets à partir de poudres métalliques caractérisée par la forme particulière du produit à réaliser
  • B22F 3/12 - Compactage et frittage
  • E21B 10/54 - Trépans caractérisés par des parties résistant à l'usure, p.ex. des diamants rapportés le trépan étant du type racleur, p.ex. trépan du type à fourche
  • C22C 38/08 - Alliages ferreux, p.ex. aciers alliés contenant du nickel
  • C22C 38/10 - Alliages ferreux, p.ex. aciers alliés contenant du cobalt
  • C22C 38/12 - Alliages ferreux, p.ex. aciers alliés contenant du tungstène, du tantale, du molybdène, du vanadium ou du niobium
  • C22C 38/14 - Alliages ferreux, p.ex. aciers alliés contenant du titane ou du zirconium

37.

EVALUATION OF SENSORS BASED ON CONTEXTUAL INFORMATION

      
Numéro d'application US2017039217
Numéro de publication 2018/009360
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-06-26
Date de publication 2018-01-11
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s)
  • Forstner, Ingo
  • Fulda, Christian

Abrégé

An embodiment of a method of performing aspects of a downhole operation includes receiving a measurement value from a first sensor configured to measure a parameter related to the downhole operation, receiving measurement data from a different sensor, the measurement data related to the downhole operation, and performing, by a sensor evaluation module, an evaluation of the first sensor. The evaluation includes determining a condition of the first sensor based on the measurement data from the different sensor, selecting a rule that prescribes a set of one or more measurement values of the parameter that are plausible if the condition is met, and determining whether the measurement value from the first sensor is plausible based on comparing the measurement value to the prescribed set of one or more measurement values.

Classes IPC  ?

  • E21B 44/00 - Systèmes de commande automatique spécialement adaptés aux opérations de forage, c. à d. systèmes à fonctionnement autonome ayant pour rôle d'exécuter ou de modifier une opération de forage sans l'intervention d'un opérateur humain, p.ex. systèmes de ; Systèmes spécialement adaptés à la surveillance de plusieurs variables ou conditions de forage
  • E21B 47/00 - Relevés dans les trous de forage ou dans les puits

38.

ELECTRO-HYDRAULIC ACTUATION SYSTEM

      
Numéro d'application US2017038465
Numéro de publication 2017/223158
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-06-21
Date de publication 2017-12-28
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s)
  • Stolboushkin, Eugene
  • Smith, James A.
  • Turick, Daniel J.

Abrégé

An electro-hydraulic actuator includes a housing having an interior portion a first opening and a second opening, a transducer is arranged in the interior portion. The transducer includes a sensor operatively coupled to a signal source at the first opening. A selectively activatable valve component is arranged at the second opening. The selectively activatable valve component maintains a desired pressure in the interior portion of the housing. An actuator is operatively coupled to the transducer and operable to activate the selectively activatable valve component exposing the interior portion to a volume of fluid in response to a signal from the transducer to activate a downhole system.

Classes IPC  ?

  • E21B 23/04 - Appareils pour déplacer, mettre en place, verrouiller, libérer ou retirer, les outils, les packers ou autres éléments dans les trous de forage mis en œuvre à l'aide de moyens fluides, p.ex. actionnés par explosion
  • F15B 15/14 - Dispositifs actionnés par fluides pour déplacer un organe d'une position à une autre; Transmission associée à ces dispositifs caractérisés par la structure de l'ensemble moteur le moteur étant du type à cylindre droit

39.

COMPONENT AND METHOD

      
Numéro d'application US2017038458
Numéro de publication 2017/223153
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-06-21
Date de publication 2017-12-28
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s) Provost, Wilfred

Abrégé

A downhole component includes a body and a stress riser formed in the body. The stress riser being positioned and shaped to promote a full fracture of the body while maintaining a structure of the body to bear force in at least one direction. A downhole system having a tubular string disposed in a borehole.

Classes IPC  ?

  • E21B 17/01 - Colonnes montantes pour têtes de puits immergées
  • E21B 34/02 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les têtes de puits
  • E21B 34/00 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits

40.

DRY BULK PNEUMATIC METERING ASSEMBLY AND METHOD

      
Numéro d'application US2017036954
Numéro de publication 2017/218378
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-06-12
Date de publication 2017-12-21
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s) Hunt, Jay J.

Abrégé

A dry bulk pneumatic metering system includes a flow line configured for the passage of pneumatically-conveyed bulk material, a bulk material sensor arranged relative to the flow line, the bulk material sensor configured to send a first signal related to a quantity of the bulk material passing in the flow line and within a range of the bulk material sensor, a speed sensor arranged with respect to at least one area of the system, the speed sensor configured to send a second signal related to the speed of gas flow at the at least one area of the system, and a controller arranged to receive the first and second signals and configured to calculate a bulk material flow rate of the bulk material using the first and second signals.

Classes IPC  ?

  • B65G 53/66 - Utilisation de dispositifs indicateurs ou de commande, p.ex. pour commander la pression du gaz, pour régler le pourcentage matériaux-gaz, pour signaler ou éviter l'embouteillage des matériaux
  • B65G 53/36 - Aménagement des réceptacles
  • B65G 53/50 - Dispositifs pneumatiques

41.

SONOLUMINESCENCE SPECTROSCOPY FOR REAL-TIME DOWNHOLE FLUID ANALYSIS

      
Numéro d'application US2017037481
Numéro de publication 2017/218674
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-06-14
Date de publication 2017-12-21
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s) Difoggio, Rocco

Abrégé

Methods, systems, devices, and products for evaluating a downhole fluid in a borehole intersecting an earth formation. Methods include using ultrasonic irradiation to produce sonoluminescence from cavitation in a volume of the fluid; obtaining spectral information from measurement of the sonoluminescence with a light-responsive device; and estimating a parameter of interest of the fluid from the spectral information. The parameter may be a composition of the fluid or concentration of: i) at least one chemical element in the volume; i) at least one molecular element in the volume. Methods include deconvolving a response spectrum by using one or more separately determined standard spectra, or estimating the parameter of interest using spectral lines represented by the spectral information. Methods may include using an optically transparent ultrasonic transducer to produce the cavitation at the interface of the transducer, with optically transparent ultrasonic transducer between the interface and the light-responsive device.

Classes IPC  ?

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

42.

SCREEN ASSEMBLY FOR A RESOURCE EXPLORATION SYSTEM

      
Numéro d'application US2017030998
Numéro de publication 2017/213773
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-05-04
Date de publication 2017-12-14
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s) Malbrel, Christophe

Abrégé

A method of passing downhole fluids through a screen assembly mounted to a tubular run into a well bore. The screen assembly has a plurality of screen sections arranged at a resource production zone between a first swellable member and a second swellable member. The method includes passing a fluid through an annular screen of the plurality of screen sections into the tubular. At least a portion of the fluid includes particulate matter. Particulate matter is accumulated at the annular screen. Particulate matter is detected in the fluid. The fluid passes into one or more of a plurality of inner screen compartments provided on an inner tubular member radially inwardly spaced from the tubular, and the fluid is filtered through an erosion resistant annular screen of one or more of the plurality of inner screen compartments.

Classes IPC  ?

  • E21B 43/08 - Tubes filtres ou crépines
  • E21B 17/00 - Tiges ou tubes de forage; Trains de tiges souples; Tiges d'entraînement; Masses-tiges; Tiges de pompage; Tubages; Colonnes de production

43.

ELECTRICALLY-ACTUATED SLIP DEVICES

      
Numéro d'application US2017034638
Numéro de publication 2017/213885
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-05-26
Date de publication 2017-12-14
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s) Rud, Ellen Ellis

Abrégé

A slip device for anchoring a tubular member within a surrounding tubular, wherein the slip device comprises a slip element that is radially moveable between a radially contracted position and a radially expanded position, wherein the slip element is configured to engage the surrounding tubular in the radially expanded position. The slip device also comprises an electrical solenoid actuator to move the slip element from the radially contracted position to the radially expanded position.

Classes IPC  ?

  • E21B 23/01 - Appareils pour déplacer, mettre en place, verrouiller, libérer ou retirer, les outils, les packers ou autres éléments dans les trous de forage pour ancrer les outils ou similaires
  • E21B 33/129 - Packers; Bouchons à patins mécaniques pour accrochage dans le tubage

44.

GUIDE SYSTEM FOR NAVIGATING THROUGH A WELLBORE

      
Numéro d'application US2017033994
Numéro de publication 2017/213840
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-05-23
Date de publication 2017-12-14
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s) Arroba, Cesar N.

Abrégé

A downhole system is deployed on wireline and includes a tool and a guide system on it a lower end of the tool for navigating past obstacles within a wellbore. A selectively rotatable tip member projects downward from the guide system. A side of the tip member is curved, so when the tool encounters an obstacle downhole, the tip member rotates so the curved side faces the obstacle and the downhole system can be urged past the obstacle. The guide system includes a sleeve and pedestal that abut one another on opposing ends that are complementarily profiled. When the sleeve and pedestal axially contact one another, the profiled ends produce relative rotation of the sleeve and pedestal. The pedestal is coupled with the tip member and the sleeve is coupled to the tool, so that the relative rotation of the sleeve and pedestal causes the tip member to rotate relative to the tool.

Classes IPC  ?

  • E21B 23/12 - Dispositifs de déviation d'outils
  • E21B 7/06 - Modification de la direction du trou de forage

45.

RADIATION INDUCED CONDUCTIVITY OF OIL BASED MUD AROUND PADS OF ELECTRICAL IMAGING TOOLS

      
Numéro d'application US2017036541
Numéro de publication 2017/214386
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-06-08
Date de publication 2017-12-14
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s) Difoggio, Rocco

Abrégé

Methods, systems, devices, and products for making formation resistivity measurements including reducing the resistivity of the fluid proximate the electrode using ionizing radiation to induce a transient increase in electrical conductivity of the fluid for the resistivity measurement. The fluid may include oil-based mud. Methods include making the downhole measurement using the electrode during the transient increase. An electrode may be disposed on a pad having a bremsstrahlung assembly disposed thereon. Methods may include mitigating effects of an electrical resistivity of the fluid on the formation resistivity measurement by using the radiation to induce a transient increase in electrical conductivity of the fluid for the formation resistivity measurement. Methods may include using the ionizing radiation to generate at least one of: i) free ions; and ii) free electrons.

Classes IPC  ?

  • E21B 47/00 - Relevés dans les trous de forage ou dans les puits
  • G01V 3/26 - Prospection ou détection électrique ou magnétique; Mesure des caractéristiques du champ magnétique de la terre, p.ex. de la déclinaison ou de la déviation spécialement adaptée au carottage fonctionnant au moyen de champs magnétiques ou électriques produits ou modifiés par la formation terrestre environnante ou par les dispositifs de détection
  • G01V 3/38 - Traitement de données, p.ex. pour l'analyse, pour l'interprétation ou pour la correction

46.

COMPOSITE BODY LOCK RING FOR A BOREHOLE PLUG WITH A LOWER SLIP ASSEMBLY

      
Numéro d'application US2017034766
Numéro de publication 2017/210125
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-05-26
Date de publication 2017-12-07
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s)
  • Silva, Zachary, S.
  • Sanchez, James, S.
  • Allen, Ryan, M.
  • Rosenblatt, Steve

Abrégé

A borehole plug or packer for treating is designed to be milled out after use. The plug handles differential pressure from above using a lower slip assembly under a sealing element. A setting tool creates relative axial movement of a setting sleeve and a plug mandrel to compress the seal against the surrounding tubular and set the slips moving up a cone against the surrounding tubular to define the set position for the plug. The set position is held by a split lock ring having a wedge or triangular sectional shape and a surface treatment facing the mandrel that slides along the mandrel during setting movement but resists opposed reaction force from the compressed sealing element. The surface treatment can be a series of downhole oriented ridges such as a buttress thread that preferably penetrate the mandrel when holding the set position.

Classes IPC  ?

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

47.

MEMORY MODULE USED IN A WELL OPERATION

      
Numéro d'application US2017031855
Numéro de publication 2017/209912
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-05-10
Date de publication 2017-12-07
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s)
  • Beulshausen, Falko
  • Gatzen, Matthias
  • Kluge, Marius
  • Ohlendorf, Ole-Hendrik
  • Kunde, Wido
  • Tegeler, Sebastian
  • Koenecke, Andre
  • Gosewisch, Annabelle
  • Kruspe, Thomas

Abrégé

Examples of high-temperature memory modules used in a well operation are disclosed. In one example implementation according to aspects of the present disclosure, a memory module may include: a control unit configured to receive data from a controller in the well operation and further configured to receive an operating temperature downhole in the well operation and to cause the control unit to initiate a shutdown of the memory module if the operating temperature is greater than a first threshold; and a memory controller configured to receive the data from the control unit and to commit the data to storage medium.

Classes IPC  ?

  • G11C 7/04 - Dispositions pour écrire une information ou pour lire une information dans une mémoire numérique avec des moyens d'éviter les effets perturbateurs thermiques
  • G11C 7/10 - Dispositions d'interface d'entrée/sortie [E/S, I/O] de données, p.ex. circuits de commande E/S de données, mémoires tampon de données E/S
  • G06F 3/06 - Entrée numérique à partir de, ou sortie numérique vers des supports d'enregistrement

48.

Activation modules for obstructing entrances to inner barrels of coring tools and related coring tools and methods

      
Numéro d'application 15676310
Numéro de brevet 10435974
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-08-14
Date de la première publication 2017-11-30
Date d'octroi 2019-10-08
Propriétaire Baker Hughes Incorporated (USA)
Inventeur(s)
  • Wesemeier, Christoph
  • Uhlenberg, Thomas

Abrégé

Activation modules for selectively sealing entrances to inner barrels of coring tools may include an activator body and an activation rod movable between a first position and a second position. A locking element may temporarily hold the activator body in place and a sealing element may form a temporary seal. The activation rod may include a locking portion, a releasing portion of a smaller diameter, a sealing portion, and an unsealing portion of a smaller diameter. The locking portion may be aligned with the locking element and the sealing portion may be aligned with the sealing element when the activation rod is in the first position. The releasing portion may be aligned with the locking element and the unsealing portion may be aligned with the sealing element when the activation rod is in the second position.

Classes IPC  ?

  • E21B 25/00 - Appareils pour recueillir ou retirer des carottes intactes, p.ex. tubes carottiers, extracteurs de carottes
  • E21B 49/02 - Test pour déterminer la nature des parois des trous de forage; Essais de couches; Procédés ou appareils pour prélever des échantillons du terrain ou de fluides en provenance des puits, spécialement adaptés au forage du sol ou aux puits par prélèvements mécaniques d'échantillons du terrain
  • E21B 10/02 - Trépans carottiers

49.

IMPROVED FLUID EFFICIENCY FOR VISCOELASTIC SURFACTANT BASED FLUIDS WITH NANOPARTICLES

      
Numéro d'application US2017031532
Numéro de publication 2017/205039
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-05-08
Date de publication 2017-11-30
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s)
  • Sangaru, Shiv Shankar
  • Yadav, Prahlad
  • Huang, Tianping
  • Agrawal, Gaurav
  • Al-Rabah, Mohammed

Abrégé

A method of treating a subterranean formation penetrated by a well comprises combining an aqueous base fluid, a viscoelastic surfactant gelling agent, two or more types of the following nanoparticles: an alkaline earth metal oxide; an alkaline earth metal hydroxide; a transition metal oxide; or a transition metal hydroxide to form a treatment fluid, and pumping the treatment fluid into the well, wherein the weight ratio of the two or more types of the nanoparticles is selected such that the treatment fluid has an improved fluid efficiency as compared to an otherwise identical reference fluid except for comprising only one type of the nanoparticles selected from an alkaline earth metal oxide; an alkaline earth metal hydroxide; a transition metal oxide; and a transition metal hydroxide.

Classes IPC  ?

  • 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
  • C09K 8/60 - Compositions pour activer la production en agissant sur la formation souterraine

50.

ROLLER CONE EARTH-BORING ROTARY DRILL BITS INCLUDING DISK HEELS AND RELATED SYSTEMS AND METHODS

      
Numéro d'application US2017034269
Numéro de publication 2017/205507
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-05-24
Date de publication 2017-11-30
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s)
  • Shields, Justin, Papke
  • Grimes, Robert, E.
  • Pessier, Rudolf, Carl

Abrégé

Earth-boring rotary drill bits include heel portions exhibiting reduced aggressiveness. Earth-boring rotary drill bits may comprise a bit body and a plurality of roller cones coupled to the bit body. Each roller cone comprises a plurality of rows of cutting elements, and a continuous disk heel located further from an axis of rotation of the roller cone than the at least one row of cutting elements, the continuous disk heel exhibiting a reduced amount of aggressiveness compared to the at least one row of cutting elements.

Classes IPC  ?

  • E21B 10/16 - Trépans à organes coupants roulants, p.ex. à molettes caractérisés par la forme ou la disposition des dents
  • E21B 10/18 - Trépans à organes coupants roulants, p.ex. à molettes caractérisés par des canaux ou des buses pour les fluides de forage
  • E21B 10/50 - Trépans caractérisés par des parties résistant à l'usure, p.ex. des diamants rapportés le trépan étant du type à organes coupants roulants

51.

THROUGH TUBING DIVERTER FOR MULTI-LATERAL TREATMENT WITHOUT TOP STRING REMOVAL

      
Numéro d'application US2017032721
Numéro de publication 2017/200945
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-05-15
Date de publication 2017-11-23
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s)
  • Sheehan, Joseph
  • Marcu, Mihai
  • Collins, Dennis, M.
  • Donald, Scott, F.
  • Lafitte, Richard, R.

Abrégé

A main bore is drilled and a treatment assembly is located. A packer is located to support a whipstock for drilling the lateral. This packer serves as a lower seal on a main bore diverter. The whipstock is installed on the packer and a mill drills a window and the lateral. The mill is pulled and the whipstock removed with a fixed lug tool. A bottom hole assembly is run into the lateral which includes a diverter that is landed by the window. If cementing is called for it is done at this time. A top string is installed that isolates the upper casing. The lateral is treated with the main bore isolated. The diverter is retrieved through the top string. The main bore diverter is run in through top string and landed in the junction with the window and lateral isolated. The main bore diverter is removed through the top string. The treatment bottom hole assembly has a series of sliding sleeves operated by a single size ball.

Classes IPC  ?

  • E21B 7/06 - Modification de la direction du trou de forage
  • E21B 23/12 - Dispositifs de déviation d'outils

52.

MODULAR NOZZLE INFLOW CONTROL DEVICE WITH AUTONOMY AND FLOW BIAS

      
Numéro d'application US2017026123
Numéro de publication 2017/200653
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-04-05
Date de publication 2017-11-23
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s)
  • Fisher, Britain A.
  • Snitkoff, Joshua Raymond

Abrégé

An apparatus for controlling a flow of fluid downhole comprises a removable fluid nozzle in fluid communication with a production tubular disposed in a borehole penetrating the earth. The removable fluid nozzle is configured for bi-directional flow, wherein a pressure drop of fluid flow in one direction is greater than the pressure drop of fluid flow in the other direction.

Classes IPC  ?

  • E21B 43/12 - Procédés ou appareils pour commander l'écoulement du fluide extrait vers ou dans les puits
  • E21B 17/00 - Tiges ou tubes de forage; Trains de tiges souples; Tiges d'entraînement; Masses-tiges; Tiges de pompage; Tubages; Colonnes de production
  • F15D 1/02 - Action sur l'écoulement des fluides dans les tuyaux ou les conduits

53.

METHOD AND APPARATUS FOR CONTROLLING A PRODUCTION PROCESS

      
Numéro d'application US2017031527
Numéro de publication 2017/196715
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-05-08
Date de publication 2017-11-16
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s)
  • Luce, David K.
  • Parrott, Crystal A.
  • Rigney, Michael P.

Abrégé

A method of controlling a production process includes illuminating a portion of a workpiece undergoing a production process with a light having a selected wavelength, processing a portion of the workpiece, capturing a digital image of the light reflecting from a surface of the workpiece with a digital camera, performing, with a processor, a specular reflectance analysis of the digital image, and adjusting a production process parameter based on the specular reflectance analysis.

Classes IPC  ?

  • G01N 21/88 - Recherche de la présence de criques, de défauts ou de souillures
  • G01N 21/01 - Dispositions ou appareils pour faciliter la recherche optique

54.

IDENTIFYING A COMPONENT USED IN A WELL OPERATION USING A LEAKY COAXIAL ANTENNA

      
Numéro d'application US2017031638
Numéro de publication 2017/196767
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-05-09
Date de publication 2017-11-16
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s) Burnette, Blake C.

Abrégé

Examples of identifying a component used in a well operation using a leaky coaxial antenna are disclosed. In aspects of the present disclosure, a method may include: reading an electronic identifier connected to a component used in the well operation via the leaky coaxial antenna to obtain a unique identifier, wherein the electronic identifier comprises the unique identifier; identifying the component from a plurality of components by comparing the unique identifier to a plurality of unique identifiers stored in a data store; receiving usage data from a sensor connected to the identified component; storing, by the processing system, the usage data in the data store for the identified component; and determining a failure risk level for the component based at least in part on the stored usage data for the identified component, wherein the leaky coaxial antenna comprises a plurality of radiating regions and a plurality of non-radiating regions.

Classes IPC  ?

  • E21B 41/00 - Matériel ou accessoires non couverts par les groupes
  • G06K 19/07 - Supports d'enregistrement avec des marques conductrices, des circuits imprimés ou des éléments de circuit à semi-conducteurs, p.ex. cartes d'identité ou cartes de crédit avec des puces à circuit intégré
  • G08C 17/02 - Dispositions pour transmettre des signaux caractérisées par l'utilisation d'une voie électrique sans fil utilisant une voie radio

55.

STACKABLE CONTAINER SYSTEM, OPERATING SYSTEM USING CONTAINER SYSTEM, AND METHOD

      
Numéro d'application US2017030996
Numéro de publication 2017/192812
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-05-04
Date de publication 2017-11-09
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s)
  • Sanders, Robert Williams
  • Hunt, Jay J.

Abrégé

A stackable container system configured to carry material includes at least one container having a first end and a second end, a holding area for the material, the holding area extending from the first end to the second end, a first opening at the second end, the material controllably releasable from the holding area through the first opening, and a chute that passes through the holding area, the chute extending from the first end to the second end, a first end of the chute including a receiving portion having a larger area than a combined area of the first opening and a second end of the chute.

Classes IPC  ?

  • B65D 88/32 - Trémies, c. à d. réceptacles présentant des sections de déchargement en forme d'entonnoir disposées en groupe
  • B65D 90/58 - Portes ou fermetures comportant des éléments de fermeture coulissant dans le plan de l'ouverture
  • B65D 21/02 - Réceptacles de forme spéciale ou pourvus de garnitures ou de pièces de fixation, pour faciliter l'emboîtement, le gerbage ou l'assemblage
  • E21B 43/267 - Maintien de fractures par étaiement
  • E21B 41/00 - Matériel ou accessoires non couverts par les groupes

56.

COATINGS CONTAINING CARBON COMPOSITE FILLERS AND METHODS OF MANUFACTURE

      
Numéro d'application US2017025000
Numéro de publication 2017/192223
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-03-30
Date de publication 2017-11-09
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s)
  • Zhao, Lei
  • Xu, Zhiyue
  • Richard, Bennett M.

Abrégé

An article comprises a substrate, a coating disposed on a surface of the substrate. The coating comprises a carbon composite dispersed in one or more of the following: a polymer matrix; a metallic matrix; or a ceramic matrix. The carbon composite comprises carbon and a binder containing one or more of the following: SiO2; Si; B; B2O3; a filler metal; or an alloy of the filler metal.

Classes IPC  ?

  • B05D 7/24 - Procédés, autres que le flocage, spécialement adaptés pour appliquer des liquides ou d'autres matériaux fluides, à des surfaces particulières, ou pour appliquer des liquides ou d'autres matériaux fluides particuliers pour appliquer des liquides ou d'autres matériaux fluides particuliers
  • C23C 4/04 - Revêtement par pulvérisation du matériau de revêtement à l'état fondu, p.ex. par pulvérisation à l'aide d'une flamme, d'un plasma ou d'une décharge électrique caractérisé par le matériau de revêtement
  • C25D 3/02 - Dépôt électrochimique; Bains utilisés à partir de solutions

57.

METHOD AND SYSTEMS FOR INTEGRATING DOWNHOLE FLUID DATA WITH SURFACE MUD-GAS DATA

      
Numéro d'application US2017030021
Numéro de publication 2017/192375
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-04-28
Date de publication 2017-11-09
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s)
  • Erdmann, Svenja
  • Ritzmann, Nicklas, J.
  • Cartellieri, Ansgar

Abrégé

A method for evaluating a formation fluid includes the steps of drilling a borehole intersecting a formation with a drill string, circulating a drilling fluid in the wellbore, selectively liberating a formation fluid from the formation, injecting the liberated fluid into the drilling fluid returning to the surface, drawing a sample of the returning drilling fluid at the surface, and estimating at least one parameter of the drawn sample at the surface.

Classes IPC  ?

  • E21B 49/08 - Prélèvement d'échantillons de fluides ou test des fluides dans les trous de forage ou dans les puits
  • E21B 21/06 - Dispositions pour traiter les fluides de forage à l'extérieur du trou de forage

58.

MULTI-TOOL BOTTOM HOLE ASSEMBLY WITH SELECTIVE TOOL OPERATION FEATURE

      
Numéro d'application US2017031110
Numéro de publication 2017/192883
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-05-04
Date de publication 2017-11-09
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s)
  • Hart, Daniel R.
  • Ponder, Andrew D.
  • Joppe, Lambertus C.

Abrégé

Dual section mills are selectively sequentially operated by locking an actuator for the backup mill as the primary mill has blades extended with internal flow through a housing. When the primary mill is spent the support string is shifted to defeat a lock on an actuation piston for the backup mill so that its blades can extend and continue to mill to finish the job. The blades of the primary mill continue to rotate in the already milled portion of the window as the secondary mill enlarges the window. Another way the secondary mill is actuated is to open access to flow to the secondary mill by removing a pressure barrier such as a valve or a disappearing plug, for example.

Classes IPC  ?

  • E21B 29/00 - Découpage ou destruction de tubes, packers, bouchons ou câbles, situés dans les trous de forage ou dans les puits, p.ex. découpage de tubes endommagés, de fenêtres; Déformation des tubes dans les trous de forage; Remise en état des tubages de puits sans les retirer du sol
  • E21B 23/04 - Appareils pour déplacer, mettre en place, verrouiller, libérer ou retirer, les outils, les packers ou autres éléments dans les trous de forage mis en œuvre à l'aide de moyens fluides, p.ex. actionnés par explosion

59.

HEAVE COMPENSATOR FOR CONSTANT FORCE APPLICATION TO A BOREHOLE TOOL

      
Numéro d'application US2017031124
Numéro de publication 2017/192893
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-05-04
Date de publication 2017-11-09
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s)
  • Hered, William, A.
  • Cullum, Jason, L.

Abrégé

The compensating device has a through passage that goes to the borehole tool. There is a lateral passage to a piston housing. Through the use of a differential piston area on the outer housing, a net uphole force results from backpressure as a result of flow pumped through a section mill that mills in an uphole direction. If the vessel goes down the mill is just pushed away from the tubular being cut. If wave action takes the vessel up fluid is displaced back into the mandrel but the constant force up that is dependent on the existing backpressure in the tubing keeps a steady uphole force on the mill. The tool can be reversed for applications that require a net down force during milling. Rotational locking between the mandrel and the outer housing can be used. Ports are sized to prevent damping responses.

Classes IPC  ?

  • E21B 19/00 - Manipulation de tiges, tubages, tubes ou autre objets analogues à l'extérieur du trou de forage, p.ex. dans la tour de forage; Appareils pour faire avancer les tiges ou les câbles
  • E21B 15/02 - Supports pour la machine de forage, p.ex. tours de forage ou mâts de forage spécialement adaptés au forage sous l'eau

60.

BALANCE LINE CONTROL SYSTEM WITH RESET FEATURE FOR FLOATING PISTON

      
Numéro d'application US2017022122
Numéro de publication 2017/189110
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-03-13
Date de publication 2017-11-02
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s)
  • Jones, Brett, C.
  • Burris, John, E.

Abrégé

An operating control line is in communication with an operating piston for the safety valve as well as an equalizing piston such that pressure in the operating control line opens the safety valve and holds the equalizer valve closed. A balance chamber receives fluid from an operating piston in the safety valve when the valve opens to displace a floating piston to the open position. Operating control line pressure reduction allows valve closure and opposite floating piston movement to the closed position. If the floating piston is forced by a tubing seal leak against the open position travel stop, pressure in a balance control line against the equalizing valve member moves it from a seat to then equalize pressure on opposed ends of the floating piston allowing a bias force to move the floating piston off the open position stop so the safety valve can open despite the tubing leak.

Classes IPC  ?

  • E21B 34/10 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits actionnés par un fluide de commande provenant de l'extérieur du trou de forage
  • F16K 17/04 - Soupapes ou clapets de sûreté; Soupapes ou clapets d'équilibrage fermant sur insuffisance de pression d'un côté actionnés par ressort
  • F16K 31/122 - Moyens de fonctionnement; Dispositifs de retour à la position de repos actionnés par un fluide le fluide agissant sur un piston

61.

HYDRAULIC WHIPSTOCK ANCHOR

      
Numéro d'application US2017029405
Numéro de publication 2017/189568
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-04-25
Date de publication 2017-11-02
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s)
  • Hern, Gregory, L.
  • Hered, William, A.
  • Cullum, Jason, L.

Abrégé

A whipstock anchor is hydraulically set and locked in the set position. Release occurs with a pull induced component failure that relieves hydraulic pressure that allows the slips to retract. Release can occur with a remotely actuated circuit that burns a retainer for a piston whose movement opens a vent or initiates a chemical reaction to undermine a lock ring. Movement of a single cone or opposed cones extends the slips. The cone angles being different (cone angles do not have to be different, it is preferred to have the slip angles different) adds a skew to the slips and positions the top of the whipstock against the tubular top in a horizontal run. A bottom cap is removable to convert to setting by set down weight or to attach a hydraulically operated packer below the slips. Slips can be extended with radial movement of pistons.

Classes IPC  ?

  • E21B 23/01 - Appareils pour déplacer, mettre en place, verrouiller, libérer ou retirer, les outils, les packers ou autres éléments dans les trous de forage pour ancrer les outils ou similaires
  • E21B 23/04 - Appareils pour déplacer, mettre en place, verrouiller, libérer ou retirer, les outils, les packers ou autres éléments dans les trous de forage mis en œuvre à l'aide de moyens fluides, p.ex. actionnés par explosion
  • E21B 7/06 - Modification de la direction du trou de forage

62.

Methods of using carbon quantum dots to enhance productivity of fluids from wells

      
Numéro d'application 15649836
Numéro de brevet 10053974
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-07-14
Date de la première publication 2017-11-02
Date d'octroi 2018-08-21
Propriétaire Baker Hughes Incorporated (USA)
Inventeur(s)
  • Murugesan, Sankaran
  • Monteiro, Othon R.
  • Khabashesku, Valery N.

Abrégé

Methods of determining a pH of a wellbore fluid within a wellbore in communication with a subterranean formation comprise introducing carbon quantum dots into a wellbore fluid, exposing the wellbore fluid to radiation from an electromagnetic radiation source, and measuring at least one fluorescence property of the carbon quantum dots within the wellbore fluid to determine a pH of the wellbore fluid. Related methods of determining a pH of a fluid within a wellbore extending through a subterranean formation are also disclosed.

Classes IPC  ?

  • C25B 1/00 - Production électrolytique de composés inorganiques ou de non-métaux
  • E21B 47/10 - Localisation des fuites, intrusions ou mouvements du fluide
  • G01V 15/00 - Marques d'identification fixées ou associées à un objet afin de permettre la détection de l'objet
  • E21B 43/26 - Procédés pour activer la production par formation de crevasses ou de fractures
  • C25B 11/04 - PROCÉDÉS ÉLECTROLYTIQUES OU ÉLECTROPHORÉTIQUES POUR LA PRODUCTION DE COMPOSÉS ORGANIQUES OU MINÉRAUX, OU DE NON-MÉTAUX; APPAREILLAGES À CET EFFET Électrodes; Leur fabrication non prévue ailleurs caractérisées par le matériau

63.

Core jam indicator for coring tools and coring tools including such core jam indicators

      
Numéro d'application 15646270
Numéro de brevet 10125559
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-07-11
Date de la première publication 2017-10-26
Date d'octroi 2018-11-13
Propriétaire Baker Hughes Incorporated (USA)
Inventeur(s) Uhlenberg, Thomas

Abrégé

Core jam indicators for use with coring tools include a plug coupled with an inner barrel and configured to selectively close the entrance of the inner barrel. The plug has at least one fluid port extending through a wall of the plug between an interior and an exterior of the plug. The mandrel at least partially covers the at least one fluid port of the plug in an activated position and the at least one fluid port is at least partially uncovered by the mandrel in a deactivated position. The mandrel is coupled to the inner barrel. A piston force acting on the mandrel resulting from a pressure difference above and below the mandrel acts over an area smaller than a maximum transverse cross-sectional area of the inner barrel. Coring tools include such core jam indicators. Components are provided and assembled to form such core jam indicators.

Classes IPC  ?

  • E21B 25/00 - Appareils pour recueillir ou retirer des carottes intactes, p.ex. tubes carottiers, extracteurs de carottes

64.

Real time untorquing and over-torquing of drill string connections

      
Numéro d'application 15257215
Numéro de brevet 09797234
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2016-09-06
Date de la première publication 2017-10-24
Date d'octroi 2017-10-24
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s)
  • Forstner, Ingo
  • Schoenborn, Kai
  • Roders, Ingo

Abrégé

An apparatus for detecting over-torquing or un-torquing of a threaded connection between components in a borehole penetrating the earth includes: a string of components coupled in series by a threaded connection; a transmission line attached to each component; a signal coupler in communication with the transmission line and disposed on each component at each threaded connection, the signal coupler being configured to transmit the signal to an adjacent signal coupler on an adjacent coupled component in order to transmit a signal along the transmission line attached to the adjacent coupled component; a receiver configured to receive the signal; and a processor in communication with the receiver and configured to: (i) determine a difference between a characteristic of the signal and the characteristic of a reference signal and (ii) transmit an alert signal signifying that the threaded connection is over-torquing or un-torquing in response to the difference exceeding a threshold value.

Classes IPC  ?

  • E21B 44/00 - Systèmes de commande automatique spécialement adaptés aux opérations de forage, c. à d. systèmes à fonctionnement autonome ayant pour rôle d'exécuter ou de modifier une opération de forage sans l'intervention d'un opérateur humain, p.ex. systèmes de ; Systèmes spécialement adaptés à la surveillance de plusieurs variables ou conditions de forage
  • E21B 17/00 - Tiges ou tubes de forage; Trains de tiges souples; Tiges d'entraînement; Masses-tiges; Tiges de pompage; Tubages; Colonnes de production
  • E21B 17/16 - Masses-tiges
  • E21B 47/12 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p.ex. pour la diagraphie pendant le forage
  • E21B 7/06 - Modification de la direction du trou de forage
  • E21B 31/00 - Repêchage ou dégagement d'objets dans les trous de forage ou dans les puits
  • E21B 43/10 - Mise en place de tubages, filtres ou crépines dans les puits
  • E21B 19/16 - Branchement ou débranchement des accouplements de tubes ou de joints
  • G01P 15/16 - Mesure de l'accélération; Mesure de la décélération; Mesure des chocs, c. à d. d'une variation brusque de l'accélération en calculant la dérivée par rapport au temps d'un signal de vitesse mesuré

65.

DOWNHOLE SYSTEMS AND ARTICLES FOR DETERMINING A CONDITION OF A WELLBORE OR DOWNHOLE ARTICLE, AND RELATED METHODS

      
Numéro d'application US2017026763
Numéro de publication 2017/180497
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-04-10
Date de publication 2017-10-19
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s)
  • Ventura, Darryl, N.
  • Dolog, Rostyslav
  • Khabashesku, Valery, N.
  • Carrejo, Nicholas
  • Holmes, Kevin
  • Scott, Thomas, Mcclain
  • Wang, Xiuli

Abrégé

A method of determining a condition within a wellbore. The method comprises introducing a tubular member in a wellbore extending through a subterranean formation, the tubular member comprising a downhole article including a deformable material disposed around a surface of the tubular member, electrically conductive elements dispersed within the deformable material. The method includes measuring at least one electrical property of the deformable material. At least one of water ingress into the wellbore or an amount of expansion of the deformable material is determined based on the at least one measured electrical property. Related downhole systems and other related methods are also disclosed.

Classes IPC  ?

  • E21B 47/00 - Relevés dans les trous de forage ou dans les puits
  • G01V 3/26 - Prospection ou détection électrique ou magnétique; Mesure des caractéristiques du champ magnétique de la terre, p.ex. de la déclinaison ou de la déviation spécialement adaptée au carottage fonctionnant au moyen de champs magnétiques ou électriques produits ou modifiés par la formation terrestre environnante ou par les dispositifs de détection
  • G01V 3/38 - Traitement de données, p.ex. pour l'analyse, pour l'interprétation ou pour la correction

66.

HYDRAULIC CASING COLLAR LOCATOR

      
Numéro d'application US2017022014
Numéro de publication 2017/180271
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-03-13
Date de publication 2017-10-19
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s) Flores Perez, Juan Carlos

Abrégé

A device, system, and method for locating collars along a casing string. The device includes a casing collar locator (CCL) and a valve in communication with the CCL connected to a work string. Fluid is pumped down the work string as the device is used to locate collars along a string. Upon detection of a collar, the CCL sends a signal to the valve, which causes the actuation of the valve to decreases a flow area within a work string. The decrease in flow area causes a pressure increase within the work string, which may be detected at the surface to indicate the detection of a collar. The device may include an amplifier and power source to amplify the signal from the CCL to the valve. The CCL may detect collars by a change in magnetic flux or by the detection of a signal emitted by individual collars.

Classes IPC  ?

  • E21B 47/09 - Localisation ou détermination de la position d'objets dans les trous de forage ou dans les puits; Identification des parties libres ou bloquées des tubes
  • E21B 34/06 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits
  • E21B 47/12 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p.ex. pour la diagraphie pendant le forage

67.

Methods and apparatus for measuring hydrogen sulfide in downhole fluids

      
Numéro d'application 15091469
Numéro de brevet 10120097
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2016-04-05
Date de la première publication 2017-10-05
Date d'octroi 2018-11-06
Propriétaire Baker Hughes Incorporated (USA)
Inventeur(s)
  • Monteiro, Othon Do Rego
  • Agrawal, Devesh Kumar
  • Murugesan, Sankaran

Abrégé

A method of determining a concentration of hydrogen sulfide in a fluid comprises exposing a sensor to the fluid, the sensor comprising a pair of electrodes defining a gap therebetween and a sensing material bridging the gap between the electrodes, measuring a value of an electrical parameter of the sensor at an applied frequency of greater than about 10 kHz and a voltage of less than about 1.0 volt when the sensor is exposed to the fluid, and determining the concentration of hydrogen sulfide in the fluid based at least in part on the measured value of the electrical parameter. Related apparatuses and methods are also disclosed.

Classes IPC  ?

  • G01V 3/20 - Prospection ou détection électrique ou magnétique; Mesure des caractéristiques du champ magnétique de la terre, p.ex. de la déclinaison ou de la déviation spécialement adaptée au carottage fonctionnant par propagation de courant électrique
  • G01N 27/12 - Recherche ou analyse des matériaux par l'emploi de moyens électriques, électrochimiques ou magnétiques en recherchant l'impédance en recherchant la résistance d'un corps solide dépendant de la réaction avec un fluide
  • G01N 33/28 - Huiles
  • E21B 49/08 - Prélèvement d'échantillons de fluides ou test des fluides dans les trous de forage ou dans les puits
  • B82Y 30/00 - Nanotechnologie pour matériaux ou science des surfaces, p.ex. nanocomposites

68.

DOWNHOLE TOOLS HAVING VOLUMES OF HARD MATERIAL INCLUDING QUENCHED CARBON AND RELATED METHODS

      
Numéro d'application US2017022537
Numéro de publication 2017/165171
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-03-15
Date de publication 2017-09-28
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s)
  • Spencer, Reed, W.
  • Bomidi, John, Abhishek Raj
  • Dick, Aaron, J.

Abrégé

Methods of forming a volume of hard material on a component of a downhole tool include depositing a film of amorphous carbon on a substrate, irradiating the film of amorphous carbon to form a liquid carbon in an undercooled state, and quenching the liquid carbon to form a layer of quenched carbon on the substrate. A downhole tool comprises a component and a volume of hard material comprising quenched carbon disposed on a surface of the component. Additional downhole tools comprise a component and a polycrystalline compact comprising quenched carbon grains disposed on a surface of the component.

Classes IPC  ?

  • E21B 10/08 - Trépans à organes coupants roulants, p.ex. à molettes
  • E21B 10/22 - Trépans à organes coupants roulants, p.ex. à molettes - caractérisés par des détails de paliers, de lubrification ou d'étanchement
  • E21B 10/50 - Trépans caractérisés par des parties résistant à l'usure, p.ex. des diamants rapportés le trépan étant du type à organes coupants roulants

69.

SIMULATED CORE SAMPLE ESTIMATED FROM COMPOSITE BOREHOLE MEASUREMENT

      
Numéro d'application US2017022664
Numéro de publication 2017/165182
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-03-16
Date de publication 2017-09-28
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s)
  • Peyaud, Jean-Baptiste
  • Zhang, Qiong

Abrégé

Methods, systems, and devices for evaluating an earth formation intersected by a borehole using information from standard resolution measurements. Methods include generating an image representative of the formation over an interval of borehole depth, the image having a second resolution greater than the first resolution. Generating the image may be carried out by identifying layers corresponding to lithotype facies within the interval, the layers defined by boundaries having boundary locations along the borehole; and using a unified characterization of the formation within the interval determined from the standard resolution measurements and the boundary locations within the interval to solve for a value for the formation parameter corresponding to each layer consistent with the unified characterization of the interval. The unified characterization may be an average value for the formation parameter within the interval.

Classes IPC  ?

  • E21B 47/00 - Relevés dans les trous de forage ou dans les puits
  • G01V 1/40 - Séismologie; Prospection ou détection sismique ou acoustique spécialement adaptées au carottage
  • G01V 3/18 - Prospection ou détection électrique ou magnétique; Mesure des caractéristiques du champ magnétique de la terre, p.ex. de la déclinaison ou de la déviation spécialement adaptée au carottage
  • G01V 5/04 - Prospection ou détection au moyen de radiations nucléaires, p.ex. de la radioactivité naturelle ou provoquée spécialement adaptée au carottage

70.

BRANCH PATCH ARRAY FOR REAL TIME MONITORING OF SURFACE MICROSEISMIC WAVES

      
Numéro d'application US2017022895
Numéro de publication 2017/161231
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-03-17
Date de publication 2017-09-21
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s) Perez, Gilberto Gomez

Abrégé

An apparatus for acquiring seismic wave data includes a network of geophones and a seismic wave data receiving device coupled to the network and configured to receive the seismic wave data as an optical signal and process the seismic data in real time to provide locations and corresponding sizes of fractures in an earth formation. The network of geophones includes: a plurality of geophone channels, each channel having an array of geophones coupled to a field digitizer unit; an array of geophone patches having geophone channels connected in series by a metallic conductor; a plurality of geophone branches having a metallic conductor and a branch digitizer unit to connect geophone patches in series; a plurality of electrical to optical signal converters for converting signals received from branch digitizer units for transmission using an optical fiber; and a plurality of optical fiber segments for transmitting optical signals to the receiving device.

Classes IPC  ?

  • G01V 1/00 - Séismologie; Prospection ou détection sismique ou acoustique
  • G01V 1/16 - Séismologie; Prospection ou détection sismique ou acoustique Éléments récepteurs de signaux sismiques; Aménagements ou adaptations des éléments récepteurs
  • G01V 1/20 - Aménagements d'éléments récepteurs, p.ex. oscillogrammes géophoniques

71.

METHODS OF FORMING A CUTTING ELEMENT INCLUDING A MULTI-LAYERED CUTTING TABLE, AND RELATED CUTTING ELEMENTS AND EARTH-BORING TOOLS

      
Numéro d'application US2017022985
Numéro de publication 2017/161282
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-03-17
Date de publication 2017-09-21
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s) Dick, Aaron, J.

Abrégé

A method of forming a cutting element comprises forming a first material comprising discrete coated particles within a container. The first material is pressed to form a first green structure comprising interbonded coated particles. A second material comprising additional discrete coated particles is formed over the first green structure within the container. The second material is pressed to form a second green structure comprising additional interbonded coated particles. The first green structure and the second green structure are sintered to form a multi-layered cutting table. Additional methods of forming a cutting element, a cutting element, and an earth-boring tool are also described.

Classes IPC  ?

  • B22F 5/00 - Fabrication de pièces ou d'objets à partir de poudres métalliques caractérisée par la forme particulière du produit à réaliser
  • B22F 3/12 - Compactage et frittage
  • E21B 10/42 - Trépans rotatifs du type racleur comportant des dents, des lames ou des organes de coupe similaires, p.ex. du type à fourche, en queue de poisson
  • E21B 10/54 - Trépans caractérisés par des parties résistant à l'usure, p.ex. des diamants rapportés le trépan étant du type racleur, p.ex. trépan du type à fourche

72.

PRESSURE COMPENSATED FLOW TUBE FOR DEEP SET TUBULAR ISOLATION VALVE

      
Numéro d'application US2017017963
Numéro de publication 2017/155674
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-02-15
Date de publication 2017-09-14
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s)
  • Miller, Wade, A.
  • Burris, John, E.
  • Hair, Michael, L.

Abrégé

The annular space surrounding a flow tube in a subsurface safety valve is sealingly isolated at opposed ends of the flow tube and pressure compensated to the tubing pressure. The subsurface safety valve is inserted and aligned in an outer housing so that hydraulic operating connections are sealingly aligned with opposite hand split ring seals that are properly compressed when the safety valve is secured in its surrounding housing. The assembly is then able to meet high pressure, heavy debris, and marine environment service requirements for subsea conditions with minimal reconfiguration for what would otherwise serve as a borehole subsurface safety valve.

Classes IPC  ?

  • E21B 34/10 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits actionnés par un fluide de commande provenant de l'extérieur du trou de forage
  • E21B 17/00 - Tiges ou tubes de forage; Trains de tiges souples; Tiges d'entraînement; Masses-tiges; Tiges de pompage; Tubages; Colonnes de production
  • F16K 1/18 - Soupapes ou clapets, c. à d. dispositifs obturateurs dont l'élément de fermeture possède au moins une composante du mouvement d'ouverture ou de fermeture perpendiculaire à la surface d'obturation à éléments de fermeture articulés à pivot comportant disque ou volet pivotant

73.

HYBRID ELECTRIC MOTOR FOR ELECTRIC SUBMERSIBLE PUMP

      
Numéro d'application US2017021343
Numéro de publication 2017/156116
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-03-08
Date de publication 2017-09-14
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s)
  • Khotsyanov, Ivan D.
  • Cain, Sean A.
  • Tran, Thien Q.
  • Li, Yong
  • Knapp, John M.

Abrégé

Systems and methods for constructing electric motors including both permanent magnet elements and inductive elements. In one embodiment, a motor is implemented of an ESP system has multiple rotor sections that are mounted end-to-end within the bore of the stator. The permanent magnet elements and inductive elements may be combined within individual rotor sections, or they may be segregated so that one rotor section has only one type or the other. The inductive elements of the rotor allow the motor to be started without a VFD, and without knowing the position of the rotor within the motor. The permanent magnet elements synchronize the rotor with the rotating stator fields when the rotor approaches the operating frequency of the drive.

Classes IPC  ?

  • H02K 1/27 - Noyaux rotoriques à aimants permanents
  • F04D 13/10 - Ensembles comprenant les pompes et leurs moyens d'entraînement la pompe étant entraînée par l'électricité pour utilisation en position immergée adaptés pour l'utilisation dans les forages de mine
  • F04D 13/06 - Ensembles comprenant les pompes et leurs moyens d'entraînement la pompe étant entraînée par l'électricité
  • F04D 29/02 - Emploi de matériaux spécifiés
  • E21B 43/12 - Procédés ou appareils pour commander l'écoulement du fluide extrait vers ou dans les puits

74.

LABYRINTH CHAMBER FOR HORIZONTAL SUBMERSIBLE WELL PUMP ASSEMBLY

      
Numéro d'application US2017017497
Numéro de publication 2017/155667
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-02-10
Date de publication 2017-09-14
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s)
  • Pyron, Steven W.
  • Hill, Jason
  • Tanner, David
  • Semple, Ryan
  • Martinez, Ignacio

Abrégé

A submersible well pump assembly (11) has a pump (15), a motor (17), and a tubular pressure equalizer housing (23) located between the pump and the motor. A rotatable drive shaft (31) extends within the housing on the axis (32) for driving the pump. A guide tube (29) surrounds the drive shaft, defining an inner annulus (33) between the drive shaft and the guide tube and an outer annulus (35) between the housing and the guide tube. A well fluid inlet path (26) admits well fluid into the outer annulus. A hub assembly (39) is pivotally mounted to the guide tube. The hub assembly has a communication passage (55) with having at least one lateral portion (57) extending away the axis and a communication passage opening (62) spaced from the axis and in fluid communication with the outer annulus. The hub assembly has a counterweight (63) that rotates the communication passage opening to a point above the axis while the axis is horizontal.

Classes IPC  ?

  • F04D 13/10 - Ensembles comprenant les pompes et leurs moyens d'entraînement la pompe étant entraînée par l'électricité pour utilisation en position immergée adaptés pour l'utilisation dans les forages de mine
  • F04D 29/08 - Joints d'étanchéité
  • F04D 29/06 - Lubrification
  • E21B 43/12 - Procédés ou appareils pour commander l'écoulement du fluide extrait vers ou dans les puits

75.

ESP MOTOR WITH SEALED STATOR WINDINGS

      
Numéro d'application US2017020370
Numéro de publication 2017/155778
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-03-02
Date de publication 2017-09-14
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s)
  • Li, Yong
  • Knapp, John M.
  • Reynolds, Jackson E.

Abrégé

Systems and methods for electric motor, where the stator core has one or more stator core sections, each of which is a single-piece unit formed of soft magnetic composite (SMC) material, and where the stator core sections are positioned end-to-end with seals at each end to form a plurality of stator slots, where each of the stator slots extends through each of the stator core sections and is in fluid communication with the others to form a sealed stator chamber. The sealed stator chamber may have an expansion chamber to allow expansion and contraction of dielectric fluid in the stator chamber while maintaining separation of the dielectric oil from lubricating oil which is within the motor but external to the stator chamber. The sealed stator chamber can prevent well fluids that leak into the motor from reaching the stator windings and degrading their insulation.

Classes IPC  ?

  • H02K 1/16 - Noyaux statoriques à encoches pour enroulements
  • H02K 1/02 - MACHINES DYNAMO-ÉLECTRIQUES - Détails du circuit magnétique caractérisés par le matériau magnétique

76.

SUBTERRANEAN PACKER SEALING SYSTEM LOAD DIVERTER

      
Numéro d'application US2017019628
Numéro de publication 2017/151484
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-02-27
Date de publication 2017-09-08
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s)
  • Maenza, Frank, J.
  • Conner, Nicholas, S.
  • Anderson, Gary, L.

Abrégé

A mandrel and a packer outer assembly are formed to create spring compartments on opposed sides of a sealing element. The outer assembly is shear pinned to the mandrel to minimize spring travel during setting. Once set in the normal way the presence of the springs transfers load and sustained loads through the connected tubular string in either direction. A load coming from downhole and acting in an uphole direction first compresses the spring located uphole from the sealing assembly so that the loading goes behind the sealing assembly and into the upper spring and ultimately to the upper slips. The reverse happens when the force is coming from uphole of the sealing assembly and acting in a downhole direction. The springs can be a coil, a stack of Belleville washers, fluid pushed through an orifice, a resilient material or a contained compressible fluid, to name some examples.

Classes IPC  ?

  • E21B 33/12 - Packers; Bouchons
  • E21B 33/127 - Packers; Bouchons à manchon gonflable
  • E21B 17/00 - Tiges ou tubes de forage; Trains de tiges souples; Tiges d'entraînement; Masses-tiges; Tiges de pompage; Tubages; Colonnes de production

77.

MULTILATERAL JUNCTION WITH FEED-THROUGH

      
Numéro d'application US2017014302
Numéro de publication 2017/146841
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-01-20
Date de publication 2017-08-31
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s)
  • Pendleton, Bryan P.
  • Sheehan, Joseph
  • Knebel, Mark

Abrégé

A hydrocarbon production assembly within a multilateral wellbore, the multilateral wellbore having a main bore portion which extends downwardly from surface and a lateral leg which extends radially away from the main bore portion.

Classes IPC  ?

  • E21B 41/00 - Matériel ou accessoires non couverts par les groupes
  • E21B 43/12 - Procédés ou appareils pour commander l'écoulement du fluide extrait vers ou dans les puits
  • E21B 7/06 - Modification de la direction du trou de forage

78.

Systems and methods for measuring bending, weight on bit and torque on bit while drilling

      
Numéro d'application 15047921
Numéro de brevet 09784091
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2016-02-19
Date de la première publication 2017-08-24
Date d'octroi 2017-10-10
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s) Jung, Sebastian

Abrégé

An apparatus for determining torque on bit and bending forces in a drilling assembly. The apparatus includes a body having an inner bore defined by an inner wall and having an outer wall, the body also including first and second light bores disposed between the inner wall and the outer wall and a light emitting assembly arranged and configured to cause a light beam to enter the first and second light bores. The assembly further includes first and second light sensors disposed in or at an end of the first and second light bores, respectively, that measure a location where light that enters the first and second light bores contacts the sensors.

Classes IPC  ?

  • G01B 11/16 - Dispositions pour la mesure caractérisées par l'utilisation de techniques optiques pour mesurer la déformation dans un solide, p.ex. indicateur optique de déformation
  • E21B 47/00 - Relevés dans les trous de forage ou dans les puits
  • E21B 10/00 - Trépans
  • G01N 3/20 - Recherche des propriétés mécaniques des matériaux solides par application d'une contrainte mécanique en appliquant des efforts permanents de flexion
  • G01L 1/24 - Mesure des forces ou des contraintes, en général en mesurant les variations des propriétés optiques du matériau quand il est soumis à une contrainte, p.ex. par l'analyse des contraintes par photo-élasticité
  • G01L 3/00 - Mesure du couple, du travail, de la puissance ou du rendement mécanique en général

79.

Methods and systems for monitoring well integrity and increasing the lifetime of a well in a subterranean formation

      
Numéro d'application 15586637
Numéro de brevet 10221685
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-05-04
Date de la première publication 2017-08-17
Date d'octroi 2019-03-05
Propriétaire Baker Hughes Incorporated (USA)
Inventeur(s)
  • Bartetzko, Anne
  • Lehr, Joerg
  • Klapper, Helmuth Sarmiento
  • Davidson, Marcus
  • Bozau, Elke

Abrégé

A system for increasing the detecting degradation of a wellbore. The system comprises a computer memory configured for storing computing instructions and a processor operably coupled to the computer memory. The system comprises a sensor operably coupled to the computer memory and is configured to determine the presence of at least one chemical species indicative of degradation of the wellbore in a fluid exiting the wellbore. Methods of monitoring a wellbore for corrosion or other degradation of one or more components of wellbore equipment are disclosed as are methods of increasing the lifetime of a wellbore.

Classes IPC  ?

  • E21B 43/25 - Procédés pour activer la production
  • E21B 49/08 - Prélèvement d'échantillons de fluides ou test des fluides dans les trous de forage ou dans les puits
  • E21B 49/00 - Test pour déterminer la nature des parois des trous de forage; Essais de couches; Procédés ou appareils pour prélever des échantillons du terrain ou de fluides en provenance des puits, spécialement adaptés au forage du sol ou aux puits
  • C09K 8/03 - Additifs spécifiques à usage général dans les compositions pour le forage des puits
  • C09K 8/035 - Additifs organiques
  • 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 8/60 - Compositions pour activer la production en agissant sur la formation souterraine
  • E21B 21/00 - Procédés ou appareils pour nettoyer les trous de forage par jet de fluide, p.ex. en utilisant l'air d'échappement du moteur
  • E21B 41/02 - Lutte contre la corrosion sur place dans les trous de forage ou dans les puits
  • E21B 47/00 - Relevés dans les trous de forage ou dans les puits
  • E21B 49/02 - Test pour déterminer la nature des parois des trous de forage; Essais de couches; Procédés ou appareils pour prélever des échantillons du terrain ou de fluides en provenance des puits, spécialement adaptés au forage du sol ou aux puits par prélèvements mécaniques d'échantillons du terrain

80.

FRAC PLUG AND METHODS OF USE

      
Numéro d'application US2017012986
Numéro de publication 2017/139064
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-01-11
Date de publication 2017-08-17
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s) Xu, Yingqing

Abrégé

A frac plug for use in a plug and perf arrangement to within a wellbore. The frac plug includes a central mandrel and locking portion which can be set within the wellbore. A bypass port is disposed through the central mandrel and is unblocked to fluid flow during setting of the plug assembly. Thereafter, the central mandrel is axially shifted within the set locking portion to block fluid communication across the frac plug.

Classes IPC  ?

  • E21B 33/12 - Packers; Bouchons
  • E21B 33/127 - Packers; Bouchons à manchon gonflable
  • E21B 34/06 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits

81.

LOAD SHARING SPRING FOR TANDEM THRUST BEARINGS OF SUBMERSIBLE PUMP ASSEMBLY

      
Numéro d'application US2017016033
Numéro de publication 2017/139152
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-02-01
Date de publication 2017-08-17
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s) Meyer, Aron

Abrégé

A submersible well pump assembly (15) has upper and lower seal sections (19, 20) connected between the pump (21) and a motor (17). The seal sections have drive shafts (37, 55) with thrust runners (39, 57) that engage thrust bearing bases (33, 53). The upper drive shaft will undergo a limited amount of downward movement toward the lower drive shaft in response to wear of the upper thrust bearing base. A spring (75) between ends of the drive shafts transfers a portion of the down thrust on the upper drive shaft to the lower drive shaft prior to the limited amount of downward movement of the upper drive shaft toward the lower drive shaft being reached. A rigid stop member (71) in the coupling transfers down thrust directly from the upper drive shaft to the lower drive shaft, bypassing the spring, only after the limited amount of downward movement of the upper drive shaft toward the lower drive shaft has been reached.

Classes IPC  ?

  • F04C 13/00 - Adaptations des "machines" ou pompes pour utilisation particulière, p.ex. pour très hautes compressions
  • F04D 29/041 - Equilibrage des poussées axiales
  • F04C 15/00 - "MACHINES" À LIQUIDES À DÉPLACEMENT POSITIF, À PISTON ROTATIF OU OSCILLANT; POMPES À DÉPLACEMENT POSITIF, À PISTON ROTATIF OU OSCILLANT - Parties constitutives, détails ou accessoires des "machines", des pompes ou installations de pompage non couverts par les groupes
  • F04C 2/107 - Machines ou pompes à piston rotatif du type à engrènement extérieur, c. à d. avec un engagement des organes coopérants semblable à celui d'engrenages dentés du type à axe interne, l'organe externe ayant plus de dents ou de parties équivalentes de prise, p.ex. de rouleaux, que l'organe interne avec des dents hélicoïdales
  • F04D 13/08 - Ensembles comprenant les pompes et leurs moyens d'entraînement la pompe étant entraînée par l'électricité pour utilisation en position immergée
  • F04D 29/42 - Carters d'enveloppe; Tubulures pour le fluide énergétique pour pompes radiales ou hélicocentrifuges

82.

STRADDLE FRAC TOOL WITH PUMP THROUGH FEATURE APPARATUS AND METHOD

      
Numéro d'application US2017017017
Numéro de publication 2017/139378
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-02-08
Date de publication 2017-08-17
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s)
  • Silva, Zachary, S.
  • Elliott, Christopher, K.
  • Smith, James, A.
  • Mcguire, Adam, M.
  • O'Brien, Robert, S.

Abrégé

A fracturing tool features spaced releasable packers with an outlet in between. The housing has relatively moving components for opening the frac port between the packers with weight set on the lower packer. Once the frac port is opened the upper packer is set and the pumping begins. The upper packer can be released so that tension can be pulled on the lower packer to close the frac port and open a through passage in the housing. In one embodiment the through passage can be located above the lower packer to a sand jet perforator to clean debris away from the lower packer if it is difficult to release the lower packer or to abrasively perforate through a tubular. In another embodiment the housing outlet can be below bottom packer to perform a treatment further downhole or to operate another tool. The straddle tool can be run in on coiled tubing.

Classes IPC  ?

  • E21B 43/26 - Procédés pour activer la production par formation de crevasses ou de fractures
  • E21B 43/17 - Mise en communication de plusieurs puits par fracturation ou autre attaque de la formation
  • E21B 33/12 - Packers; Bouchons

83.

USING ADDITIVE MANUFACTURING TO PRODUCE SHIELDING OR MODULATING MATERIAL FOR NUCLEAR DETECTORS

      
Numéro d'application US2017015955
Numéro de publication 2017/136397
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-02-01
Date de publication 2017-08-10
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s) Alvarez, Edgar R.

Abrégé

An apparatus for a nuclear detector of a downhole tool and method of manufacturing the apparatus is disclosed. The apparatus includes a single multi-metallic component manufactured using additive manufacturing, wherein the component includes at least a first material having a first density and a second material having a second density. The method includes using additive manufacturing to form the component so that the component includes at least a first material having a first density and a second material having a second density and the first material and the second material form the single multi-metallic component.

Classes IPC  ?

  • G01T 7/00 - MESURE DES RADIATIONS NUCLÉAIRES OU DES RAYONS X - Détails des instruments de mesure des radiations
  • G01V 5/00 - Prospection ou détection au moyen de radiations nucléaires, p.ex. de la radioactivité naturelle ou provoquée

84.

SOFT COATING FOR SPLINED CONNECTIONS BETWEEN MOTOR SHAFTS OF SUBMERSIBLE PUMP ASSEMBLY

      
Numéro d'application US2017013775
Numéro de publication 2017/132007
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-01-17
Date de publication 2017-08-03
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s)
  • Strattan, Scott C.
  • Li, Yong

Abrégé

An electrical submersible pump assembly (21) has modules, including a pump (23), a seal section (29) and a motor (31). A rotatable first drive shaft (33) in a first one of the modules has a splined end (37) that mates with a splined end (45) of a rotatable second drive shaft (43) in a second one of the modules. An external set of splines (39, 47) is on mating ends of the first drive shaft and the second drive shaft. A coupling (49) has an internal set of splines that mesh with the external set to rotationally couple the first and second drive shafts to each other. A polymer coating (57) is selectively bonded on one of the sets and in sliding engagement with the other set. The coating is a solid polymer material having a lower coefficient of friction than steel alloys of the internal set and the external set.

Classes IPC  ?

  • F04D 13/12 - Combinaisons de plusieurs pompes
  • F04D 13/10 - Ensembles comprenant les pompes et leurs moyens d'entraînement la pompe étant entraînée par l'électricité pour utilisation en position immergée adaptés pour l'utilisation dans les forages de mine
  • F04D 13/02 - Ensembles comprenant les pompes et leurs moyens d'entraînement
  • F04C 15/00 - "MACHINES" À LIQUIDES À DÉPLACEMENT POSITIF, À PISTON ROTATIF OU OSCILLANT; POMPES À DÉPLACEMENT POSITIF, À PISTON ROTATIF OU OSCILLANT - Parties constitutives, détails ou accessoires des "machines", des pompes ou installations de pompage non couverts par les groupes
  • E21B 43/12 - Procédés ou appareils pour commander l'écoulement du fluide extrait vers ou dans les puits

85.

MAGNETIC NANOPARTICLES AND MAGNETORHEOLOGICAL FLUID COMPRISING SAME

      
Numéro d'application US2012058953
Numéro de publication 2017/131604
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2012-10-05
Date de publication 2017-08-03
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s)
  • Mazyar, Oleg, A.
  • Chakraborty, Soma
  • Bussear, Terry, R.
  • Johnson, Michael, H.

Abrégé

A nanoparticle composition comprises a ferromagnetic or superparamagnetic metal nanoparticle, and a functionalized carbonaceous coating on a surface of the ferromagnetic or superparamagnetic metal nanoparticle. A magnetorheological fluid comprises the nanoparticle composition.

Classes IPC  ?

  • H01F 1/01 - Aimants ou corps magnétiques, caractérisés par les matériaux magnétiques appropriés; Emploi de matériaux spécifiés pour leurs propriétés magnétiques en matériaux inorganiques
  • H01F 1/44 - Aimants ou corps magnétiques, caractérisés par les matériaux magnétiques appropriés; Emploi de matériaux spécifiés pour leurs propriétés magnétiques en liquides magnétiques, p.ex. ferrofluides
  • B82Y 30/00 - Nanotechnologie pour matériaux ou science des surfaces, p.ex. nanocomposites

86.

Optical sensors for downhole tools and related systems and methods

      
Numéro d'application 15003578
Numéro de brevet 10025000
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2016-01-21
Date de la première publication 2017-07-27
Date d'octroi 2018-07-17
Propriétaire Baker Hughes Incorporated (USA)
Inventeur(s)
  • Monteiro, Othon R.
  • Suresh, Radhika

Abrégé

A method of detecting at least one of an analyte or a condition of a fluid within a subterranean formation includes operably coupling a radiation source to at least one optical fiber coupled to a sensor having optically sensitive materials including at least one of chromophores, fluorophores, metal nanoparticles, or metal oxide nanoparticles dispersed within an optically transparent permeable matrix material. The sensor is contacted within a wellbore with a fluid and the fluid is passed through at least a portion of the sensor. Electromagnetic radiation is transmitted from the radiation source through at least one optical fiber to the sensor and at least one of an absorbance spectrum, an emission spectrum, a maximum absorption intensity, or a maximum emission intensity of electromagnetic radiation passing through the sensor after contacting at least some of the optically sensitive materials with the fluid is measured. Additional methods of determining a concentration of hydrogen sulfide in a fluid within a subterranean formation and related downhole optical sensor assemblies are disclosed.

Classes IPC  ?

  • E21B 49/08 - Prélèvement d'échantillons de fluides ou test des fluides dans les trous de forage ou dans les puits
  • G01V 8/16 - Détection, p.ex. en utilisant des barrières de lumière en utilisant un émetteur et un récepteur en utilisant des fibres optiques
  • G01N 33/24 - Matériaux de la terre
  • G01N 21/64 - Fluorescence; Phosphorescence
  • G01N 33/00 - Recherche ou analyse des matériaux par des méthodes spécifiques non couvertes par les groupes

87.

WELL SCREENS AND METHODS TO REDUCE SCREEN PLUGGING

      
Numéro d'application US2016067084
Numéro de publication 2017/127191
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2016-12-16
Date de publication 2017-07-27
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s)
  • Kumar, Deepak
  • Abdelfattah, Tarik
  • Hightower, Adriana
  • Xu, Zhiyue

Abrégé

A subterranean screen assembly comprises a base pipe with end connections to attach to a pipe string and a portion that is perforated or slotted; and a coated screen radially outwardly disposed of the base pipe. The coated screen comprises a screen substrate and a coating disposed on a surface of the screen substrate; the coating comprising an amorphous diamond like carbon doped with about 10 to about 30 atomic percent of silicon, about 10 to about 20 atomic percent of oxygen, or a combination comprising at least one of the foregoing dopants, or a polymer comprising a fluoropolymer, a silicone, or a combination comprising at least one of the foregoing.

Classes IPC  ?

  • E21B 43/08 - Tubes filtres ou crépines
  • C23C 14/06 - Revêtement par évaporation sous vide, pulvérisation cathodique ou implantation d'ions du matériau composant le revêtement caractérisé par le matériau de revêtement
  • C23C 16/26 - Dépôt uniquement de carbone
  • B05D 7/24 - Procédés, autres que le flocage, spécialement adaptés pour appliquer des liquides ou d'autres matériaux fluides, à des surfaces particulières, ou pour appliquer des liquides ou d'autres matériaux fluides particuliers pour appliquer des liquides ou d'autres matériaux fluides particuliers
  • C09D 127/12 - Compositions de revêtement à base d'homopolymères ou de copolymères de composés possédant un ou plusieurs radicaux aliphatiques non saturés, chacun ne contenant qu'une seule liaison double carbone-carbone et l'un au moins étant terminé par un halogèn; Compositions de revêtement à base de dérivés de tels polymères non modifiés par un post-traitement chimique contenant des atomes de fluor
  • C09D 183/00 - Compositions de revêtement à base de composés macromoléculaires obtenus par des réactions créant dans la chaîne principale de la macromolécule une liaison contenant uniquement du silicium, avec ou sans soufre, azote, oxygène ou carbone; Compositions de revêtement à base de dérivés de tels polymères
  • C09D 201/00 - Compositions de revêtement à base de composés macromoléculaires non spécifiés
  • C09K 8/02 - Compositions pour le forage des puits

88.

Resistivity imager for conductive and non-conductive mud

      
Numéro d'application 15003630
Numéro de brevet 09746574
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2016-01-21
Date de la première publication 2017-07-27
Date d'octroi 2017-08-29
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s)
  • Itskovich, Gregory B.
  • Forgang, Stanislav
  • Krueger, Sven
  • Le, Fei

Abrégé

Methods and apparatus configured to evaluate a volume of interest of an earth formation intersected by a borehole. Apparatus comprise a transceiver electrode on the tool body configured to provide electrical current to the earth formation; a return electrode configured to receive the electrical current returning from the earth formation; a multi-function electrode on the resistivity imager tool; and an electrical system configured to provide current measurements at the transceiver electrode. In the first operational mode, the electrical system maintains the tool body at a first electrical potential, and maintains the multi-function electrode and the transceiver electrode at a second electrical potential; and in the second operational mode, the electrical system maintains the tool body at the first electrical potential, maintains the multi-function electrode at the first electrical potential, and maintains the transceiver electrode at the second potential.

Classes IPC  ?

  • G01V 3/26 - Prospection ou détection électrique ou magnétique; Mesure des caractéristiques du champ magnétique de la terre, p.ex. de la déclinaison ou de la déviation spécialement adaptée au carottage fonctionnant au moyen de champs magnétiques ou électriques produits ou modifiés par la formation terrestre environnante ou par les dispositifs de détection
  • E21B 49/00 - Test pour déterminer la nature des parois des trous de forage; Essais de couches; Procédés ou appareils pour prélever des échantillons du terrain ou de fluides en provenance des puits, spécialement adaptés au forage du sol ou aux puits

89.

RESISTIVITY IMAGER FOR CONDUCTIVE AND NON-CONDUCTIVE MUD

      
Numéro d'application US2017013871
Numéro de publication 2017/127395
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-01-18
Date de publication 2017-07-27
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s)
  • Itskovich, Gregory, B.
  • Forgang, Stanislav
  • Krueger, Sven
  • Le, Fei

Abrégé

Methods and apparatus configured to evaluate a volume of interest of an earth formation intersected by a borehole. Apparatus comprise a transceiver electrode on the tool body configured to provide electrical current to the earth formation; a return electrode configured to receive the electrical current returning from the earth formation; a multi¬ function electrode on the resistivity imager tool; and an electrical system configured to provide current measurements at the transceiver electrode. In the first operational mode, the electrical system maintains the tool body at a first electrical potential, and maintains the multi-function electrode and the transceiver electrode at a second electrical potential; and in the second operational mode, the electrical system maintains the tool body at the first electrical potential, maintains the multi-function electrode at the first electrical potential, and maintains the transceiver electrode at the second potential.

Classes IPC  ?

  • E21B 47/00 - Relevés dans les trous de forage ou dans les puits
  • G01V 3/26 - Prospection ou détection électrique ou magnétique; Mesure des caractéristiques du champ magnétique de la terre, p.ex. de la déclinaison ou de la déviation spécialement adaptée au carottage fonctionnant au moyen de champs magnétiques ou électriques produits ou modifiés par la formation terrestre environnante ou par les dispositifs de détection
  • G01V 3/34 - Transmission de données aux appareils d'enregistrement ou de traitement; Enregistrement de données

90.

ADDITIVE MANUFACTURING CONTROLLED FAILURE STRUCTURE AND METHOD OF MAKING SAME

      
Numéro d'application US2017014310
Numéro de publication 2017/127663
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-01-20
Date de publication 2017-07-27
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s)
  • Vempati, Chaitanya
  • Wangenheim, Christoph

Abrégé

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

Classes IPC  ?

  • E21B 41/00 - Matériel ou accessoires non couverts par les groupes
  • E21B 10/42 - Trépans rotatifs du type racleur comportant des dents, des lames ou des organes de coupe similaires, p.ex. du type à fourche, en queue de poisson

91.

METHODS OF REMOVING FINES AND COARSE PARTICLES FROM OIL SAND TAILINGS

      
Numéro de document 02955230
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-01-16
Date de disponibilité au public 2017-07-20
Date d'octroi 2018-12-04
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s)
  • Mazyar, Oleg A.
  • Agrawal, Devesh Kumar
  • Suresh, Radhika
  • Kuznetsov, Oleksandr V.
  • Khabashesku, Valery N.

Abrégé

A method of removing fines and coarse particles from tailings comprises forming a slurry comprising water and oil sands and separating bitumen from tailings comprising fines and coarse particles. Functionalized nanoparticles each comprising a core of carbon nitride and functionalized with one or more exposed cationic groups are mixed with the tailings. The functionalized nanoparticles and the fines interact to form agglomerates comprising the functionalized nanoparticles and the fines attached to the one or more exposed cationic groups. The agglomerates are removed from the tailings to form an aqueous solution having suspended therein fewer fines and coarse particles than are suspended within the tailings.

Classes IPC  ?

  • B01D 21/01 - Séparation par sédimentation de particules solides en suspension dans des liquides en utilisant des agents de floculation
  • B03B 9/02 - Disposition générale d'un atelier de séparation, p.ex. schéma opératoire spécialement adapté aux séparations pétrole/sable, pétrole/craie, pétrole/schistes, ozokérite, bitume ou similaires

92.

ELECTRICAL FEEDTHROUGH FOR SUBSEA SUBMERSIBLE WELL PUMP IN CANISTER

      
Numéro d'application US2016067354
Numéro de publication 2017/120020
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2016-12-16
Date de publication 2017-07-13
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s)
  • Poretti, Arturo, L.
  • Martinez, Ignacio
  • Semple, Ryan
  • Clingman, James, C.
  • Craig, Chad, A.

Abrégé

A subsea pump assembly (11) includes a tubular conduit (13) that has an upstream end plate (15) and an inlet (21) for flowing well fluid into an interior of the conduit. A power cable opening (25) extends through the upstream end plate. An electrical submersible pump (39) and motor (35) are in the interior of the conduit. The motor has a motor assembly housing (51) with an upstream end having an electrical insulator opening (60). An end connection (63) secures the upstream end to an interior side of the upstream end plate with the insulator opening registering with the power cable opening. An insulated electrical connector (67) is mounted in the insulator opening. A motor wire (57) in the motor assembly housing joins to an inner end of the electrical connector. A power conductor (31) extends from exterior of the conduit through the power cable opening and joins to an outer end of the electrical connector.

Classes IPC  ?

  • F04D 13/10 - Ensembles comprenant les pompes et leurs moyens d'entraînement la pompe étant entraînée par l'électricité pour utilisation en position immergée adaptés pour l'utilisation dans les forages de mine
  • F04D 13/08 - Ensembles comprenant les pompes et leurs moyens d'entraînement la pompe étant entraînée par l'électricité pour utilisation en position immergée
  • H01R 13/52 - Boîtiers protégés contre la poussière, les projections, les éclaboussures, l'eau ou les flammes
  • E21B 17/02 - Accouplements; Joints
  • E21B 43/12 - Procédés ou appareils pour commander l'écoulement du fluide extrait vers ou dans les puits
  • F04B 17/03 - Pompes caractérisées par leur combinaison avec des machines motrices ou moteurs particuliers qui les entraînent ou par leur adaptation à ceux-ci entraînées par des moteurs électriques
  • F04B 47/06 - Pompes ou installations de pompage spécialement adaptées pour élever un fluide à partir d'une grande profondeur, p.ex. pompes de puits dont les ensembles pompe-moteur sont placés à grande profondeur

93.

HYDRAULIC FRACTURING USING SUPER ABSORBENT POLYMER HAVING CONTROLLED PARTICLE SIZE

      
Numéro d'application US2017012244
Numéro de publication 2017/120276
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2017-01-05
Date de publication 2017-07-13
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s)
  • Sun, Hong
  • Carman, Paul S.
  • Volk, Alyssa Michelle
  • Chapman, Johnny

Abrégé

A hydraulic fracturing process comprises combining an aqueous carrier with a superabsorbent polymer and a plurality of proppant particles to form a fracturing fluid; and disposing the fracturing fluid in a downhole environment. When the aqueous carrier has a total dissolved solid content of equal to or less than 400 parts per million and a hardness of less than 100 parts per million as calcium carbonate, the superabsorbent polymer comprises particles having a size of about 145 microns to about 600 microns. When the aqueous carrier has a total dissolved solid content of greater than 400 parts per million to less than 8,000 parts per million and a hardness of greater than 100 parts per million to less than 2,500 parts per million as calcium carbonate, the superabsorbent polymer comprises particles having a size of about 145 microns to about 300 microns.

Classes IPC  ?

  • C09K 8/62 - Compositions pour la formation de crevasses ou de fractures
  • E21B 43/26 - Procédés pour activer la production par formation de crevasses ou de fractures
  • E21B 43/17 - Mise en communication de plusieurs puits par fracturation ou autre attaque de la formation

94.

Flow off downhole communication method and related systems

      
Numéro d'application 15042807
Numéro de brevet 09702245
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2016-02-12
Date de la première publication 2017-07-11
Date d'octroi 2017-07-11
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s) Dugas, Bryan C.

Abrégé

A method enables communication with downhole tools during a “flow off” condition by energizing at least one sensor and a controller using a local power source only after flow of drilling fluid has been reduced below the threshold flow rate value. Thereafter, the method involves generating the at least one predetermined pattern into the wellbore, detecting the at least one predetermined pattern using the at least one sensor and the controller, and transmitting a signal using the controller in response to the detected at least one predetermined pattern.

Classes IPC  ?

  • E21B 47/18 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p.ex. pour la diagraphie pendant le forage utilisant des ondes acoustiques à travers le fluide du puits
  • E21B 47/06 - Mesure de la température ou de la pression
  • E21B 41/00 - Matériel ou accessoires non couverts par les groupes

95.

SUPPORT FEATURES FOR EXTENDABLE ELENMENTS OF A DOWNHOLE TOOL BODY, TOOL BODIES HAVING SUCH SUPPORT FEATURES AND RELATED METHODS

      
Numéro d'application US2016068708
Numéro de publication 2017/117126
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2016-12-27
Date de publication 2017-07-06
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s)
  • Herberg, Wolfgang
  • Jakubeit, Christopher
  • Schimanski, Michell

Abrégé

An earth-boring tool includes a tool body configured to rotate in a wellbore and carrying at least one extendable element. The at least one extendable element is configured to move between a retracted position and an extended position projecting radially beyond the tool body. The at least one extendable element has a mating surface. The earth-boring tool includes a support structure located in the tool body and having a support surface that is located and configured to face the mating surface of the at least one extendable element when the at least one extendable element is in the extended position. The support surface of the support structure is configured to bear at least a portion of the tangential forces acting on the extendable element during rotation of the earth-boring tool in the wellbore when the at least one extendable element is in the extended position.

Classes IPC  ?

  • E21B 10/26 - Trépans avec une partie pilote, c. à d. trépans comportant un organe coupant pilote; Trépans pour élargir le trou de forage, p.ex. alésoirs
  • E21B 10/32 - Trépans avec une partie pilote, c. à d. trépans comportant un organe coupant pilote; Trépans pour élargir le trou de forage, p.ex. alésoirs à organes coupants expansibles
  • E21B 17/00 - Tiges ou tubes de forage; Trains de tiges souples; Tiges d'entraînement; Masses-tiges; Tiges de pompage; Tubages; Colonnes de production

96.

DETERMINATION OF CONCENTRATION OF CHEMICAL ELEMENTS IN AN EARTH FORMATION FROM NON-COAXIAL DUAL DETECTOR RADIATION MEASUREMENTS

      
Numéro d'application RU2015000885
Numéro de publication 2017/105269
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2015-12-15
Date de publication 2017-06-22
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s)
  • Vinokurov, Alexandr Anatolevich
  • Banzarov, Bair Valeryevich
  • Velker, Nikolay Nikolaevich
  • Simonov, Nikolai Aleksandrovich

Abrégé

Methods and devices for evaluating earth formations. Methods include making a plurality of radiation measurements with a GR detector disposed on a carrier in the borehole and a second GR detector disposed on the carrier by positioning the first GR detector and the second GR detector in the borehole at each borehole depth such that the first GR detector is radially offset from the second GR detector with respect to the longitudinal axis of the borehole; making an estimate of a concentration of at least one chemical element in the formation for each borehole depth for each of the first GR detector and the second GR detector from the plurality of measurements; and estimating an actual concentration of the at least one chemical element using the estimates of the concentration for the first GR detector and the estimates of the concentration for the second GR detector for each borehole depth.

Classes IPC  ?

  • G01V 5/08 - Prospection ou détection au moyen de radiations nucléaires, p.ex. de la radioactivité naturelle ou provoquée spécialement adaptée au carottage en utilisant des sources de radiation nucléaire primaire ou des rayons X

97.

METHODS OF MANUFACTURING DEGRADABLE TOOLS USING A GALVANIC CARRIER AND TOOLS MANUFACTURED THEREOF

      
Numéro d'application US2016061179
Numéro de publication 2017/105678
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2016-11-09
Date de publication 2017-06-22
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s)
  • Salinas, Bobby J.
  • Xu, Zhiyue

Abrégé

A method of manufacturing a degradable article comprises: forming a mixture comprising composite particles dispersed in a metallic matrix material; the composite particles comprising a carrier and a disintegration agent coated on the carrier or embedded in the carrier, or a combination thereof and having a density that is about 0.2 to about 2.5 equivalents to that of the metallic matrix material when measured under the same testing conditions; and molding or casting the mixture to form a degradable article. The disintegration agent forms a plurality of galvanic cells with the metallic matrix material, or the carrier, or a combination thereof, in the degradable article.

Classes IPC  ?

  • B22F 1/02 - Traitement particulier des poudres métalliques, p.ex. en vue de faciliter leur mise en œuvre, d'améliorer leurs propriétés; Poudres métalliques en soi, p.ex. mélanges de particules de compositions différentes comportant un enrobage des particules
  • B22F 9/00 - Fabrication des poudres métalliques ou de leurs suspensions; Appareils ou dispositifs spécialement adaptés à cet effet
  • B22F 5/00 - Fabrication de pièces ou d'objets à partir de poudres métalliques caractérisée par la forme particulière du produit à réaliser
  • E21B 33/12 - Packers; Bouchons

98.

SCINTILLATION MATERIALS OPTIMIZATION IN SPECTROMETRIC DETECTORS FOR DOWNHOLE NUCLEAR LOGGING WITH PULSED NEUTRON GENERATOR BASED TOOLS

      
Numéro d'application US2016066314
Numéro de publication 2017/106157
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2016-12-13
Date de publication 2017-06-22
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s)
  • Vasilyev, Maxim
  • Anniyev, Toyli
  • Banzarov, Bair V.
  • Bliven, Steven M.
  • Inanc, Feyzi
  • Vinokurov, Alexandr A.

Abrégé

Methods, systems, and devices for evaluating an earth formation intersected by a borehole. Methods may include irradiating the earth formation using a radiation source to provoke radiation from the formation responsive to the irradiation; taking a radiation measurement and thereby generating radiation measurement information by producing light scintillations from a scintillation material responsive to the absorption by the scintillation material of the radiation from the formation and substantial intrinsic radiation of the scintillation material; and estimating a parameter of interest of the earth formation using the radiation measurement information.

Classes IPC  ?

  • E21B 47/00 - Relevés dans les trous de forage ou dans les puits
  • G01V 5/10 - Prospection ou détection au moyen de radiations nucléaires, p.ex. de la radioactivité naturelle ou provoquée spécialement adaptée au carottage en utilisant des sources de radiation nucléaire primaire ou des rayons X en utilisant des sources de neutrons
  • G01V 5/12 - Prospection ou détection au moyen de radiations nucléaires, p.ex. de la radioactivité naturelle ou provoquée spécialement adaptée au carottage en utilisant des sources de radiation nucléaire primaire ou des rayons X en utilisant des sources de rayons gamma ou de rayons X

99.

CUTTING ELEMENTS, EARTH-BORING TOOLS INCLUDING CUTTING ELEMENTS, AND METHODS OF FORMING CUTTING ELEMENTS

      
Numéro d'application US2016066911
Numéro de publication 2017/106488
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2016-12-15
Date de publication 2017-06-22
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s)
  • Vempati, Chaitanya, K.
  • Izbinski, Konrad, T.
  • Patel, Suresh, G.

Abrégé

A cutting element comprises a cutting table of a polycrystalline hard material including a cutting face, a sidewall, and at least one peripheral cutting edge portion between the cutting face and the sidewall. A radius of curvature of the peripheral cutting edge portion is greater than a radius of curvature of at least another peripheral edge portion between the cutting face and the sidewall. An earth-boring tool may include one or more such cutting elements.

Classes IPC  ?

  • E21B 10/42 - Trépans rotatifs du type racleur comportant des dents, des lames ou des organes de coupe similaires, p.ex. du type à fourche, en queue de poisson
  • E21B 10/54 - Trépans caractérisés par des parties résistant à l'usure, p.ex. des diamants rapportés le trépan étant du type racleur, p.ex. trépan du type à fourche

100.

INTEGRATED MODELING AND SIMULATION OF FORMATION AND WELL PERFORMANCE

      
Numéro d'application US2016066951
Numéro de publication 2017/106513
Statut Délivré - en vigueur
Date de dépôt 2016-12-15
Date de publication 2017-06-22
Propriétaire BAKER HUGHES INCORPORATED (USA)
Inventeur(s)
  • Early, Rob
  • Gokdemir, Oktay Metin
  • Freitas, Christopher J.
  • Andrews, Nathan F.
  • Mueschke, Nicholas J.
  • Regulacion, Rhandy

Abrégé

A method of performing aspects of an energy industry operation includes receiving input data at a processing system, the input data describing an assembly for performing the energy industry operation and properties of the formation, the assembly including a downhole component, the processing system configured to estimate production properties based on mathematical models including at least a model of the downhole component and one or more models for simulating fluid flow in the formation. The method also includes, based on the input data, generating a workflow that includes steps for estimating production properties using the models, receiving a selection from a user specifying a type of analysis to be performed and/or a level of complexity of analysis to be performed, customizing the workflow based on the user selection, estimating the production properties based on the models, where estimating is performed according to a procedure specified by the workflow.

Classes IPC  ?

  • E21B 41/00 - Matériel ou accessoires non couverts par les groupes
  • 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
  • G06F 9/455 - Dispositions pour exécuter des programmes spécifiques Émulation; Interprétation; Simulation de logiciel, p.ex. virtualisation ou émulation des moteurs d’exécution d’applications ou de systèmes d’exploitation
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