8 patentes, modelos y diseños de Baker Hughes, a GE company, LLC

Adición de sílice coloidal para promover la separación del aceite del agua.

(03/04/2019) Un procedimiento para separar al menos parcialmente una combinación de aceite y agua que comprende: agregar sílice coloidal a la combinación de aceite y agua, donde el aceite y el agua se producen a partir de un campo de petróleo, y donde la combinación de aceite y agua es una emulsión de aceite en agua; y agregar un producto químico a la combinación de aceite y agua simultáneamente, antes y/o después de agregar el sílice coloidal a la combinación de aceite y agua, donde el producto químico se selecciona del grupo que consiste en productos químicos catiónicos, productos químicos aniónicos, productos químicos no iónicos, productos químicos anfóteros y combinaciones de estos; donde el producto químico catiónico se selecciona del grupo que consiste en sales de cinc, polímeros de dispersión de salmuera de aluminio, polímeros de emulsión inversa, polietileniminas,…

Espumas de alto rendimiento para descargar pozos de gas.

Secciones de la CIP Construcciones fijas Química y metalurgia

(03/04/2019). Inventor/es: YANG,JIANG. Clasificación: E21B43/12, C09K8/594.

Un método para descargar un fluido de un pozo o una conducción de gas que comprende: inyectar una composición espumógena en un pozo o conducción, donde la composición espumógena comprende: un gas; al menos un tensioactivo no iónico seleccionado del grupo que consiste en alcoholes etoxilados que tienen una cadena alquílica lineal o ramificada de 3 a 18 átomos de carbono y de 1 a 30 grupos etoxi; y al menos un tensioactivo iónico que es un tensioactivo anfótero seleccionado del grupo que consiste en alquilbetaínas, alquilamidopropilbetaínas, alquilanfoacetatos, alquilanfopropionatos, alquilamidopropilhidroxisultanas, y mezclas de los mismos; crear una espuma a partir de la composición espumógena; y poner en contacto el fluido del pozo o conducción con la espuma para descargar el fluido.

PDF original: ES-2730223_T3.pdf

Inhibición de sólidos y emulsiones de naftenato en petróleo crudo.

(28/03/2019) Un procedimiento para inhibir la formación de sólidos de ácido nafténico y/o emulsiones de ácido nafténico en petróleo crudo y/o aguas abajo en un pozo de petróleo, dicho petróleo crudo incluye al menos algo de salmuera que se produce conjuntamente desde el depósito, dicho procedimiento comprende introducir un aditivo eficaz para inhibir la formación de sólidos de ácido nafténico y/o emulsiones de ácido nafténico en un procedimiento de producción de petróleo crudo antes de desprotonación del ácido nafténico, donde el aditivo se introduce antes de que el pH de los componentes acuosos del petróleo crudo aumente por encima del pH de desprotonación para los ácidos nafténicos presentes…

Procedimiento de medición y monitorización in situ de la conductividad en sistemas acuosos de alta temperatura.

Secciones de la CIP Física Mecánica, iluminación, calefacción, armamento y voladura

(04/03/2019). Inventor/es: KREMER, LAWRENCE, N., DUNN,SIDNEY A, FULMER,DAVID N, RUMPF,REGIS R. Clasificación: G01N27/30, F22B37/00.

Un procedimiento de monitorización de la conductividad en tiempo real en un sistema de generación de vapor sin interrupción del sistema de generación de vapor, comprendiendo el procedimiento: (a) poner en contacto el fluido en un sistema de generación de vapor con un sensor de banda electroquímica a base de diamante dopado con boro, comprendiendo el sensor de banda electroquímica a base de diamante dopado con boro un cuerpo de diamante y una pluralidad de electrodos de banda de diamante dopado con boro dispuestos dentro del cuerpo de diamante y en contacto con el fluido, donde una superficie frontal del sensor de banda electroquímica a base de diamante dopado con boro se orienta de tal manera que una dirección de flujo del fluido se encuentra sustancialmente paralela a la superficie frontal del sensor; y (b) medir la conductividad del fluido aplicando voltaje al sensor de banda electroquímica a base de diamante dopado con boro.

PDF original: ES-2702664_T3.pdf

Control del sulfuro de carbonilo con borohidruro de sodio en torres cáusticas para procesos de petróleo/petroquímicos.

Sección de la CIP Técnicas industriales diversas y transportes

(13/02/2019). Inventor/es: METZLER,ROGER D, MO,HUA. Clasificación: B01D53/48, B01D53/78.

Un procedimiento para eliminar sulfuro de carbonilo de una corriente de proceso que lo contiene, cuyo procedimiento comprende: poner en contacto la corriente de proceso con borohidruro de sodio donde el borohidruro de sodio reacciona con el sulfuro de carbonilo para formar al menos un producto de reacción; y eliminar al menos un producto de reacción de la corriente de proceso mediante un proceso seleccionado del grupo que consiste en: lavar al menos un producto de reacción con un compuesto básico; atrapar al menos un producto de reacción, donde al menos un producto de reacción tiene un punto de ebullición más alto que el sulfuro de carbonilo; y combinaciones de los mismos; donde la cantidad de borohidruro de sodio agregado a la corriente de proceso es tal que la razón molar de borohidruro de sodio a sulfuro de carbonilo varía de 0,02:1 a 50:1.

PDF original: ES-2699954_T3.pdf

Compuestos de quinona para la inhibición de la polimerización de monómeros.

Sección de la CIP Química y metalurgia

(04/07/2018). Inventor/es: METZLER,ROGER D, MO,HUA. Clasificación: C08K5/07, C08F2/40, C08F2/38.

Un método para inhibir la polimerización de monómeros que comprende introducir en los monómeros una cantidad efectiva de un aditivo para reducir la velocidad de polimerización, en el que el aditivo comprende al menos un primer compuesto seleccionado entre 3,5-di-terc-butil-1,2-benzoquinona (3,5 BQ), 3,5-di-metil-1,2-benzoquinona, 3,6-di-terc-butil-1,2-benzoquinona y combinaciones de los mismos.

PDF original: ES-2678193_T3.pdf

Método para reducir la corrosión de metal.

Sección de la CIP Química y metalurgia

(29/11/2017). Inventor/es: POELKER, DAVID, J., KREMER, LAWRENCE, N., JOVANCICEVIC, VLADIMIR, RAMACHANDRAN,SUNDER, BABIC-SAMARDZIJA,KSENIJA. Clasificación: C23F11/18, C23F11/14, C23F11/02, C23F11/08, C23F11/06, C23F11/10, C23F11/12.

Un método para mitigar o prevenir la corrosión de metal, comprendiendo el método la adición de un aditivo a un sistema en el que: el sistema tiene presente tanto O2 como CO2; o el sistema está a un pH alcalino y tiene presente tanto O2 como CO2; y en el que el aditivo comprende una amina aromática cuaternaria que es una piridina cuaternaria o quinolina cuaternaria; y un ingrediente sinérgico seleccionado del grupo que consiste en alcohol propargílico, 2- metil-3-butin-2-ol, butino y diol, 1-butin-1-ol, sulfuro de bis-2(-mercapto-1-metilpropilo), sulfuro de 2-mercaptoetilo, 2-mercaptoetil éter, 1,5-pentanoditiol, y combinaciones de los mismos; y en el que el sistema es un sistema para la captura y secuestro de CO2 producido a partir de combustibles fósiles; y se utiliza el sistema para transportar o retener gases de combustión.

PDF original: ES-2654141_T3.pdf

Procedimiento de eliminación o barrido del H2S/mercaptano de los fluidos acuosos.

Secciones de la CIP Química y metalurgia Técnicas industriales diversas y transportes

(26/07/2017). Inventor/es: JOVANCICEVIC, VLADIMIR, RAMACHANDRAN,SUNDER, TSANG,YING H, SQUICCIARINI,MICHAEL P, PRINCE,PHILIPPE, YANG,JIANZHONG, CATTANACH,KYLE C. Clasificación: C10G29/20, B01D53/14, B01J20/22, B01D53/48, C02F1/58, B01D53/52.

Un método para eliminar el sulfuro de hidrógeno y/o los mercaptanos de un fluido que comprende: poner el fluido en contacto con una cantidad eficaz de una composición prótica que tenga un pH mayor de 9 para reducir la cantidad de sulfuro de hidrógeno y/o los mercaptanos en comparación con un método idéntico sin la composición prótica, consistiendo dicha composición prótica en: un disolvente prótico; un compuesto sin nitrógeno que tenga una fórmula seleccionada del grupo compuesto por:**Fórmula** donde cada R1, R2, R3 y R4 son iguales o diferentes y se eligen del grupo formado por hidrógeno, un alquilo, un alquenilo, un arilo, un acilo, un halógeno, un hidroxilo, un éster alquílico, un éster arílico, un éter arílico, un éter alquílico, un hidroximetilo, un grupo anhídrido y un sulfuro; y opcionalmente una base; donde el fluido es una fase acuosa.

PDF original: ES-2644483_T3.pdf

 

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