BR112013011764B1 - método de desobstruir um assento e elemento de obturação - Google Patents
método de desobstruir um assento e elemento de obturação Download PDFInfo
- Publication number
- BR112013011764B1 BR112013011764B1 BR112013011764-8A BR112013011764A BR112013011764B1 BR 112013011764 B1 BR112013011764 B1 BR 112013011764B1 BR 112013011764 A BR112013011764 A BR 112013011764A BR 112013011764 B1 BR112013011764 B1 BR 112013011764B1
- Authority
- BR
- Brazil
- Prior art keywords
- seat
- nanomatrix
- core
- fact
- powder
- Prior art date
Links
- 238000011049 filling Methods 0.000 title claims abstract description 25
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 22
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 12
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 207
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims description 149
- 239000011162 core material Substances 0.000 claims description 116
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 101
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 45
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 45
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 45
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 claims description 38
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 28
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 28
- 230000001413 cellular effect Effects 0.000 claims description 17
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 claims description 13
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 claims description 11
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 claims description 11
- 229910052748 manganese Inorganic materials 0.000 claims description 11
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 10
- 229910052727 yttrium Inorganic materials 0.000 claims description 4
- -1 Co Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910003023 Mg-Al Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910018125 Al-Si Inorganic materials 0.000 claims 1
- 229910018137 Al-Zn Inorganic materials 0.000 claims 1
- 229910018520 Al—Si Inorganic materials 0.000 claims 1
- 229910018573 Al—Zn Inorganic materials 0.000 claims 1
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 claims 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 claims 1
- 150000004767 nitrides Chemical class 0.000 claims 1
- 229910052702 rhenium Inorganic materials 0.000 claims 1
- 229910052715 tantalum Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000011247 coating layer Substances 0.000 description 56
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 52
- 230000008859 change Effects 0.000 description 47
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 43
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 37
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 26
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 24
- 238000005245 sintering Methods 0.000 description 22
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 19
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 19
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 17
- 230000004044 response Effects 0.000 description 16
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 14
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 14
- 238000005253 cladding Methods 0.000 description 14
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 13
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 13
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 13
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 13
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 12
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 11
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000002356 single layer Substances 0.000 description 10
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 9
- 239000000428 dust Substances 0.000 description 8
- 229910052761 rare earth metal Inorganic materials 0.000 description 8
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 7
- 230000008569 process Effects 0.000 description 7
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 6
- 230000004580 weight loss Effects 0.000 description 6
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 5
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- 239000007769 metal material Substances 0.000 description 5
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000006399 behavior Effects 0.000 description 4
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 4
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 4
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 4
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 4
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 4
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 4
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 3
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 3
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 3
- 239000002103 nanocoating Substances 0.000 description 3
- 239000012255 powdered metal Substances 0.000 description 3
- 238000005728 strengthening Methods 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 3
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 229910000861 Mg alloy Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 2
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 229910052729 chemical element Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 2
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 239000004005 microsphere Substances 0.000 description 2
- 229910002059 quaternary alloy Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910001256 stainless steel alloy Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910001339 C alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910052684 Cerium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052691 Erbium Inorganic materials 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-M Methacrylate Chemical compound CC(=C)C([O-])=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910000914 Mn alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052779 Neodymium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052777 Praseodymium Inorganic materials 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 1
- 230000003466 anti-cipated effect Effects 0.000 description 1
- 239000002585 base Substances 0.000 description 1
- 230000002902 bimodal effect Effects 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L calcium dibromide Chemical compound [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000003518 caustics Substances 0.000 description 1
- 229910010293 ceramic material Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000001311 chemical methods and process Methods 0.000 description 1
- 150000001805 chlorine compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 239000012792 core layer Substances 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 238000010348 incorporation Methods 0.000 description 1
- 230000001788 irregular Effects 0.000 description 1
- 229910052746 lanthanum Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 239000000155 melt Substances 0.000 description 1
- 239000002923 metal particle Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000002071 nanotube Substances 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000004382 potting Methods 0.000 description 1
- 238000004881 precipitation hardening Methods 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 229910052706 scandium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 1
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L zinc bromide Chemical compound Br[Zn]Br VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B29/00—Cutting or destroying pipes, packers, plugs or wire lines, located in boreholes or wells, e.g. cutting of damaged pipes, of windows; Deforming of pipes in boreholes or wells; Reconditioning of well casings while in the ground
- E21B29/02—Cutting or destroying pipes, packers, plugs or wire lines, located in boreholes or wells, e.g. cutting of damaged pipes, of windows; Deforming of pipes in boreholes or wells; Reconditioning of well casings while in the ground by explosives or by thermal or chemical means
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells
- E21B23/04—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells operated by fluid means, e.g. actuated by explosion
- E21B23/0413—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells operated by fluid means, e.g. actuated by explosion using means for blocking fluid flow, e.g. drop balls or darts
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/12—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by movement of casings or tubings
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/14—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by movement of tools, e.g. sleeve valves operated by pistons or wire line tools
Landscapes
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Powder Metallurgy (AREA)
- Closures For Containers (AREA)
- Hand Tools For Fitting Together And Separating, Or Other Hand Tools (AREA)
- Connector Housings Or Holding Contact Members (AREA)
- Pens And Brushes (AREA)
- Photoreceptors In Electrophotography (AREA)
Abstract
método de desobstruir um assento e elemento de obturação. a presente invenção refere-se a um método de desobstruir um assento (14), incluindo dissolver pelo menos uma superfície de um elemento de obturação (10) assentado contra o assento (14), e desalojar o elemento de obturação (10) a partir do assento (14).
Description
[0001] O presente pedido reivindica os benefícios do Pedido de Patente U.S. No. 12/947048, depositado em 16 de Novembro de 2010, que é aqui incorporado por referência em sua totalidade.
[0002] O presente pedido contém o assunto relacionado ao assunto dos pedidos pendentes, que são cessionados ao mesmo cessionário do presente pedido, Baker Hughes Incorporated of Houston, Texas, que foram todos depositados em 8 de dezembro de 2009. Os pedidos abaixo relacionados se encontram aqui incorporados por referência em sua totalidade:
[0003] Pedido de patente US No. 12/633,682, Documento Legal No. MTL4-49581-US (BAO0372US), intitulado NANOMATRIX POWDER METAL COMPACT;
[0004] Pedido de patente US No. 12/633,686, Documento Legal No. OMS4-50039-US (BAO0386US), intitulado COATED METALIC POWDER AND METHOD OF MAKING THE SAME;
[0005] Pedido de patente US No. 12/633,688, Documento Legal No. MTL4-50131-US (BAO0389US), intitulado METHOD OF MAKING A NANOMATRIX POWDER METAL COMPACT; e
[0006] Pedido de patente US No. 12/633,678, Documento Legal No. MTL4-50132-US (BAO0390US) intitulado ENGINEERED POWDER COMPACT COMPOSITE MATERIAL.
[0007] Na indústria de perfuração e conclusão é com frequência desejável se utilizar o que é conhecido na técnica como esferas de manobra, dardos, (de modo geral elementos de obturação) para uma série de diferentes operações que requeiram eventos de elevação de pressão. Como é conhecido daqueles versados na técnica, as esferas de manobra são lançadas em momentos selecionados para assentamento em um assento de esfera de fundo de poço e criar uma vedação no mesmo. A vedação que é criada é com frequência pretendida para temporária. Após a operação para a qual a esfera de manobra foi lançada ser completada, a esfera é removida a partir do furo do poço por métodos tais como circulação reversa da esfera fora do poço. Assim procedendo, entretanto, requer que a esfera se desloque a partir do assento. Em algumas ocasiões a esfera pode se tornar emperrada no assento desse modo evitando que a mesma seja circulada fora do poço, desse modo necessitando de métodos mais onerosos e demorados de remover a esfera, tais como, através de perfurar a esfera para fora, por exemplo. Dispositivos e métodos que permitam que um operador remova a esfera sem apelar para o referido processo oneroso seriam bem recebidos na técnica.
[0008] É descrito aqui um método de desobstruir um assento, incluindo dissolver pelo menos uma superfície de um elemento de obturação assentado contra o assento, e desalojar o elemento de obturação a partir do assento.
[0009] Também descrito é um elemento de obturação incluindo um corpo tendo uma superfície externa configurada para engajar assentando um assento em que pelo menos a superfície externa do elemento de obturação é configurada para se dissolver com exposição a um ambiente alvo.
[00010] As descrições a seguir não devem ser consideradas como limitantes de modo algum. Com referência aos desenhos anexos, elementos similares são numerados de modo similar:
[00011] A figura 1 ilustra uma vista em seção transversal de um elemento de obturação descrito aqui dentro de um elemento tubular;
[00012] A figura 2 ilustra uma vista em seção transversal de um elemento de obturação alternativo descrito aqui;
[00013] A figura 3 é uma fotomicrografia de um pó 210 como descrito aqui que foi embutido em um material de envasamento e seccionado;
[00014] A figura 4 é uma ilustração esquemática de uma modalidade exemplificativa de uma partícula de pó 12 como apareceria em uma vista seccionada exemplificativa representada pela seção 4 - 4 da figura 3;
[00015] A figura 5 é a fotomicrografia de uma modalidade exemplificativa de um compacto em pó como descrito aqui;
[00016] A figura 6 é um esquema de ilustração de uma modalidade exemplificativa de um compacto em pó produzido usando um pó tendo partículas de pó de camada única como apareceria tomada ao longo da seção 6-6 na figura 5;
[00017] A figura 7 é um esquema de ilustração de outra modalidade exemplificativa de um compacto em pó produzido usando um pó tendo partículas de pó de múltiplas camadas como apareceria tomada ao longo da seção 6-6 na figura 5;
[00018] A figura 8 é uma ilustração esquemática de uma mudança em uma propriedade de um compacto em pó como descrito aqui como uma função do tempo e uma mudança na condição do ambiente do compacto em pó.
[00019] Uma descrição detalhada de uma ou mais modalidades do aparelho e método descrito é apresentada aqui apenas como exemplo e não como limitação com referência às figuras.
[00020] Com referência agora à figura 1, uma modalidade de uma esfera de manobra, também descrita aqui em um termo mais genérico como um elemento de obturação é ilustrada em geral em 10. Embora o elemento de obturação 10 seja ilustrado como uma esfera, outros formatos são contemplados tais como cônico, elíptico, etc. O elemento de obturação 10 é configurado para engajar assentando com um assento 14. O assento 14 ilustrado aqui inclui uma superfície cônica 18 engatada em modo de vedação com um elemento tubular 22. O engate de assentamento do elemento de obturação 10 com o assento 14 permite que o corpo 12 se vede ao assento 14 desse modo permitindo que a pressão seja aumentada contra o mesmo. O corpo 12 tem uma superfície externa 26 que é configurada para se dissolver com a exposição a um ambiente 30 que é antecipado durante posicionamento do elemento de obturação 10. A referida dissolução pode incluir corrosão, por exemplo, em aplicações em que a superfície externa 26 é parte de uma célula eletroquímica. A dissolução da superfície externa 26 permite que o corpo 12, quando ele se tornou emperrado, entalado ou alojado ao assento 14, seja desalojado e desselado a partir do mesmo. O referido desalojamento pode ser em virtude, pelo menos em parte, a uma redução no engate de fricção entre o elemento de obturação 10 e o assento 14 na medida em que o corpo 12 começa a dissolver. Adicionalmente, o desalojamento é em virtude de mudanças dimensionais do elemento de obturação 10 na medida em que o corpo 12 se dissolve inicialmente a partir da superfície externa 26.
[00021] A habilidade de desalojar o elemento de obturação 10 a partir do assento 14 é particularmente útil em casos onde o elemento de obturação 10 se tornou entalado em uma abertura 34 do assento 14. A gravidade do referido entalamento pode ser significante em casos onde o corpo 12 se tornou deformado em virtude de forças que lançam o elemento de obturação 10 contra o assento 14. A referida deformação pode fazer com que a porção 38 do corpo 12 se estende para dentro da abertura 34, desse modo aumentando o engate de fricção entre a porção 38 e a dimensão 42 da abertura 34.
[00022] Em aplicações para uso nas indústrias de perfuração de conclusão, como discutido acima, em que o elemento de obturação 10 é uma esfera de manobra a esfera será exposta a um ambiente de fundo de poço 30. O ambiente de fundo de poço 30 pode incluir altas temperaturas, altas pressões, e fluidos do furo do poço, tais como, produtos químicos cáusticos, ácidos, bases e soluções salinas, por exemplo. Ao se produzir o corpo 12 de um material 46 (isso não é mostrado em qualquer figura) que perde resistência no ambiente 30, o corpo 12 pode ser produzido para efetivamente dissolver em resposta à exposição ao ambiente de fundo de poço 30. O início da dissolução ou da desintegração do corpo 12 pode começar na superfície externa 26 na medida em que a resistência da superfície externa 26 diminui primeiro e pode se propagar para o equilíbrio do corpo 12. Possíveis escolhas para o material 46 inclui, mas não são limitadas a Magnésio, adesivos poliméricos tais como adesivo estrutural metacrilato, material dissolvível de alta resistência (discutido em detalhes posteriormente na presente especificação), etc.
[00023] O corpo 12 e a superfície externa 26 do elemento de obturação 10 na modalidade da figura 1 são ambos produzidos do material46. Como tal, a dissolução do material46 pode deixar não só o corpo 12, mas também a superfície externa 26 em pequenas peças que não são prejudiciais à operação adicional do poço, desse modo negando a necessidade, seja de bombear o corpo 12 para fora do elemento tubular 22 ou de acionar uma ferramenta dentro do furo do poço para perfurar ou triturar o corpo 12 em peças suficientemente pequenas para remover o impedimento a partir do mesmo.
[00024] Com referência agora à figura 2, uma modalidade alternativa de um elemento de obturação descrito aqui é ilustrada em 110. Diferente do elemento de obturação 10 o elemento de obturação 110 tem um corpo 112 produzido de pelo menos dois materiais diferentes. O corpo 112 inclui um núcleo 116 produzido de um primeiro material 117 e um invólucro 120 produzido de um segundo material 121. Uma vez que na presente modalidade, uma superfície externa 126 (isso não é mostrado nas figuras) que de fato entra em contato com o assento 14 está apenas no invólucro 120, apenas o segundo material 121 precisa ser dissolvível no ambiente alvo 30. De modo diferente, o primeiro material 117 pode ou não ser dissolvível no ambiente 30.
[00025] Se o primeiro material 117 não for dissolvível pode ser desejável se fazer a maior dimensão 124 do núcleo 116 menor do que a dimensão 42 do assento 14 para permitir que o núcleo 116 passe através do mesmo após a dissolução do invólucro 120. Assim procedendo, o núcleo 116 pode ser acionado, ou permitido cair, para fora da extremidade inferior do elemento tubular 22 em vez de ser bombeado para cima para remover o mesmo a partir do poço.
[00026] Como mencionado acima, materiais adicionais que podem ser utilizados com a esfera como descrito aqui são materiais metálicos leves, de alta resistência que podem ser usados em uma grande variedade de aplicações e ambientes de aplicação, incluindo o uso em vários ambientes de furo de poço para se implementar várias ferramentas de fundo de poço leves, alta resistência, de modo selecionável e controlável, descartável ou degradável ou outros componentes de fundo de poço, assim como muitas outras aplicações para uso em artigos não só duráveis mas também descartáveis ou degradáveis. Os referidos materiais degradáveis leves, de alta resistência e de modo selecionável e controlável incluem compactos de pó sinterizados amplamente densos formados a partir de materiais de pó revestidos que incluem vários núcleos de partículas leves e materiais de núcleo tendo vários revestimentos de camada simples e de múltiplas camadas em nanoescala. Os referidos compactos em pó são produzidos a partir de pós metálicos revestidos que incluem vários materiais de núcleo e núcleos de partículas eletroquímicos ativos (por exemplo, tendo potenciais de oxidação padrão relativamente leves), tais como metais eletroquimicamente ativos, que são dispersos dentro de uma nanomatriz celular formada a partir das várias camadas de revestimento metálico em nanoescala de materiais de revestimento metálico, e são particularmente úteis em aplicações de furo do poço. Os referidos compactos em pó proporcionam uma única e vantajosa combinação de propriedades de resistência mecânica, tais como compressão e resistência a cisalhamento, baixa densidade e propriedades de corrosão selecionáveis e controláveis, dissolução particularmente rápida e controlada em vários fluidos de furo do poço. Por exemplo, o núcleo de partícula e camadas de revestimento dos referidos pós podem ser selecionados para proporcionar compactos sinterizados em pó adequado para uso como materiais de alta resistência trabalhados por engenharia tendo uma resistência compressiva e resistência de cisalhamento comparável a vários outros materiais trabalhados por engenharia , incluindo carbono, aço inoxidável e ligas de aço, mas que também tem uma baixa densidade comparável a vários polímeros, elastômeros, materiais cerâmicos porosos de baixa densidade e compósitos. Ainda como outro exemplo, os referidos pós e materiais compactos em pó podem ser configurados para proporcionar uma degradação selecionável e controlável ou descarte em resposta a uma mudança em uma condição ambiental, tal como uma transição a partir de um coeficiente de dissolução muito baixo para um coeficiente de dissolução muito rápido em resposta a uma mudança em uma propriedade ou condição de um furo do poço próximo a um artigo formado a partir do compacto, incluindo uma mudança de propriedade em um fluido de furo do poço que está em contato com o compacto em pó. A degradação selecionável e controlável ou características de descartar descritas também permitem uma estabilidade dimensional e resistência dos artigos, tais como ferramentas de furo do poço ou outros componentes, produzidos a partir dos referidos materiais a serem mantidos até que os mesmos não sejam mais necessários, em cujo tempo uma predeterminada condição ambiental, tal como uma condição de furo do poço, incluindo a temperatura do fluido do furo do poço, pressão ou valor de pH, pode ser mudada ]para promover a sua remoção por rápida dissolução. Os referidos materiais de pó revestidos e compactos em pó e materiais trabalhados por engenharia formados a partir dos mesmos, assim como métodos de produção dos mesmos, são descritos adicionalmente abaixo.
[00027] Com referência à figura 3, um pó metálico 210 inclui uma pluralidade de partículas de pó revestidas metálicas 212. Partículas de pó 212 podem ser formadas para proporcionar um pó 210, incluindo pó de fluxo livre, que pode ser vertido ou de outro modo disposto em todas as maneiras de formas ou moldes (não mostrados) tendo todas as maneiras de formatos e tamanhos e que podem ser usados para configurar os compactos em pó 400 (figuras 6 e 7), como descrito aqui, que podem ser usados como, ou para uso na fabricação, de vários artigos de fabricação, incluindo várias ferramentas de furo do poço e componentes.
[00028] Cada uma das partículas de pó revestidas metálicas 212 do pó 210 inclui um núcleo de partícula 214 e uma camada de revestimento metálica 216 disposta sobre o núcleo de partícula 214. O núcleo de partícula 214 inclui um material de núcleo 218. O material de núcleo 218 pode incluir qualquer material adequado para formar o núcleo de partícula 214 que proporciona partícula de pó 212 que pode ser sinterizada para formar um compacto em pó leve de alta resistência 400 tendo características de dissolução selecionáveis e controláveis. Materiais de núcleo adequados incluem metais eletroquimicamente ativos tendo um potencial de oxidação padrão maior do que ou igual àquele do Zn, incluindo Mg, Al, Mn ou Zn ou uma combinação dos mesmos. Os referidos metais eletroquimicamente ativos são muito reativos com uma série de fluidos comuns de furo do poço, incluindo qualquer número de fluidos iônicos ou fluidos altamente polares, tais como os que contêm vários cloretos. Exemplos incluem fluidos que compreendem cloreto de potássio (KCl), ácido hidroclorídrico (HCl), cloreto de cálcio (CaCl2), brometo de cálcio (CaBr2) ou brometo de zinco (ZnBr2). Material de núcleo 218 pode também incluir outros metais que são menos eletroquimicamente ativos do que Zn ou materiais não metálicos, ou a combinação dos mesmos. Adequados materiais não metálicos incluem cerâmicas, compósitos, vidros ou carbono, ou a combinação dos mesmos. Material de núcleo 218 pode ser selecionado para proporcionar um alto coeficiente de dissolução em um predeterminado fluido de furo do poço, mas pode também ser selecionado para proporcionar um coeficiente de dissolução relativamente baixo, incluindo zero dissolução, onde a dissolução do material de nanomatriz faz com que o núcleo de partícula 214 seja rapidamente enfraquecido e liberado a partir do compacto de partícula na interface com o fluido de furo do poço, de modo que o coeficiente efetivo de dissolução de compactos de partícula produzidos usando núcleo de partículas 214 dos referidos materiais de núcleo 218 é alto, embora o material de núcleo 218 em si possa ter um baixo coeficiente de dissolução, incluindo materiais de núcleo 220 que podem ser substancialmente insolúveis no fluido de furo do poço.
[00029] Com relação aos metais eletroquimicamente ativos como materiais de núcleo 218, incluindo Mg, Al, Mn ou Zn, os referidos metais podem ser usados como puros metais ou em qualquer combinação um com o outro, incluindo várias combinações de ligas dos referidos materiais, incluindo ligas binárias, terciárias, ou quaternárias dos referidos materiais. As referidas combinações podem também incluir compósitos dos referidos materiais. Ademais, além das combinações um com o outro, os materiais de núcleo de Mg, Al, Mn ou Zn 18 podem também incluir outros constituintes, incluindo várias adições de ligas, para alterar uma ou mais propriedades do núcleo de partículas 214, tais como ao aprimorar a resistência, reduzir a densidade ou alterar as características de dissolução do material de núcleo 218.
[00030] Dentre os metais eletroquimicamente ativos, Mg, seja como um metal puro ou uma liga ou um material compósito, é particularmente útil, pelo fato de sua baixa densidade e habilidade para formar ligas de alta resistência, assim como o seu alto grau de atividade eletroquímica, uma vez que ela tem um potencial de oxidação padrão maior do que Al, Mn ou Zn. As ligas de Mg incluem todas as ligas que têm Mg como uma liga constituinte. Ligas de Mg que combinam outros metais eletroquimicamente ativos, como descrito aqui, os constituintes de liga são particularmente úteis, incluindo as binárias Mg-Zn, Mg-Al e Mg-Mn ligas, assim como as ligas terciárias Mg-Zn-Y e Mg-Al-X, onde X inclui Zn, Mn, Si, Ca ou Y, ou uma combinação dos mesmos. As referidas ligas de Mg-Al-X podem incluir, em peso, até cerca de 85% Mg, até cerca de 15% Al e até cerca de 5% X. Núcleo de partícula 214 e material de núcleo 218, e particularmente metais eletroquimicamente ativos incluindo Mg, Al, Mn ou Zn, ou combinações dos mesmos, pode também incluir um elemento de terra rara ou combinação de elementos de terras raras. Como usado aqui, elementos de terras raras incluem Sc, Y, La, Ce, Pr, Nd ou Er, ou uma combinação de elementos de terras raras. Onde presente, um elemento de terra rara ou combinações de elementos de terras raras pode estar presente, em peso, em uma quantidade de cerca de 5% ou menos.
[00031] Núcleo de partícula 214 e material de núcleo 218 têm uma temperatura de fusão (Tp). Como usado aqui, Tp inclui a mais baixa temperatura na qual a fusão incipiente ou liquefação ou outras formas de fusão parcial ocorrem dentro do material de núcleo 218, independente de se o material de núcleo 218 compreende um puro metal, uma liga com múltiplas fases tendo diferentes temperaturas de fusão ou um compósito de materiais tendo diferentes temperaturas de fusão.
[00032] Núcleo de partículas 214 pode ter qualquer tamanho adequado de partícula ou fixa de tamanhos de partícula ou distribuição de tamanhos de partícula. Por exemplo, o núcleo de partículas 214 pode ser selecionado para proporcionar um tamanho médio de partícula que é representado por uma distribuição unimodal normal ou do tipo Gaussiano em torno de uma média ou meio, como ilustrado em geral na figura 3. Em outro exemplo, o núcleo de partículas 214 pode ser selecionado ou misturado para proporcionar uma distribuição multimodal de tamanhos de partícula, incluindo uma pluralidade de núcleos de tamanhos médios de partícula, tais como, por exemplo, uma distribuição bimodal homogênea de partículas de tamanho médio. A seleção da distribuição de tamanho de núcleo de partícula pode ser usada para determinar, por exemplo, o tamanho de partícula e espaçamento entre partículas 215 das partículas 212 de pó 210. Em uma modalidade exemplificativa, o núcleo de partículas 214 pode ter uma distribuição unimodal e um diâmetro médio de partícula de cerca de 5 μm a cerca de 300 μm, mais particularmente cerca de 80 μm a cerca de 120 μm, e ainda mais particularmente cerca de 100 μm.
[00033] O núcleo de partículas 214 pode ter qualquer formato adequado partícula, incluindo qualquer formato geométrico regular ou irregular, ou combinação dos mesmos. Em uma modalidade exemplificativa, o núcleo de partículas 214 é substancialmente de partículas de metal esféricas eletroquimicamente ativas. Em outra modalidade exemplificativa, o núcleo de partículas 214 é de partículas de cerâmica substancialmente irregularmente formadas. Em ainda outra modalidade exemplificativa, o núcleo de partículas 214 é de estruturas de carbono ou de outras estruturas de nanotubo ou microesferas de vidro ocas.
[00034] Cada uma das partículas de pó revestidas metálicas 212 do pó 210 também inclui uma camada de revestimento metálica 216 que é disposta no núcleo de partícula 214. A camada de revestimento metálica 216 inclui um material de revestimento metálico 220. O material de revestimento metálico 220 proporciona às partículas de pó 212 e ao pó 210 a sua natureza metálica. A camada de revestimento metálica 216 é uma camada de revestimento em nanoescala. Em uma modalidade exemplificativa, a camada de revestimento metálica 216 pode ter uma espessura de cerca de 25 nm a cerca de 2500 nm. A espessura de camada de revestimento metálica 216 pode variar sobre a superfície de núcleo de partícula 214, mas preferivelmente tem uma espessura substancialmente uniforme sobre a superfície de núcleo de partícula 214. a camada de revestimento metálica 216 pode incluir uma única camada, como ilustrado na figura 4, ou uma pluralidade de camadas como uma estrutura de revestimento de múltiplas camadas. Em um revestimento de uma única camada, ou em cada um dos revestimentos de múltiplas camadas, a camada de revestimento metálica 216 pode incluir um único elemento ou composto químico constituinte, ou pode incluir uma pluralidade de elementos ou compostos químicos. Onde uma camada inclui uma pluralidade de constituintes ou compostos químicos, os mesmos podem ter todos as maneiras de distribuição homogênea ou heterogênea, incluindo uma distribuição homogênea ou heterogênea de fases metalúrgicas. Isso pode incluir uma distribuição escalonada onde os teores relativos dos constituintes ou compostos químicos varia de acordo com os respectivos perfis dos constituintes através da espessura da camada. Em ambos os revestimentos de camada única e de múltiplas camadas 216, cada uma das respectivas camadas, ou combinações das mesmas, pode ser usada para proporcionar uma predeterminada propriedade para a partícula de pó 212 ou um compacto de pó sintetizado formado a partir do mesmo. Por exemplo, a propriedade predeterminada pode incluir a resistência a ligação da ligação metalúrgica entre o núcleo de partícula 214 e o material de revestimento 220; as características de interdifusão entre o núcleo de partícula 214 e a camada de revestimento metálica 216, incluindo qualquer interdifusão entre as camadas dos revestimentos de múltiplas camadas 216; as características de interdifusão entre as várias camadas de um revestimento de múltiplas camadas 216; as características de interdifusão entre a camada de revestimento metálica 216 de uma partícula de pó e aquela de uma partícula de pó adjacente 212; a resistência a ligação da ligação metalúrgica entre as camadas de revestimento metálicas das partículas de pó sinterizadas adjacentes 212, incluindo as camadas mais externas da camada de múltiplas camadas de revestimento; e a atividade eletroquímica da camada de revestimento 216.
[00035] A camada de revestimento metálica 216 e o material de revestimento 220 têm uma temperatura de fusão (Tc). Como usado aqui, Tc inclui a temperatura mais baixa na qual a fusão incipiente ou liquefação ou outras formas de fusão parcial ocorrem dentro de material de revestimento 220, independente de se o material de revestimento 220 compreende um metal puro, uma liga com múltiplas fases cada uma tendo diferentes temperaturas de fusão ou um compósito, incluindo um compósito que compreende uma pluralidade de camadas de material de revestimento tendo diferentes temperaturas de fusão.
[00036] O material de revestimento metálico 220 pode incluir qualquer material de revestimento metálico adequado 220 que proporciona uma superfície externa sinterizável 221 que é configurada para ser sinterizada a uma partícula de pó adjacente 212 que também tem uma camada de revestimento metálica 216 e uma superfície externa sinterizável 221. Em pós 210 que também incluem segundas partículas ou partículas adicionais (revestidas ou não revestidas) 232, como descrito aqui, a superfície externa sinterizável 221 da camada de revestimento metálica 216 é também configurada para ser sinterizada a uma superfície externa sinterizável 221 de segundas partículas 232. Em uma modalidade exemplificativa, as partículas de pó 212 são sinterizáveis a uma predeterminada temperatura de sinterização (Ts) que é uma função do material de núcleo 218 e material de revestimento 220, de modo que sinterização do compacto de pó 400 é realizada inteiramente no estado sólido e onde Ts é menos do que Tp e Tc. A sinterização no estado sólido limita as interações do núcleo de partícula 214/camada de revestimento metálica 216 aos processos de difusão de estado sólido e aos fenômenos de transporte metalúrgicos e limita o desenvolvimento de e proporciona o controle sobre a interface resultante entre os mesmos. De modo diferente, por exemplo, a introdução de sinterização de fase líquida proporciona a rápida interdifusão dos materiais de núcleo de partícula 214/camada de revestimento metálica 216 e torna difícil limitar o desenvolvimento de e proporcionar o controle sobre a interface resultante entre os mesmos, e assim interfere com a formação da microestrutura desejável do compacto de partícula 400 como descrito aqui.
[00037] Em uma modalidade exemplificativa, o material de núcleo 218 será selecionado para proporcionar uma composição química do núcleo e o material de revestimento 220 será selecionado para proporcionar uma composição química do revestimento e as referidas composições químicas serão também selecionadas para diferir uma a partir da outra. Em outra modalidade exemplificativa, o material de núcleo 218 será selecionado para proporcionar uma composição química do núcleo e o material de revestimento 220 será selecionado para proporcionar a composição química do revestimento e as referidas composições químicas também serão selecionadas para diferir uma a partir da outra em suas interfaces. Diferenças nas composições químicas de material de revestimento 220 e de material de núcleo 218 podem ser selecionadas para proporcionar diferentes coeficientes de dissolução e a dissolução selecionável e controlável de compactos em pó 400 que incorporam os mesmos os tornando dissolvíveis de modo selecionável e controlável. Isso inclui coeficientes de dissolução que diferem em resposta a uma condição mudada no furo do poço, incluindo uma mudança indireta ou direta em um fluido de furo do poço. Em uma modalidade exemplificativa, um compacto em pó 400 formado a partir de pó 210 tendo composições químicas de material de núcleo 218 e material de revestimento 220 que constituem o compacto 400 é dissolvível de modo selecionável em um fluido de furo do poço em resposta a uma mudança de condição do furo do poço que inclui uma mudança em temperatura, mudança em pressão, mudança em coeficiente de fluxo, mudança em pH ou mudança na composição química do fluido de furo do poço, ou uma combinação dos mesmos. A resposta de dissolução selecionável a uma mudança de condição pode resultar a partir de reações químicas atuais ou processos que promovem diferentes coeficientes de dissolução, mas também englobam mudanças na resposta de dissolução que estão associadas com as reações ou processos físicos, tais como mudanças na pressão de fluido de furo do poço ou no coeficiente de fluxo.
[00038] Como ilustrado nas figuras 3 e 5, o núcleo de partícula 214 e o material de núcleo 218 e a camada de revestimento metálica 216 e o material de revestimento 220 podem ser selecionados para proporcionar partículas de pó 212 e um pó 210 que é configurado para compactação e sinterização para proporcionar um compacto em pó 400 que é leve (isto é, tendo uma densidade relativamente baixa), alta resistência e é removível de modo selecionado e controlável a partir de um furo do poço em resposta a uma mudança em uma propriedade do furo do poço, incluindo ser dissolvível de modo selecionável e controlável em um fluido apropriado de furo do poço, incluindo vários fluidos de furo do poço como descrito aqui. Compacto de pó 400 inclui uma nanomatriz celular substancialmente contínua 416 de um material de nanomatriz 420 tendo uma pluralidade de partículas dispersas 414 dispersas através da nanomatriz celular 416. A nanomatriz celular substancialmente contínua 416 e o material de nanomatriz 420 formados de camadas de revestimento metálico sinterizado 216 são formados pela compactação e sinterização da pluralidade de camadas de revestimento metálico 216 de a pluralidade de partículas de pó 212. A composição química do material de nanomatriz 420 pode ser diferente do que aquela do material de revestimento 220 em virtude dos efeitos de difusão associados com a sinterização como descrito aqui. O compacto de metal em pó 400 também inclui uma pluralidade de partículas dispersas 414 que compreendem o material de núcleo de partícula 418. Dispersos o núcleo de partículas 414 e o material de núcleo 418 correspondem a e são formados a partir de uma pluralidade de núcleos de partículas 214 e de material de núcleo 218 da pluralidade de partículas de pó 212 na medida em que as camadas de revestimento metálico 216 são sinterizadas juntas para formar a nanomatriz 416. A composição química de material de núcleo 418 pode ser diferente do que aquela do material de núcleo 218 em virtude dos efeitos de difusão associados com a sinterização como descrito aqui.
[00039] Como usado aqui, o termo nanomatriz celular substancialmente contínua 416 não tem conotação de constituinte principal do compacto em pó, mas em vez disso se refere à minoria do constituinte ou dos constituintes, se em peso ou por volume. Isso é distinguido a partir da maioria dos materiais compósitos matrizes onde a matriz compreende a maior parte do constituinte em peso ou volume. O uso do termo nanomatriz celular substancialmente contínua, pretende descrever a natureza extensiva, regular, contínua e interconnectada da distribuição do material de nanomatriz 420 dentro de compacto de pó 400. Como usado aqui, "substancialmente contínua" descreve a extensão do material de nanomatriz através de compacto de pó 400 de modo que se estende entre e envelopa substancialmente todas as partículas dispersas 414. Substancialmente contínuo é usado para indicar que a completa continuidade e a ordem regular da nanomatriz em torno de cada partícula dispersa 414 não é necessário. Por exemplo, os defeitos na camada de revestimento 216 sobre o núcleo de partícula 214 em algumas partículas de pó 212 pode causar a ligação do núcleo de partículas 214 durante a sinterização do compacto em pó 400, desse modo causando descontinuidades localizadas para resultar dentro da nanomatriz celular 416, embora em outas porções do compacto em pó a nanomatriz é substancialmente contínua e exibe a estrutura descrita aqui. Como usado aqui, "celular" é usado para indicar que a nanomatriz define uma rede de compartimentos em geral repetidos, interconectados, ou células de material de nanomatriz 420 que englobam e também interconectam as partículas dispersas 414. Como usado aqui, "nanomatriz" é usado para descrever o tamanho ou a escala da matriz, particularmente a espessura da matriz entre partículas dispersas adjacentes 414. As camadas de revestimento metálico que são sinterizadas juntas para formar a nanomatriz são em si em camadas de revestimento de espessura em nanoescala. Uma vez que a nanomatriz em muitos locais, diferente da interseção de mais do que duas partículas dispersas 414, em geral compreende a interdifusão e ligação de duas camadas de revestimento 216 a partir das partículas de pó adjacentes 212 tendo espessura de nanoescala, a matriz formada também tem uma espessura de nanoescala (por exemplo, aproximadamente duas vezes a espessura da camada de revestimento como descrito aqui) e é assim descrita como uma nanomatriz. Adicionalmente, o uso do termo partículas dispersas 414 não tem conotação de menor constituinte de compacto de pó 400, mas em vez disso se refere ao constituinte ou constituintes maiores, se em peso ou por volume. O uso do termo partícula dispersa é pretendido transportar a distribuição de material de núcleo de partícula descontínua e distinta 418 dentro de compacto de pó 400.
[00040] O compacto de pó 400 pode ter qualquer formato ou tamanho desejado, incluindo que uma bilha ou barra cilíndrica que pode ser usinada ou de outro modo usado para formar artigos de fabricação úteis, incluindo várias ferramentas de furo do poço e componentes. A sinterização e os processos de pressionar usados para formar compacto de pó 400 e deformar as partículas de pó 212, incluindo núcleo de partículas 214 e camadas de revestimento 216, para proporcionar o completo formato e tamanho de ampla densidade e formato macroscópico desejado e do compacto de pó 400 assim como a sua microestrutura. A microestrutura de compacto de pó 400 inclui uma configuração equiaxial de partículas dispersas 414 que são dispersas através de e embutidas dentro da nanomatriz celular substancialmente contínua 416 das camadas de revestimento sinterizadas. As microestruturas são relativamente análogas a uma microestrutura de grão equiaxial com uma fase contínua de limite de grão, exceto em que não requer o uso de que os constituintes de liga tenham propriedades de equilíbrio de fase termodinâmica que são capazes de produzir a referida estrutura. Em vez disso, a referida estrutura de partícula dispersa equiaxial e a nanomatriz celular 416 de camadas de revestimento metálico sinterizado 216 podem ser produzidas usando constituintes onde as condições de equilíbrio da fase termodinâmica não produzem uma estrutura equiaxial. A morfologia equiaxial das partículas dispersas 414 e rede celular 416 de camadas de partículas resulta a partir da sinterização e da deformação das partículas de pó 212 na medida em que as mesmas são compactadas e se interdifundem e se deformam para preencher os espaços entre partículas 215 (figura 3). As temperaturas de sinterização e as pressões podem ser selecionadas para garantir que a densidade de compacto de pó 400 alcance a densidade teórica substancialmente completa.
[00041] Em uma modalidade exemplificativa como ilustrado nas figuras 3 e 5, partículas dispersas 414 são formadax a partir de núcleo de partículas 214 dispersas na nanomatriz celular 416 das camadas de revestimento metálico sinterizado 216, e a nanomatriz 416 inclui uma ligação metalúrgica de estado sólido 417 ou camada de ligação 419, como ilustrado de modo esquemático na figura 6, se estendendo entre as partículas dispersas 414 através da nanomatriz celular 416 que é formada na temperatura de sinterização (Ts), onde Ts é menos do que Tc e TP. Como indicado, a ligação metalúrgica de estado sólido 417 é formada no estado sólido por interdifusão de estado sólido entre as camadas de revestimento 216 de partículas de pó adjacentes 212 que são comprimidas em contato de toque durante os processos de compactação e de sinterização usados para formar compacto de pó 400, como descrito aqui. Como tal, as camadas de revestimento sinterizadas 216 de nanomatriz celular 416 incluem a camada de ligação de estado sólido 419 que tem uma espessura (t) definida pela extensão da interdifusão dos materiais de revestimento 220 das camadas de revestimento 216, as quais por sua vez serão definidas pela natureza das camadas de revestimento 216, incluindo se as mesmas forem camadas simples ou múltiplas das camadas de revestimento, se as mesmas foram selecionadas para promover ou limitar a referida interdifusão, e outros fatores, como descrito aqui, assim como as condições de sinterização e de compactação, incluindo o tempo de sinterização, temperatura e pressão usados para formar o compacto de pó 400.
[00042] Na medida em que a nanomatriz 416 é formada, incluindo a ligação 417 e a camada de ligação 419, a composição química ou a distribuição de fase, ou ambas, das camadas de revestimento metálico 216 pode mudar. A nanomatriz 416 também tem uma temperatura de fusão (TM). Como usado aqui, TM inclui a temperatura mais baixa na qual a fusão incipiente ou liquefação ou outras formas de fusão parcial ocorrerão dentro da nanomatriz 416, independente de se o material de nanomatriz 420 compreende um metal puro, uma liga com múltiplas fases cada uma tendo diferentes temperaturas de fusão ou um compósito, incluindo um compósito que compreende uma pluralidade de camadas de vários materiais de revestimento tendo diferentes temperaturas de fusão, ou uma combinação dos mesmos, ou outro. As partículas dispersas 414 e os materiais de núcleo de partícula 418 são formados em conjunto com a nanomatriz 416, a difusão dos constituintes de camadas de revestimento metálico 216 no núcleo de partículas 214 é também possível, que pode resultar em mudanças na composição química ou distribuição de fase, ou ambas, do núcleo de partículas 214. Como um resultado, as partículas dispersas 414 e os materiais de núcleo de partícula 418 podem ter uma temperatura de fusão (TDP) que é diferente do que Tp. Como usado aqui, TDP inclui a temperatura mais baixa na qual a fusão incipiente ou liquefação ou outras formas de fusão parcial irão ocorrer dentro de partículas dispersas 214, independente de se o material de núcleo de partícula 218 compreende um metal puro, uma liga com múltiplas fases cada uma tendo diferentes temperaturas de fusão ou um compósito, ou outro. Compacto de pó 400 é formado a uma temperatura de sinterização (Ts), onde Ts é menos do que TC,TP, TMe TDP.
[00043] Partículas dispersas 414 podem compreender qualquer um dos materiais descritos aqui para o núcleo de partículas 214, embora a composição química de partículas dispersas 414 possa ser diferente em virtude dos efeitos de difusão como descrito aqui. Em uma modalidade exemplificativa, as partículas dispersas 414 são formadas a partir de núcleo de partículas 214 que compreendem materiais tendo um potencial de oxidação padrão maior do que ou igual a Zn, incluindo Mg, Al, Zn ou Mn, ou uma combinação dos mesmos, pode incluir várias ligas binárias, terciárias e quaternárias ou outras combinações dos referidos constituintes como descrito aqui em conjunto com núcleo de partículas 214. Dos materiais, aqueles tendo partículas dispersas 414 que compreendem Mg e uma nanomatriz 416 formada a partir dos materiais de revestimento metálico 216 descritos aqui são particularmente úteis. As partículas dispersas 414 e o material de núcleo de partícula 418 de Mg, Al, Zn ou Mn, ou a combinação dos mesmos, pode também incluir um elemento de terra rara, ou uma combinação de elementos de terras raras como descrito aqui em conjunto com o núcleo de partículas 214.
[00044] Em outra modalidade exemplificativa, as partículas dispersas 414 são formadas a partir de núcleo de partículas 214 que compreendem metais que são menos eletroquimicamente ativos do que Zn ou materiais não metálicos. Os materiais não metálicos adequados incluem cerâmicas, vidros (por exemplo, microesferas de vidro ocas) ou carbono, ou uma combinação dos mesmos, como descrito aqui.
[00045] Partículas dispersas 414 de compacto de pó 400 podem ter qualquer tamanho de partícula adequado, incluindo as partículas de tamanho médio descritas aqui para o núcleo de partículas 214.
[00046] Partículas dispersas 414 podem ter qualquer formato adequado dependendo do formato selecionado para o núcleo de partículas 214 e partículas de pó 212, assim como o método usado para sinterizar e compactar o pó 210. Em uma modalidade exemplificativa, as partículas de pó 212 podem ser esféricas ou substancialmente esféricas e as partículas dispersas 414 podem incluir uma configuração de partícula equiaxial como descrito aqui.
[00047] A natureza da dispersão de partículas dispersas 414 pode ser afetada pela seleção do pó 210 ou pós 210 usados para fazer o compacto de partícula 400. Em uma modalidade exemplificativa, um pó 210 tendo uma distribuição unimodal de partícula de pó 212 tamanhos podem ser selecionados para formar o compacto de pó 2200 e irá produzir uma dispersão unimodal substancialmente homogênea de tamanhos de partícula das partículas dispersas 414 dentro de nanomatriz celular 416, como ilustrado em geral na figura 5. Em outra modalidade exemplificativa, uma pluralidade de pós 210 tendo uma pluralidade de partículas de pó com núcleo de partículas 214 que têm os mesmos materiais de núcleo 218 e diferentes tamanhos de núcleos e o mesmo material de revestimento 220 pode ser selecionada e uniformemente misturado como descrito aqui para proporcionar um pó 210 tendo uma distribuição multimodal homogênea de tamanhos de partícula de pó 212, e pode ser usado para formar compacto de pó 400 tendo uma, dispersão multimodal homogêneas de tamanhos de partícula das partículas dispersas 414 dentro de nanomatriz celular 416. De modo similar, em ainda outra modalidade exemplificativa, uma pluralidade de pós 210 tendo uma pluralidade de núcleo de partículas 214 que pode ter os mesmos materiais de núcleo 218 e diferentes tamanhos de núcleos e o mesmo material de revestimento 220 pode ser selecionada e distribuída em um modo não uniforme para proporcionar uma distribuição multimodal não homogênea de tamanhos de partícula de pó, e pode ser usado para formar compacto de pó 400 tendo uma, dispersão multimodal não homogênea de tamanhos de partícula das partículas dispersas 414 dentro de nanomatriz celular 416. A seleção da distribuição de tamanho de núcleo de partícula pode ser usada para determinar, por exemplo, o tamanho de partícula e o espaçamento entre as partículas das partículas dispersas 414 dentro da nanomatriz celular 416 de compactos em pó 400 produzidos a partir de pó 210.
[00048] A nanomatriz 416 é uma rede celular substancialmente contínua de camadas de revestimento metálico 216 que são sinterizadas uma à outra. A espessura de nanomatriz 416 dependerá da natureza do pó 210 ou pós 210 usados para formar o compacto de pó 400, assim como a incorporação de qualquer segundo pó 230, particularmente as espessuras das camadas de revestimento associados com as referidas partículas. Em uma modalidade exemplificativa, a espessura de nanomatriz 416 é substancialmente uniforme através da microestrutura de compacto de pó 400 e compreende cerca de duas vezes a espessura das camadas de revestimento 216 das partículas de pó 212. Em outra modalidade exemplificativa, a rede celular 416 tem uma espessura média substancialmente uniforme entre as partículas dispersas 414 de cerca de 50 nm a cerca de 5000 nm.
[00049] A nanomatriz 416 é formada por sinterização das camadas de revestimento metálico 216 das partículas adjacentes uma à outra por interdifusão e criação da camada de ligação 419 como descritos aqui. As camadas de revestimento metálico 216 pode ser uma estrutura de única camada ou múltiplas camadas, e as mesmas podem ser selecionadas para promover ou inibir a difusão, ou ambos, dentro da camada ou entre as camadas da camada de revestimento metálica 216, ou entre a camada de revestimento metálica 216 e o núcleo de partícula 214, ou entre a camada de revestimento metálica 216 e a camada de revestimento metálica 216 de uma partícula de pó adjacente, a extensão da interdifusão de camadas de revestimento metálico 216 durante a sinterização pode ser limitada ou extensiva dependente das espessuras de revestimento, do material de revestimento ou dos materiais selecionados, as condições de sinterização e outros fatores. Considerando a complexidade da interdifusão e a interação dos constituintes, a descrição da composição química resultante de nanomatriz 416 e do material de nanomatriz 420 pode ser simplesmente entendida para ser a combinação dos constituintes das camadas de revestimento 216 que podem também incluir um ou mais constituintes de partículas dispersas 414, dependente da extensão da interdifusão, se qualquer, que ocorre entre as partículas dispersas 414 e a nanomatriz 416. De modo similar, a composição química de partículas dispersas 414 e material de núcleo de partícula 418 pode ser simplesmente entendida para ser uma combinação de constituintes de núcleo de partícula 214 que podem também incluir um ou mais constituintes de nanomatriz 416 e de material de nanomatriz 420, dependente da extensão de interdifusão, se qualquer, eu ocorre entre as partículas dispersas 414 e a nanomatriz 416.
[00050] Em uma modalidade exemplificativa, o material de nanomatriz 420 tem uma composição química e o material de núcleo de partícula 418 tem uma composição química que é diferente a partir daquela do material de nanomatriz 420, e as diferenças nas composições químicas podem ser configuradas para proporcionar um coeficiente de dissolução selecionável e controlável, incluindo uma transição selecionável a partir de um coeficiente de dissolução muito lento para um coeficiente de dissolução muito rápido, em resposta a uma mudança controlada em uma propriedade ou condição do furo do poço próxima ao compacto 400, incluindo a propriedade mudança em um fluido de furo do poço que está em contato com o compacto em pó 400, como descrito aqui. A nanomatriz 416 pode ser formada a partir de partículas de pó 212 tendo uma única camada e múltiplas camadas de revestimento 216. Essa flexibilidade de configuração proporciona um grande número de combinações de material, particularmente no caso de múltiplas camadas de revestimento 216, que podem ser utilizados para produzir a nanomatriz celular 416 e a composição de material de nanomatriz 420 ao controlar a interação dos constituintes da camada de revestimento, ambos dentro de uma determinada camada, assim como entre a camada de revestimento 216 e o núcleo de partícula 214 com o qual a mesma está associada ou a camada de revestimento 216 de uma partícula de pó adjacente 212. Diversas modalidades exemplificativas que demonstram a referida flexibilidade são proporcionadas abaixo.
[00051] Como ilustrado na figura 6, em uma modalidade exemplificativa, o compacto de pó 400 é formado a partir de partículas de pó 212 onde a camada de revestimento 216 compreende uma única camada, e a nanomatriz resultante 416 entre as adjacentes da pluralidade de partículas dispersas 414 compreende a única camada de revestimento metálica 216 de uma partícula de pó 212, a camada
[00052] Como ilustrado na figura 7, em outra modalidade exemplificativa, o compacto de pó 400 é formado a partir de partículas de pó 212 onde a camada de revestimento 216 compreende uma camada de revestimento de múltiplas camadas 216 tendo uma pluralidade de camadas de revestimento, e a nanomatriz resultante 416 entre as adjacentes da pluralidade de partículas dispersas 414 compreende uma pluralidade de camadas (t) que compreendem a camada de revestimento 216 de uma partícula 212, a camada de ligação 419, e a pluralidade de camadas que compreendem a camada de revestimento 216 da outra das partículas de pó 212. Na figura 7, isso é ilustrado com uma camada dupla de camada de revestimento metálica 216, mas será entendido que a pluralidade de camadas da camada de revestimento metálica de múltiplas camadas 216 pode incluir qualquer número desejado de camadas. A espessura (t) da camada de ligação 419 é mais uma vez determinada pela extensão da interdifusão entre a pluralidade de camadas das respectivas camadas de revestimento 216, e pode englobar toda a espessura de nanomatriz 416 ou apenas uma porção das mesmas. Na referida modalidade, a pluralidade de camadas que compreendem cada camada de revestimento 216 pode ser usada para controlar a interdifusão e a formação da camada de ligação 419 e a espessura (t).
[00053] Compactos em pó sinterizados e forjados 400 que incluem partículas dispersas 414 que compreendem Mg e a nanomatriz 416 que compreendem vários materiais de nanomatriz como descrito aqui demonstraram uma excelente combinação de resistência mecânica e baixa densidade que exemplifica os materiais leves, de alta resistência descritos aqui. Exemplos de compactos em pó 400 que têm puras partículas dispersas de MG 414 e várias nano matrizes 416 formadas a partir de pós 210 tendo núcleo de partículas puras de Mg 214 e várias camadas únicas e camadas múltiplas de revestimento metálico 216 que incluem Al, Ni, W ou AI2O3, ou uma combinação dos mesmos. Os referidos compactos de pós 400 foram submetidos a vários testes mecânicos e outros testes, incluindo teste de densidade, e seus comportamentos de propriedade de degradação e propriedade de dissolução e mecânica foram também caracterizados como descrito aqui. Os resultados indicam que os referidos materiais podem ser configurados para proporcionar uma ampla faixa de comportamento de corrosão ou dissolução selecionável e controlável a partir de coeficientes de corrosão muito baixos a coeficientes de corrosão extremamente altos, particularmente coeficientes de corrosão que são não só mais baixos mas também maiores do que os dos compactos em pó que não incorporam a nanomatriz celular, tais como um compacto formado a partir de pó puro de Mg através dos mesmos processos de compactação e de sinterização em comparação aos que incluem puras partículas de MG dispersas nas várias nanomatrizes celulares descritas aqui. Os referidos compactos em pó 200 podem também ser configurados para proporcionar substancialmente propriedades aprimoradas em comparação aos compactos em pó formados a partir de puras partículas de MG que não incluem os revestimentos em nanoescala descritos aqui. Compactos em pó 400 que incluem partículas dispersas 414 que compreendem Mg e a nanomatriz 416 que compreendem os vários materiais de nanomatriz 420 descritos aqui demonstraram resistências compressivas a temperatura ambiente de pelo menos cerca de 37 ksi, e adicionalmente demonstraram resistências compressivas a temperatura ambiente em excesso de cerca de 50 ksi, ambas secas e imersas em uma solução de 3% KC1 a 93,33°C (200°F). De modo diferente, os compactos em pó formados a partir de pós de puro Mg têm uma resistência compressiva de cerca de 20 ksi ou menos. Resistência da nanomatriz do compacto de metal em pó 400 pode ser adicionalmente aprimorada por otimizar o pó 210, particularmente o percentual em peso das camadas de revestimento metálico em nanoescala 16 que são usadas para formar a nanomatriz celular 416. a Resistência da nanomatriz do compacto de metal em pó 400 pode ser adicionalmente aprimorada por otimizar o pó 210, particularmente o percentual em peso das camadas de revestimento metálico em nanoescala 216 que são usadas para formar a nanomatriz celular 416. Por exemplo, variar o percentual em peso (% em peso), isto é, a espessura, de um revestimento de alumina dentro da nanomatriz celular 416 formada a partir das partículas revestidas de pó 212 que incluem a camada de revestimento metálica de múltiplas camadas (AI/AI2O3/AI) 216 no núcleo de partículas de puro Mg 214 proporciona um aumento de 21% em comparação àquele de 0 % em peso de alumina.
[00054] Os compactos em pó 400 que compreendem partículas dispersas 414 que incluem Mg e a nanomatriz 416 que inclui vários materiais de nanomatriz como descritos aqui também demonstraram uma resistência a cisalhamento a temperatura ambiente de pelo menos cerca de 20 ksi. Isso é de modo diferente com os compactos em pó formados a partir de pós de puro Mg que têm resistências a cisalhamento a temperatura ambiente de cerca de 8 ksi.
[00055] Os compactos em pó 400 dos tipos descritos aqui são capazes de alcançar uma densidade atual que é substancialmente igual a densidade teórica predeterminada de um material compacto com base na composição de pó 210, incluindo as quantidades relativas dos constituintes de núcleo de partículas 214 e a camada de revestimento metálica 216, e são também descritas aqui como sendo compactos em pó amplamente densos. Compactos em pó 400 que compreendem partículas dispersas que incluem Mg e a nanomatriz 416 que inclui vários materiais de nanomatriz como descrito aqui demonstraram densidades atuais de cerca de 1.738 g/cm3 a cerca de 2.50 g/cm3, que são substancialmente iguais às densidades teóricas predeterminadas, diferindo em no máximo 4% a partir das densidades teóricas predeterminadas.
[00056] Compactos em pó 400 como descritos aqui podem ser configurados para serem dissolvíveis de modo seletivo e controlável em um fluido de furo do poço em resposta a uma mudança de condição em um furo do poço. Exemplos da mudança de condição que podem ser explorados para proporcionar capacidade de dissolução selecionável e controlável incluem uma mudança em temperatura, mudança em pressão, mudança em coeficiente de fluxo, mudança em pH ou mudança em composição química do fluido de furo do poço, ou uma combinação dos mesmos. Um exemplo de mudança de condição que compreende uma mudança em temperatura inclui uma mudança na temperatura do fluido do furo do poço. Por exemplo, compactos em pó 400 que compreendem partículas dispersas 414 que incluem Mg e nanomatriz celular 416 que inclui os vários materiais de nanomatriz como descrito aqui têm coeficientes de corrosão relativamente baixos em uma solução de 3% de KCl a temperatura ambiente que varia a partir de cerca de 0 a cerca de 11 mg/cm2/hr em comparação a coeficientes de corrosão relativamente altos a 93,33°C (200°F) que varia a partir de cerca de 1 a cerca de 246 mg/cm2/hr dependente das diferentes camadas de revestimento em nanoescala 216. Um exemplo da mudança de condição que compreende uma mudança em composição química inclui uma mudança em uma concentração de íon cloreto ou um valor de pH, ou ambos, do fluido de furo do poço. Por exemplo, compactos em pó 400 que compreendem partículas dispersas 414 que incluem Mg e nanomatriz 416 que inclui vários revestimentos em nanoescala descritos aqui demonstram coeficientes de corrosão em 15% de HCl que variam a partir de cerca de 4750 mg/cm2/hr a cerca de 7432 mg/cm2/hr. Assim, a capacidade de dissolução selecionável e controlável em resposta à mudança de condição no furo do poço, ou seja a mudança na composição química do fluido do furo do poço a partir de KCl para HCl, pode ser usada para alcançar uma resposta característica como ilustrado graficamente na figura 8, que ilustra que em um tempo de trabalho crítico selecionado predeterminado (CST) a mudança de condição pode ser imposta sobre o compacto de pó 400 na medida em que é aplicada em uma determinada aplicação, tal como um ambiente de furo do poço, que ocasiona uma mudança controlável em uma propriedade de compacto de pó 400 em resposta à mudança de condição no ambiente no qual o mesmo é aplicado. Por exemplo, uma predeterminada mudança de CST um fluido de furo do poço que está em contato com pó contato 400 a partir de um primeiro fluido (por exemplo, KCl) que proporciona um primeiro coeficiente de corrosão e uma perda de peso associada ou resistência como uma função do tempo a um segundo fluido de furo do poço (por exemplo, HCl) que proporciona um segundo coeficiente de corrosão e perda de peso associada e resistência como uma função de tempo, em que o coeficiente de corrosão associado ao primeiro fluido é muito menor do que o coeficiente de corrosão associado ao segundo fluido. Essa resposta característica a uma mudança nas condições do fluido de furo do poço pode ser usada, por exemplo, para associar o tempo de serviço fundamental com a dimensão do limite de perda ou a mínima resistência necessária para uma aplicação particular, de modo que quando uma ferramenta ou componente do furo do poço formado a partir de compacto de pó 400 como descrito aqui não é mais necessária no serviço no furo do poço (por exemplo, o CST) a condição no furo do poço (por exemplo, a concentração de íon cloreto do fluido de furo do poço) pode ser mudada para causar a rápida dissolução do compacto de pó 400 e a sua remoção a partir do furo do poço. No exemplo descrito acima, o compacto de pó 400 é dissolvível de modo selecionável a um coeficiente que varia a partir de cerca de 0 a cerca de 7000 mg/cm2/hr. Essa faixa de resposta proporciona, por exemplo, a capacidade para remover a esfera de diâmetro de 7,62 cm (3 polegadas) formada a partir do referido material a partir de um furo do poço por alterar o fluido de furo do poço em menos do que uma hora. O comportamento de capacidade de dissolução selecionável e controlável descrito acima, associado com as excelentes propriedades de resistência e de baixa densidade descritas aqui, define um novo material de partícula disperso trabalhado por engenharia de nanomatriz que é configurada para contato com um fluido e configurada para proporcionar uma transição selecionável e controlável a partir de uma primeira condição de resistência a uma segunda condição de resistência que é menor do que um limiar de resistência funcional, ou uma primeira quantidade de perda de peso a uma segunda quantidade de perda de peso que é maior do que o limite de perda de peso, como uma função de tempo em contato com o fluido. O compósito de partículas dispersas - nanomatriz é característico do compacto em pós 400 descritos aqui e inclui uma nanomatriz celular 416 de material de nanomatriz 420, uma pluralidade de partículas dispersas 414 incluindo material de núcleo de partícula 418 que é disperso dentro da matriz. A nanomatriz 416 é caracterizada por uma camada de ligação de estado sólido 419, que se estende através da nanomatriz. O tempo em contato com o fluido descrito acima pode incluir o CST como descrito acima. O CST pode incluir um predeterminado tempo que é desejado ou necessário para se dissolver uma predeterminada porção do compacto em pó 400 que está em contato com o fluido. O CST pode também incluir um tempo correspondendo a uma mudança na propriedade do material trabalhado por engenharia ou o fluido, ou uma combinação dos mesmos. No caso de uma mudança de propriedade do material trabalhado por engenharia, a mudança pode incluir uma mudança de temperatura do material trabalhado por engenharia. No caso onde há uma mudança na propriedade do fluido, a mudança pode incluir a mudança na temperatura do fluido, pressão, coeficiente de fluxo, composição química ou pH ou uma combinação dos mesmos. Não só o material trabalhado por engenharia mas também a mudança na propriedade do material trabalhado por engenharia ou o fluido, ou a combinação dos mesmos, pode ser confeccionada para proporcionar a característica de resposta do CST, incluindo o coeficiente de mudança da propriedade particular (por exemplo, perda de peso, perda de resistência) não só antes do CST (por exemplo, estágio 1) mas também após o CST (por exemplo, estágio 2), como ilustrado na figura 8.
[00057] Sem ser limitado pela teoria, compactos em pó 400 são formados a partir de partículas de pó revestidas 212 que incluem um núcleo de partícula 214 e material de núcleo associado 218 assim como a camada de revestimento metálica 216 e um material de revestimento metálico associado 220 para formar uma nanomatriz celular substancialmente contínua, tridimensional 216 que inclui um material de nanomatriz 420 formada por sinterização e a difusão associada ligando as respectivas camadas de revestimento 216 que inclui uma pluralidade de partículas dispersas 414 dos materiais de núcleo de partícula 418. A referida estrutura única pode incluir combinações metaestáveis de materiais que seriam difíceis ou impossíveis para se formar por solidificação a partir de uma fusão tendo as mesmas quantidades relativas dos materiais constituintes. As camadas de revestimento e os materiais associados de revestimento podem ser selecionados para proporcionar dissolução selecionável e controlável em um predeterminado ambiente fluido, tal como um ambiente de furo do poço, onde o predeterminado fluido pode ser um fluido de furo do poço comumente usado que é ou injetado no furo do poço ou extraído a partir do furo do poço. Como será adicionalmente entendido a partir da descrição aqui, a dissolução controlada da nanomatriz expõe as partículas dispersas dos materiais de núcleo. Os materiais de núcleo de partícula podem também ser selecionados para também proporciona dissolução selecionável e controlável no fluido de furo do poço. Alternativamente, os mesmos podem também ser selecionados para proporcionar uma propriedade mecânica particular, tais como resistência compressiva ou resistência de cisalhamento, para o compacto em pó 400, sem necessariamente proporcionar dissolução selecionável e controlável dos materiais de núcleo em si, uma vez que a dissolução selecionável e controlável do material de nanomatriz circundando as referidas partículas irá necessariamente liberar as mesmas de modo que elas são retiradas pelo fluido de furo do poço. A morfologia microestrutural da nanomatriz celular substancialmente contínua 416, que pode ser selecionada para proporcionar um material de fase de fortalecimento, com partículas dispersas 414, que pode ser selecionado para proporcionar partículas equiaxiais dispersas 414, proporciona os referidos compactos em pó com maiores propriedades mecânicas, incluindo resistência compressiva e resistência de cisalhamento, uma vez que a morfologia resultante da nanomatriz/partículas dispersas pode ser manipulada para proporcionar o fortalecimento através dos processos que estão relacionados aos mecanismos tradicionais de fortalecimento, tais como a redução do tamanho do grão, endurecimento da solução através do uso de átomos de impureza, endurecimento de precipitação ou por idade e mecanismos de resistência / trabalho de endurecimento. A estrutura de nanomatriz / partícula dispersa tende a limitar o movimento de deslocamento em virtude das numerosas interfaces de partícula de nanomatriz, assim como as interfaces entre as camadas distintas dentro do material de nanomatriz como descrito aqui. Isso é exemplificado pelo comportamento de fratura dos referidos materiais. Um compacto em pó 400 produzido usando pó de Mg puro não revestido e submetido a uma tensão de cisalhamento suficiente para induzir falha demonstrou fratura intergranular. De modo diferente, um compacto em pó 400 produzido usando partículas de pó 212 tendo núcleo de partículas de pó de MG puro 214 para formar partículas dispersas 414 e camadas de revestimento metálico 216 que inclui Al para formar nanomatriz 416 e submetida a tensão de cisalhamento suficiente para induzir falha demonstrou fratura transgranular e uma tensão de fratura substancialmente maior como descrito aqui. Pelo fato dos referidos materiais terem características de alta resistência, o material de núcleo e material de revestimento podem ser selecionados para utilizar materiais de baixa densidade ou outros materiais de baixa densidade, tais como metais, cerâmicas, vidros ou carbono de baixa densidade, que de outro modo não proporcionam as necessárias caraterísticas de resistência para uso nas aplicações desejadas, incluindo ferramentas e componentes de furo do poço.
[00058] Embora a pressente invenção tenha sido descrita com referência a uma modalidade ou modalidades exemplificativas, será entendido por aqueles versados na técnica que várias mudanças podem ser produzidas e equivalentes podem ser substituídos por elementos dos mesmos sem se desviar do âmbito da invenção. Ademais, muitas modificações podem ser produzidas para adaptar uma situação particular ou material aos ensinamentos da presente invenção sem se desviar a partir do âmbito essencial dos mesmos. Portanto, é pretendido que a presente invenção não seja limitada à modalidade particular descrita como o melhor modo contemplado para realizar a presente invenção, mas que a presente invenção irá incluir todas as modalidades que se insiram dentro do âmbito das reivindicações. Também, nos desenhos e na descrição, foi descrito modalidades exemplificativas da presente invenção e, embora termos específicos possam ter sido empregados, os mesmos são, a não ser que determinado o contrário, usados em um sentido genérico e descritivo apenas e não com o objetivo de limitação, o âmbito da presente invenção, portanto não sendo assim limitado. Ademais, o uso dos termos primeiro, segundo, etc. não denotam qualquer ordem ou importância, mas em vez disso os termos primeiro, segundo, etc. são usados para distinguir um elemento a partir do outro. Adicionalmente, o uso dos termos o, a, os, as, um, uma, etc., não denotam uma limitação de quantidade, mas em vez disso denotam a presença de pelo menos um dos itens referenciados.
Claims (20)
1. Método de desobstruir um assento (14), caracterizado por compreender: dissolver pelo menos uma superfície definida por um invólucro (120) que circunda um núcleo (116) de um elemento de obturação (10,110) assentado contra o assento (14); desassentar o elemento de obturação (10,110) do assento (14); dimensionar o núcleo para ajustar através do assento (14) sem dissolver o núcleo; e passar o núcleo através do assento (14).
2. Método de desobstruir um assento (14), de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que dissolver inclui corroer.
3. Método de desobstruir um assento (14), de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o elemento de obturação (10,110) é uma esfera.
4. Método de desobstruir um assento (14), de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que desassentar inclui remover a vedação.
5. Método de desobstruir um assento (14), de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que desassentar inclui desalojar.
6. Elemento de obturação (10,110) caracterizado por compreender um corpo (112) tendo uma superfície externa (126) definida por um invólucro (120) que circunda um núcleo configurado para encaixar de forma assentada um assento (14), em que o invólucro é configurado para dissolver mediante a exposição a um ambiente alvo (30), o núcleo (116) é dimensionado para permitir a passagem do núcleo (116) através do assento (14) mediante a dissolução do invólucro (120) sem a dissolução do núcleo (116).
7. Elemento de obturação (10,110), de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de que a dissolução do invólucro (126) desassenta o elemento de obturação (10,110) a partir do assento (14).
8. Elemento de obturação (10,110), de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de que a dissolução ocorre em um coeficiente conhecido.
9. Elemento de obturação (10,110), de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de que a dissolução ocorre em um coeficiente uniforme.
10. Elemento de obturação (10,110), de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de que o elemento de obturação (10,110) é uma esfera.
11. Elemento de obturação (10,110), de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de que o ambiente alvo (30) inclui fluido de furo do poço.
12. Elemento de obturação (10,110), de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de que o ambiente alvo (30) inclui temperaturas elevadas.
13. Elemento de obturação (10,110), de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de que o ambiente alvo (30) inclui pressões elevadas.
14. Elemento de obturação (10,110), de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de que o elemento de obturação (10,110) suporta as pressões de fratura antes da dissolução do invólucro.
15. Elemento de obturação (10,110) caracterizado por um corpo (112) tendo uma superfície externa (126) do corpo (112) configurada para dissolver sob exposição a um ambiente alvo (30) ao menos a superfície externa (126) do corpo (112) sendo feito de um metal compacto em pó (400), que compreende: uma nanomatriz celular (416) substancialmente contínua que compreende um material de nanomatriz (420); uma pluralidade de partículas dispersas (414) que compreendem um material de núcleo de partícula (418) que compreende Mg, Al, Zn ou Mn, ou uma combinação destes, dispersos na nanomatriz celular (416); e uma camada de ligação de estado sólido que se estende através da nanomatriz celular (416) entre as partículas dispersas (414).
16. Elemento de obturação (10,110), de acordo com a reivindicação 15, caracterizado pelo fato de que as partículas dispersas (414) compreendem Mg-Zn, Mg-Zn, Mg-Al, Mg-Mn, Mg-Zn- Y, Mg-Al-Si ou Mg-Al-Zn.
17. Elemento de obturação (10,110), de acordo com a reivindicação 15, caracterizado pelo fato de que as partículas dispersas (414) têm um tamanho médio de partícula de cerca de 5 μm a cerca de 300 μm.
18. Elemento de obturação (10,110), de acordo com a reivindicação 15, caracterizado pelo fato de que as partículas dispersas (414) têm um formato de partícula equiaxial.
19. Elemento de obturação (10,110), de acordo com a reivindicação 15, caracterizado pelo fato de que o material de nanomatriz (420) compreende Al, Zn, Mn, Mg, Mo, W, Cu, Fe, Si, Ca, Co, Ta, Re ou Ni, ou um óxido, carbeto ou nitreto destes, ou uma combinação de qualquer um dos materiais acima mencionados, e em que o material de nanomatriz (420) tem uma composição química e o material de núcleo de partícula (418) tem uma composição química que é diferente da composição química do material de nanomatriz (420).
20. Elemento de obturação (10,110), de acordo com a reivindicação 15, caracterizado pelo fato de que a nanomatriz celular (416) tem uma espessura média de cerca de 50 nm a cerca de 5000 nm.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US12/947,048 US8573295B2 (en) | 2010-11-16 | 2010-11-16 | Plug and method of unplugging a seat |
US12/947,048 | 2010-11-16 | ||
PCT/US2011/058112 WO2012067786A2 (en) | 2010-11-16 | 2011-10-27 | Plug and method of unplugging a seat |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
BR112013011764A2 BR112013011764A2 (pt) | 2016-09-13 |
BR112013011764B1 true BR112013011764B1 (pt) | 2021-02-23 |
Family
ID=46046765
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
BR112013011764-8A BR112013011764B1 (pt) | 2010-11-16 | 2011-10-27 | método de desobstruir um assento e elemento de obturação |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US8573295B2 (pt) |
AU (2) | AU2011329424B2 (pt) |
BR (1) | BR112013011764B1 (pt) |
CA (1) | CA2816744C (pt) |
DK (1) | DK180394B1 (pt) |
GB (1) | GB2499739B (pt) |
NO (1) | NO346604B1 (pt) |
WO (1) | WO2012067786A2 (pt) |
Families Citing this family (115)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US9079246B2 (en) | 2009-12-08 | 2015-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Method of making a nanomatrix powder metal compact |
US9101978B2 (en) | 2002-12-08 | 2015-08-11 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix powder metal compact |
US9109429B2 (en) | 2002-12-08 | 2015-08-18 | Baker Hughes Incorporated | Engineered powder compact composite material |
US8403037B2 (en) | 2009-12-08 | 2013-03-26 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable tool and method |
US9682425B2 (en) | 2009-12-08 | 2017-06-20 | Baker Hughes Incorporated | Coated metallic powder and method of making the same |
US8327931B2 (en) | 2009-12-08 | 2012-12-11 | Baker Hughes Incorporated | Multi-component disappearing tripping ball and method for making the same |
US8535604B1 (en) | 2008-04-22 | 2013-09-17 | Dean M. Baker | Multifunctional high strength metal composite materials |
US8573295B2 (en) * | 2010-11-16 | 2013-11-05 | Baker Hughes Incorporated | Plug and method of unplugging a seat |
US9127515B2 (en) | 2010-10-27 | 2015-09-08 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix carbon composite |
US10240419B2 (en) * | 2009-12-08 | 2019-03-26 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole flow inhibition tool and method of unplugging a seat |
US9227243B2 (en) | 2009-12-08 | 2016-01-05 | Baker Hughes Incorporated | Method of making a powder metal compact |
US9243475B2 (en) | 2009-12-08 | 2016-01-26 | Baker Hughes Incorporated | Extruded powder metal compact |
US8528633B2 (en) * | 2009-12-08 | 2013-09-10 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable tool and method |
US20120006562A1 (en) | 2010-07-12 | 2012-01-12 | Tracy Speer | Method and apparatus for a well employing the use of an activation ball |
US8776884B2 (en) | 2010-08-09 | 2014-07-15 | Baker Hughes Incorporated | Formation treatment system and method |
US9090955B2 (en) | 2010-10-27 | 2015-07-28 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix powder metal composite |
US9080098B2 (en) | 2011-04-28 | 2015-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Functionally gradient composite article |
US8631876B2 (en) | 2011-04-28 | 2014-01-21 | Baker Hughes Incorporated | Method of making and using a functionally gradient composite tool |
US9139928B2 (en) | 2011-06-17 | 2015-09-22 | Baker Hughes Incorporated | Corrodible downhole article and method of removing the article from downhole environment |
US9707739B2 (en) | 2011-07-22 | 2017-07-18 | Baker Hughes Incorporated | Intermetallic metallic composite, method of manufacture thereof and articles comprising the same |
US8783365B2 (en) | 2011-07-28 | 2014-07-22 | Baker Hughes Incorporated | Selective hydraulic fracturing tool and method thereof |
US9833838B2 (en) | 2011-07-29 | 2017-12-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle |
US9643250B2 (en) | 2011-07-29 | 2017-05-09 | Baker Hughes Incorporated | Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle |
US9057242B2 (en) | 2011-08-05 | 2015-06-16 | Baker Hughes Incorporated | Method of controlling corrosion rate in downhole article, and downhole article having controlled corrosion rate |
US9033055B2 (en) | 2011-08-17 | 2015-05-19 | Baker Hughes Incorporated | Selectively degradable passage restriction and method |
US9109269B2 (en) | 2011-08-30 | 2015-08-18 | Baker Hughes Incorporated | Magnesium alloy powder metal compact |
US9856547B2 (en) | 2011-08-30 | 2018-01-02 | Bakers Hughes, A Ge Company, Llc | Nanostructured powder metal compact |
US9090956B2 (en) | 2011-08-30 | 2015-07-28 | Baker Hughes Incorporated | Aluminum alloy powder metal compact |
US9643144B2 (en) | 2011-09-02 | 2017-05-09 | Baker Hughes Incorporated | Method to generate and disperse nanostructures in a composite material |
US9133695B2 (en) | 2011-09-03 | 2015-09-15 | Baker Hughes Incorporated | Degradable shaped charge and perforating gun system |
US9347119B2 (en) | 2011-09-03 | 2016-05-24 | Baker Hughes Incorporated | Degradable high shock impedance material |
US9187990B2 (en) | 2011-09-03 | 2015-11-17 | Baker Hughes Incorporated | Method of using a degradable shaped charge and perforating gun system |
US9010416B2 (en) | 2012-01-25 | 2015-04-21 | Baker Hughes Incorporated | Tubular anchoring system and a seat for use in the same |
US9068428B2 (en) | 2012-02-13 | 2015-06-30 | Baker Hughes Incorporated | Selectively corrodible downhole article and method of use |
US9605508B2 (en) | 2012-05-08 | 2017-03-28 | Baker Hughes Incorporated | Disintegrable and conformable metallic seal, and method of making the same |
US9689227B2 (en) | 2012-06-08 | 2017-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of adjusting the rate of galvanic corrosion of a wellbore isolation device |
US9458692B2 (en) | 2012-06-08 | 2016-10-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Isolation devices having a nanolaminate of anode and cathode |
US9777549B2 (en) | 2012-06-08 | 2017-10-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Isolation device containing a dissolvable anode and electrolytic compound |
US9759035B2 (en) | 2012-06-08 | 2017-09-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of removing a wellbore isolation device using galvanic corrosion of a metal alloy in solid solution |
US9689231B2 (en) | 2012-06-08 | 2017-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Isolation devices having an anode matrix and a fiber cathode |
US8905147B2 (en) | 2012-06-08 | 2014-12-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of removing a wellbore isolation device using galvanic corrosion |
US10145194B2 (en) * | 2012-06-14 | 2018-12-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of removing a wellbore isolation device using a eutectic composition |
US9657543B2 (en) | 2012-06-14 | 2017-05-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore isolation device containing a substance that undergoes a phase transition |
US9080439B2 (en) * | 2012-07-16 | 2015-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Disintegrable deformation tool |
US9574415B2 (en) | 2012-07-16 | 2017-02-21 | Baker Hughes Incorporated | Method of treating a formation and method of temporarily isolating a first section of a wellbore from a second section of the wellbore |
US9068429B2 (en) * | 2012-11-07 | 2015-06-30 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable tool and method of dissolving same |
US9222333B2 (en) * | 2012-11-27 | 2015-12-29 | Baker Hughes Incorporated | Monitoring system for borehole operations |
WO2014100072A1 (en) * | 2012-12-18 | 2014-06-26 | Schlumberger Canada Limited | Expandable downhole seat assembly |
US9534472B2 (en) * | 2012-12-19 | 2017-01-03 | Schlumberger Technology Corporation | Fabrication and use of well-based obstruction forming object |
US9068900B2 (en) | 2013-01-08 | 2015-06-30 | GM Global Technology Operations LLC | Deflection sensitive coolant activated drain plug detection system for high voltage battery packs |
US20140190568A1 (en) * | 2013-01-08 | 2014-07-10 | GM Global Technology Operations LLC | Coolant Activated Rechargeable Energy Storage System Drain Plug |
US20140251594A1 (en) * | 2013-03-08 | 2014-09-11 | Weatherford/Lamb, Inc. | Millable Fracture Balls Composed of Metal |
US9027637B2 (en) * | 2013-04-10 | 2015-05-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flow control screen assembly having an adjustable inflow control device |
US9303484B2 (en) | 2013-04-29 | 2016-04-05 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable subterranean tool locking mechanism |
US9316090B2 (en) * | 2013-05-07 | 2016-04-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of removing a dissolvable wellbore isolation device |
PL2999849T3 (pl) * | 2013-08-02 | 2021-03-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sposób usuwania urządzenia izolującego odwiert zawierającego substancję, która przechodzi przemianę fazową |
US9816339B2 (en) | 2013-09-03 | 2017-11-14 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Plug reception assembly and method of reducing restriction in a borehole |
GB2538622A (en) * | 2013-10-01 | 2016-11-23 | Baker Hughes Inc | Downhole flow inhibition tool and method of unplugging a seat |
US9790375B2 (en) * | 2013-10-07 | 2017-10-17 | Baker Hughes Incorporated | Protective coating for a substrate |
US20150152708A1 (en) * | 2013-12-04 | 2015-06-04 | Baker Hughes Incorporated | Laser Plug and Abandon Method |
AU2014382670B2 (en) | 2014-02-14 | 2017-07-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Selective restoration of fluid communication between wellbore intervals using degradable substances |
US9757796B2 (en) | 2014-02-21 | 2017-09-12 | Terves, Inc. | Manufacture of controlled rate dissolving materials |
CA2936851A1 (en) | 2014-02-21 | 2015-08-27 | Terves, Inc. | Fluid activated disintegrating metal system |
US10689740B2 (en) | 2014-04-18 | 2020-06-23 | Terves, LLCq | Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools |
US10758974B2 (en) | 2014-02-21 | 2020-09-01 | Terves, Llc | Self-actuating device for centralizing an object |
US11167343B2 (en) | 2014-02-21 | 2021-11-09 | Terves, Llc | Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools |
US9903010B2 (en) | 2014-04-18 | 2018-02-27 | Terves Inc. | Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools |
US20170268088A1 (en) | 2014-02-21 | 2017-09-21 | Terves Inc. | High Conductivity Magnesium Alloy |
US9903186B2 (en) | 2014-05-06 | 2018-02-27 | Integrated Production Services, Inc. | Ball plunger lift system for high deviated wellbores |
MX2017000583A (es) * | 2014-08-13 | 2017-04-27 | Halliburton Energy Services Inc | Herramientas de fondo de pozo degradables que comprenden mecansmos de retencion. |
US10006274B2 (en) | 2014-08-28 | 2018-06-26 | Superior Energy Services, L.L.C. | Durable dart plunger |
BR112017000687B1 (pt) | 2014-08-28 | 2021-10-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Ferramenta de fundo de poço, método, e, sistema de utilização de uma ferramenta de fundo de poço |
CA2955965C (en) | 2014-08-28 | 2021-07-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean formation operations using degradable wellbore isolation devices |
US11613688B2 (en) | 2014-08-28 | 2023-03-28 | Halliburton Energy Sevices, Inc. | Wellbore isolation devices with degradable non-metallic components |
US9976548B2 (en) | 2014-08-28 | 2018-05-22 | Superior Energy Services, L.L.C. | Plunger lift assembly with an improved free piston assembly |
CA2955922C (en) | 2014-08-28 | 2019-02-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable wellbore isolation devices with large flow areas |
US9777550B2 (en) * | 2014-11-24 | 2017-10-03 | Baker Hughes Incorporated | Degradable casing seal construction for downhole applications |
GB2548026B (en) | 2014-12-29 | 2021-01-20 | Halliburton Energy Services Inc | Multilateral junction with wellbore isolation using degradable isolation components |
US10196880B2 (en) | 2014-12-29 | 2019-02-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multilateral junction with wellbore isolation |
US9910026B2 (en) | 2015-01-21 | 2018-03-06 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | High temperature tracers for downhole detection of produced water |
RO132350A2 (ro) * | 2015-01-26 | 2018-01-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Dispozitive de izolare dizolvabile şi care pot fi forate |
US10378303B2 (en) | 2015-03-05 | 2019-08-13 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole tool and method of forming the same |
CA2981575C (en) | 2015-04-02 | 2023-08-29 | Schlumberger Canada Limited | Wellbore plug and abandonment |
US9976381B2 (en) | 2015-07-24 | 2018-05-22 | Team Oil Tools, Lp | Downhole tool with an expandable sleeve |
US10408012B2 (en) | 2015-07-24 | 2019-09-10 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Downhole tool with an expandable sleeve |
US10156119B2 (en) | 2015-07-24 | 2018-12-18 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Downhole tool with an expandable sleeve |
US10221637B2 (en) | 2015-08-11 | 2019-03-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Methods of manufacturing dissolvable tools via liquid-solid state molding |
US10989015B2 (en) | 2015-09-23 | 2021-04-27 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable grip |
CA2948027A1 (en) * | 2015-11-10 | 2017-05-10 | Ncs Multistage Inc. | Apparatuses and methods for enabling multistage hydraulic fracturing |
US10016810B2 (en) | 2015-12-14 | 2018-07-10 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Methods of manufacturing degradable tools using a galvanic carrier and tools manufactured thereof |
CA2915601A1 (en) | 2015-12-21 | 2017-06-21 | Vanguard Completions Ltd. | Downhole drop plugs, downhole valves, frac tools, and related methods of use |
SG11201804097VA (en) * | 2015-12-31 | 2018-06-28 | Halliburton Energy Services Inc | Downhole tool with alterable structural component |
WO2018052421A1 (en) | 2016-09-15 | 2018-03-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable plug for a downhole tubular |
US10227842B2 (en) | 2016-12-14 | 2019-03-12 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Friction-lock frac plug |
US20190057788A1 (en) * | 2017-01-30 | 2019-02-21 | Exelon Generation Company, Llc | Jet pump plug seal and methods of making and using same |
US10815748B1 (en) | 2017-05-19 | 2020-10-27 | Jonathan Meeks | Dissolvable metal matrix composites |
US20180347342A1 (en) * | 2017-05-30 | 2018-12-06 | Advanced Frac Systems LLC | Disappearing plug |
US20180346800A1 (en) * | 2017-06-05 | 2018-12-06 | Bj Services, Llc | Sealers for Use in Stimulating Wells |
US10358892B2 (en) | 2017-07-25 | 2019-07-23 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Sliding sleeve valve with degradable component responsive to material released with operation of the sliding sleeve |
CA3012511A1 (en) | 2017-07-27 | 2019-01-27 | Terves Inc. | Degradable metal matrix composite |
US10724321B2 (en) | 2017-10-09 | 2020-07-28 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole tools with controlled disintegration |
US10724336B2 (en) * | 2017-11-17 | 2020-07-28 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of controlling degradation of a degradable material |
US11602788B2 (en) | 2018-05-04 | 2023-03-14 | Dean Baker | Dissolvable compositions and tools including particles having a reactive shell and a non-reactive core |
US10900311B2 (en) | 2018-07-26 | 2021-01-26 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Object removal enhancement arrangement and method |
US10975646B2 (en) | 2018-07-26 | 2021-04-13 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Object removal enhancement arrangement and method |
US10989016B2 (en) | 2018-08-30 | 2021-04-27 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Downhole tool with an expandable sleeve, grit material, and button inserts |
US11125039B2 (en) | 2018-11-09 | 2021-09-21 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Deformable downhole tool with dissolvable element and brittle protective layer |
US11965391B2 (en) | 2018-11-30 | 2024-04-23 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Downhole tool with sealing ring |
US11396787B2 (en) | 2019-02-11 | 2022-07-26 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Downhole tool with ball-in-place setting assembly and asymmetric sleeve |
US11261683B2 (en) | 2019-03-01 | 2022-03-01 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Downhole tool with sleeve and slip |
US11203913B2 (en) | 2019-03-15 | 2021-12-21 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Downhole tool and methods |
US11459846B2 (en) * | 2019-08-14 | 2022-10-04 | Terves, Llc | Temporary well isolation device |
US11015414B1 (en) | 2019-11-04 | 2021-05-25 | Reservoir Group Inc | Shearable tool activation device |
US11572753B2 (en) | 2020-02-18 | 2023-02-07 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Downhole tool with an acid pill |
CA3199582A1 (en) * | 2021-01-14 | 2022-07-21 | Roger L. Schultz | Downhole plug deployment |
Family Cites Families (477)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2238895A (en) | 1939-04-12 | 1941-04-22 | Acme Fishing Tool Company | Cleansing attachment for rotary well drills |
US2261292A (en) | 1939-07-25 | 1941-11-04 | Standard Oil Dev Co | Method for completing oil wells |
US2983634A (en) | 1958-05-13 | 1961-05-09 | Gen Am Transport | Chemical nickel plating of magnesium and its alloys |
US3106959A (en) | 1960-04-15 | 1963-10-15 | Gulf Research Development Co | Method of fracturing a subsurface formation |
GB912956A (en) | 1960-12-06 | 1962-12-12 | Gen Am Transport | Improvements in and relating to chemical nickel plating of magnesium and its alloys |
US3152009A (en) | 1962-05-17 | 1964-10-06 | Dow Chemical Co | Electroless nickel plating |
US3326291A (en) | 1964-11-12 | 1967-06-20 | Zandmer Solis Myron | Duct-forming devices |
US3637446A (en) | 1966-01-24 | 1972-01-25 | Uniroyal Inc | Manufacture of radial-filament spheres |
US3390724A (en) | 1966-02-01 | 1968-07-02 | Zanal Corp Of Alberta Ltd | Duct forming device with a filter |
US3465181A (en) | 1966-06-08 | 1969-09-02 | Fasco Industries | Rotor for fractional horsepower torque motor |
US3513230A (en) | 1967-04-04 | 1970-05-19 | American Potash & Chem Corp | Compaction of potassium sulfate |
US3645331A (en) | 1970-08-03 | 1972-02-29 | Exxon Production Research Co | Method for sealing nozzles in a drill bit |
DK125207B (da) | 1970-08-21 | 1973-01-15 | Atomenergikommissionen | Fremgangsmåde til fremstilling af dispersionsforstærkede zirconiumprodukter. |
US3768563A (en) * | 1972-03-03 | 1973-10-30 | Mobil Oil Corp | Well treating process using sacrificial plug |
US3894850A (en) | 1973-10-19 | 1975-07-15 | Jury Matveevich Kovalchuk | Superhard composition material based on cubic boron nitride and a method for preparing same |
US4039717A (en) | 1973-11-16 | 1977-08-02 | Shell Oil Company | Method for reducing the adherence of crude oil to sucker rods |
US4010583A (en) | 1974-05-28 | 1977-03-08 | Engelhard Minerals & Chemicals Corporation | Fixed-super-abrasive tool and method of manufacture thereof |
US4157732A (en) | 1977-10-25 | 1979-06-12 | Ppg Industries, Inc. | Method and apparatus for well completion |
US4248307A (en) | 1979-05-07 | 1981-02-03 | Baker International Corporation | Latch assembly and method |
US4373584A (en) | 1979-05-07 | 1983-02-15 | Baker International Corporation | Single trip tubing hanger assembly |
US4374543A (en) | 1980-08-19 | 1983-02-22 | Tri-State Oil Tool Industries, Inc. | Apparatus for well treating |
US4372384A (en) | 1980-09-19 | 1983-02-08 | Geo Vann, Inc. | Well completion method and apparatus |
US4384616A (en) | 1980-11-28 | 1983-05-24 | Mobil Oil Corporation | Method of placing pipe into deviated boreholes |
US4716964A (en) | 1981-08-10 | 1988-01-05 | Exxon Production Research Company | Use of degradable ball sealers to seal casing perforations in well treatment fluid diversion |
US4422508A (en) | 1981-08-27 | 1983-12-27 | Fiberflex Products, Inc. | Methods for pulling sucker rod strings |
US4399871A (en) | 1981-12-16 | 1983-08-23 | Otis Engineering Corporation | Chemical injection valve with openable bypass |
US4452311A (en) | 1982-09-24 | 1984-06-05 | Otis Engineering Corporation | Equalizing means for well tools |
US4681133A (en) | 1982-11-05 | 1987-07-21 | Hydril Company | Rotatable ball valve apparatus and method |
US4534414A (en) | 1982-11-10 | 1985-08-13 | Camco, Incorporated | Hydraulic control fluid communication nipple |
US4499048A (en) | 1983-02-23 | 1985-02-12 | Metal Alloys, Inc. | Method of consolidating a metallic body |
US4499049A (en) | 1983-02-23 | 1985-02-12 | Metal Alloys, Inc. | Method of consolidating a metallic or ceramic body |
US4498543A (en) | 1983-04-25 | 1985-02-12 | Union Oil Company Of California | Method for placing a liner in a pressurized well |
US4539175A (en) | 1983-09-26 | 1985-09-03 | Metal Alloys Inc. | Method of object consolidation employing graphite particulate |
FR2556406B1 (fr) | 1983-12-08 | 1986-10-10 | Flopetrol | Procede pour actionner un outil dans un puits a une profondeur determinee et outil permettant la mise en oeuvre du procede |
US4708202A (en) | 1984-05-17 | 1987-11-24 | The Western Company Of North America | Drillable well-fluid flow control tool |
US4709761A (en) | 1984-06-29 | 1987-12-01 | Otis Engineering Corporation | Well conduit joint sealing system |
US4674572A (en) | 1984-10-04 | 1987-06-23 | Union Oil Company Of California | Corrosion and erosion-resistant wellhousing |
US4664962A (en) | 1985-04-08 | 1987-05-12 | Additive Technology Corporation | Printed circuit laminate, printed circuit board produced therefrom, and printed circuit process therefor |
US4678037A (en) | 1985-12-06 | 1987-07-07 | Amoco Corporation | Method and apparatus for completing a plurality of zones in a wellbore |
US4738599A (en) | 1986-01-25 | 1988-04-19 | Shilling James R | Well pump |
US4673549A (en) | 1986-03-06 | 1987-06-16 | Gunes Ecer | Method for preparing fully dense, near-net-shaped objects by powder metallurgy |
US4693863A (en) | 1986-04-09 | 1987-09-15 | Carpenter Technology Corporation | Process and apparatus to simultaneously consolidate and reduce metal powders |
NZ218154A (en) | 1986-04-26 | 1989-01-06 | Takenaka Komuten Co | Container of borehole crevice plugging agentopened by falling pilot weight |
NZ218143A (en) | 1986-06-10 | 1989-03-29 | Takenaka Komuten Co | Annular paper capsule with lugged frangible plate for conveying plugging agent to borehole drilling fluid sink |
US4708208A (en) | 1986-06-23 | 1987-11-24 | Baker Oil Tools, Inc. | Method and apparatus for setting, unsetting, and retrieving a packer from a subterranean well |
US4805699A (en) | 1986-06-23 | 1989-02-21 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for setting, unsetting, and retrieving a packer or bridge plug from a subterranean well |
US4869325A (en) | 1986-06-23 | 1989-09-26 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for setting, unsetting, and retrieving a packer or bridge plug from a subterranean well |
US4688641A (en) | 1986-07-25 | 1987-08-25 | Camco, Incorporated | Well packer with releasable head and method of releasing |
US5063775A (en) | 1987-08-19 | 1991-11-12 | Walker Sr Frank J | Method and system for controlling a mechanical pump to monitor and optimize both reservoir and equipment performance |
US5222867A (en) | 1986-08-29 | 1993-06-29 | Walker Sr Frank J | Method and system for controlling a mechanical pump to monitor and optimize both reservoir and equipment performance |
US4714116A (en) | 1986-09-11 | 1987-12-22 | Brunner Travis J | Downhole safety valve operable by differential pressure |
US4817725A (en) | 1986-11-26 | 1989-04-04 | C. "Jerry" Wattigny, A Part Interest | Oil field cable abrading system |
US4741973A (en) | 1986-12-15 | 1988-05-03 | United Technologies Corporation | Silicon carbide abrasive particles having multilayered coating |
US4768588A (en) | 1986-12-16 | 1988-09-06 | Kupsa Charles M | Connector assembly for a milling tool |
US4952902A (en) | 1987-03-17 | 1990-08-28 | Tdk Corporation | Thermistor materials and elements |
USH635H (en) | 1987-04-03 | 1989-06-06 | Injection mandrel | |
US4784226A (en) | 1987-05-22 | 1988-11-15 | Arrow Oil Tools, Inc. | Drillable bridge plug |
US5006044A (en) | 1987-08-19 | 1991-04-09 | Walker Sr Frank J | Method and system for controlling a mechanical pump to monitor and optimize both reservoir and equipment performance |
US4853056A (en) | 1988-01-20 | 1989-08-01 | Hoffman Allan C | Method of making tennis ball with a single core and cover bonding cure |
US4975412A (en) | 1988-02-22 | 1990-12-04 | University Of Kentucky Research Foundation | Method of processing superconducting materials and its products |
US5084088A (en) | 1988-02-22 | 1992-01-28 | University Of Kentucky Research Foundation | High temperature alloys synthesis by electro-discharge compaction |
US4929415A (en) | 1988-03-01 | 1990-05-29 | Kenji Okazaki | Method of sintering powder |
US4869324A (en) | 1988-03-21 | 1989-09-26 | Baker Hughes Incorporated | Inflatable packers and methods of utilization |
US4889187A (en) | 1988-04-25 | 1989-12-26 | Jamie Bryant Terrell | Multi-run chemical cutter and method |
US4932474A (en) | 1988-07-14 | 1990-06-12 | Marathon Oil Company | Staged screen assembly for gravel packing |
US4834184A (en) | 1988-09-22 | 1989-05-30 | Halliburton Company | Drillable, testing, treat, squeeze packer |
US4909320A (en) | 1988-10-14 | 1990-03-20 | Drilex Systems, Inc. | Detonation assembly for explosive wellhead severing system |
US4850432A (en) | 1988-10-17 | 1989-07-25 | Texaco Inc. | Manual port closing tool for well cementing |
US5049165B1 (en) | 1989-01-30 | 1995-09-26 | Ultimate Abrasive Syst Inc | Composite material |
US4890675A (en) | 1989-03-08 | 1990-01-02 | Dew Edward G | Horizontal drilling through casing window |
US4977958A (en) | 1989-07-26 | 1990-12-18 | Miller Stanley J | Downhole pump filter |
US4986361A (en) | 1989-08-31 | 1991-01-22 | Union Oil Company Of California | Well casing flotation device and method |
US5456317A (en) | 1989-08-31 | 1995-10-10 | Union Oil Co | Buoyancy assisted running of perforated tubulars |
US5117915A (en) | 1989-08-31 | 1992-06-02 | Union Oil Company Of California | Well casing flotation device and method |
IE903114A1 (en) | 1989-08-31 | 1991-03-13 | Union Oil Co | Well casing flotation device and method |
US4981177A (en) | 1989-10-17 | 1991-01-01 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for establishing communication with a downhole portion of a control fluid pipe |
US4944351A (en) | 1989-10-26 | 1990-07-31 | Baker Hughes Incorporated | Downhole safety valve for subterranean well and method |
US4949788A (en) | 1989-11-08 | 1990-08-21 | Halliburton Company | Well completions using casing valves |
US5095988A (en) | 1989-11-15 | 1992-03-17 | Bode Robert E | Plug injection method and apparatus |
GB2240798A (en) | 1990-02-12 | 1991-08-14 | Shell Int Research | Method and apparatus for perforating a well liner and for fracturing a surrounding formation |
US5178216A (en) | 1990-04-25 | 1993-01-12 | Halliburton Company | Wedge lock ring |
US5271468A (en) | 1990-04-26 | 1993-12-21 | Halliburton Company | Downhole tool apparatus with non-metallic components and methods of drilling thereof |
US5665289A (en) | 1990-05-07 | 1997-09-09 | Chang I. Chung | Solid polymer solution binders for shaping of finely-divided inert particles |
US5074361A (en) | 1990-05-24 | 1991-12-24 | Halliburton Company | Retrieving tool and method |
US5010955A (en) | 1990-05-29 | 1991-04-30 | Smith International, Inc. | Casing mill and method |
US5048611A (en) | 1990-06-04 | 1991-09-17 | Lindsey Completion Systems, Inc. | Pressure operated circulation valve |
US5036921A (en) | 1990-06-28 | 1991-08-06 | Slimdril International, Inc. | Underreamer with sequentially expandable cutter blades |
US5090480A (en) | 1990-06-28 | 1992-02-25 | Slimdril International, Inc. | Underreamer with simultaneously expandable cutter blades and method |
US5188182A (en) | 1990-07-13 | 1993-02-23 | Otis Engineering Corporation | System containing expendible isolation valve with frangible sealing member, seat arrangement and method for use |
US5061323A (en) | 1990-10-15 | 1991-10-29 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy | Composition and method for producing an aluminum alloy resistant to environmentally-assisted cracking |
US5188183A (en) | 1991-05-03 | 1993-02-23 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for controlling the flow of well bore fluids |
US5161614A (en) | 1991-05-31 | 1992-11-10 | Marguip, Inc. | Apparatus and method for accessing the casing of a burning oil well |
US5292478A (en) | 1991-06-24 | 1994-03-08 | Ametek, Specialty Metal Products Division | Copper-molybdenum composite strip |
US5228518A (en) | 1991-09-16 | 1993-07-20 | Conoco Inc. | Downhole activated process and apparatus for centralizing pipe in a wellbore |
US5234055A (en) | 1991-10-10 | 1993-08-10 | Atlantic Richfield Company | Wellbore pressure differential control for gravel pack screen |
US5252365A (en) | 1992-01-28 | 1993-10-12 | White Engineering Corporation | Method for stabilization and lubrication of elastomers |
US5226483A (en) | 1992-03-04 | 1993-07-13 | Otis Engineering Corporation | Safety valve landing nipple and method |
US5285706A (en) | 1992-03-11 | 1994-02-15 | Wellcutter Inc. | Pipe threading apparatus |
US5293940A (en) | 1992-03-26 | 1994-03-15 | Schlumberger Technology Corporation | Automatic tubing release |
US5477923A (en) | 1992-08-07 | 1995-12-26 | Baker Hughes Incorporated | Wellbore completion using measurement-while-drilling techniques |
US5623993A (en) | 1992-08-07 | 1997-04-29 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for sealing and transfering force in a wellbore |
US5454430A (en) | 1992-08-07 | 1995-10-03 | Baker Hughes Incorporated | Scoophead/diverter assembly for completing lateral wellbores |
US5417285A (en) | 1992-08-07 | 1995-05-23 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for sealing and transferring force in a wellbore |
US5474131A (en) | 1992-08-07 | 1995-12-12 | Baker Hughes Incorporated | Method for completing multi-lateral wells and maintaining selective re-entry into laterals |
US5253714A (en) | 1992-08-17 | 1993-10-19 | Baker Hughes Incorporated | Well service tool |
US5282509A (en) | 1992-08-20 | 1994-02-01 | Conoco Inc. | Method for cleaning cement plug from wellbore liner |
US5647444A (en) | 1992-09-18 | 1997-07-15 | Williams; John R. | Rotating blowout preventor |
US5310000A (en) | 1992-09-28 | 1994-05-10 | Halliburton Company | Foil wrapped base pipe for sand control |
US5380473A (en) | 1992-10-23 | 1995-01-10 | Fuisz Technologies Ltd. | Process for making shearform matrix |
US5309874A (en) | 1993-01-08 | 1994-05-10 | Ford Motor Company | Powertrain component with adherent amorphous or nanocrystalline ceramic coating system |
US5392860A (en) | 1993-03-15 | 1995-02-28 | Baker Hughes Incorporated | Heat activated safety fuse |
US5677372A (en) | 1993-04-06 | 1997-10-14 | Sumitomo Electric Industries, Ltd. | Diamond reinforced composite material |
US5427177A (en) | 1993-06-10 | 1995-06-27 | Baker Hughes Incorporated | Multi-lateral selective re-entry tool |
US5394941A (en) | 1993-06-21 | 1995-03-07 | Halliburton Company | Fracture oriented completion tool system |
US5368098A (en) | 1993-06-23 | 1994-11-29 | Weatherford U.S., Inc. | Stage tool |
US6024915A (en) | 1993-08-12 | 2000-02-15 | Agency Of Industrial Science & Technology | Coated metal particles, a metal-base sinter and a process for producing same |
US5536485A (en) | 1993-08-12 | 1996-07-16 | Agency Of Industrial Science & Technology | Diamond sinter, high-pressure phase boron nitride sinter, and processes for producing those sinters |
US5407011A (en) | 1993-10-07 | 1995-04-18 | Wada Ventures | Downhole mill and method for milling |
US5398754A (en) | 1994-01-25 | 1995-03-21 | Baker Hughes Incorporated | Retrievable whipstock anchor assembly |
US5439051A (en) | 1994-01-26 | 1995-08-08 | Baker Hughes Incorporated | Lateral connector receptacle |
US5411082A (en) | 1994-01-26 | 1995-05-02 | Baker Hughes Incorporated | Scoophead running tool |
US5472048A (en) | 1994-01-26 | 1995-12-05 | Baker Hughes Incorporated | Parallel seal assembly |
US5435392A (en) | 1994-01-26 | 1995-07-25 | Baker Hughes Incorporated | Liner tie-back sleeve |
US5425424A (en) | 1994-02-28 | 1995-06-20 | Baker Hughes Incorporated | Casing valve |
US5456327A (en) | 1994-03-08 | 1995-10-10 | Smith International, Inc. | O-ring seal for rock bit bearings |
DE4407593C1 (de) | 1994-03-08 | 1995-10-26 | Plansee Metallwerk | Verfahren zur Herstellung von Pulverpreßlingen hoher Dichte |
US5479986A (en) * | 1994-05-02 | 1996-01-02 | Halliburton Company | Temporary plug system |
US5826661A (en) | 1994-05-02 | 1998-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Linear indexing apparatus and methods of using same |
US5526881A (en) | 1994-06-30 | 1996-06-18 | Quality Tubing, Inc. | Preperforated coiled tubing |
US5707214A (en) | 1994-07-01 | 1998-01-13 | Fluid Flow Engineering Company | Nozzle-venturi gas lift flow control device and method for improving production rate, lift efficiency, and stability of gas lift wells |
US5526880A (en) | 1994-09-15 | 1996-06-18 | Baker Hughes Incorporated | Method for multi-lateral completion and cementing the juncture with lateral wellbores |
US5765639A (en) | 1994-10-20 | 1998-06-16 | Muth Pump Llc | Tubing pump system for pumping well fluids |
US6250392B1 (en) | 1994-10-20 | 2001-06-26 | Muth Pump Llc | Pump systems and methods |
US5558153A (en) | 1994-10-20 | 1996-09-24 | Baker Hughes Incorporated | Method & apparatus for actuating a downhole tool |
US5934372A (en) | 1994-10-20 | 1999-08-10 | Muth Pump Llc | Pump system and method for pumping well fluids |
US5695009A (en) | 1995-10-31 | 1997-12-09 | Sonoma Corporation | Downhole oil well tool running and pulling with hydraulic release using deformable ball valving member |
GB9425240D0 (en) | 1994-12-14 | 1995-02-08 | Head Philip | Dissoluable metal to metal seal |
US5829520A (en) | 1995-02-14 | 1998-11-03 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for testing, completion and/or maintaining wellbores using a sensor device |
US6230822B1 (en) | 1995-02-16 | 2001-05-15 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for monitoring and recording of the operating condition of a downhole drill bit during drilling operations |
US6403210B1 (en) | 1995-03-07 | 2002-06-11 | Nederlandse Organisatie Voor Toegepast-Natuurwetenschappelijk Onderzoek Tno | Method for manufacturing a composite material |
ATE242072T1 (de) | 1995-03-14 | 2003-06-15 | Nittetsu Mining Co Ltd | Pulver mit mehrschichtigen filmen auf der oberfläche und verfahren zu dessen herstellung |
US5607017A (en) | 1995-07-03 | 1997-03-04 | Pes, Inc. | Dissolvable well plug |
US5641023A (en) | 1995-08-03 | 1997-06-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Shifting tool for a subterranean completion structure |
US5636691A (en) | 1995-09-18 | 1997-06-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Abrasive slurry delivery apparatus and methods of using same |
JP4087445B2 (ja) | 1995-10-31 | 2008-05-21 | エコール ポリテクニーク フェデラル ドゥ ローザンヌ | 光起電力セル電池及びその製造方法 |
US5772735A (en) | 1995-11-02 | 1998-06-30 | University Of New Mexico | Supported inorganic membranes |
CA2163946C (en) | 1995-11-28 | 1997-10-14 | Integrated Production Services Ltd. | Dizzy dognut anchoring system |
US5698081A (en) | 1995-12-07 | 1997-12-16 | Materials Innovation, Inc. | Coating particles in a centrifugal bed |
EP0828922B1 (en) * | 1996-03-22 | 2001-06-27 | Smith International, Inc. | Actuating ball |
US6007314A (en) | 1996-04-01 | 1999-12-28 | Nelson, Ii; Joe A. | Downhole pump with standing valve assembly which guides the ball off-center |
US5762137A (en) | 1996-04-29 | 1998-06-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Retrievable screen apparatus and methods of using same |
US6047773A (en) | 1996-08-09 | 2000-04-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and methods for stimulating a subterranean well |
US5905000A (en) | 1996-09-03 | 1999-05-18 | Nanomaterials Research Corporation | Nanostructured ion conducting solid electrolytes |
US5720344A (en) | 1996-10-21 | 1998-02-24 | Newman; Frederic M. | Method of longitudinally splitting a pipe coupling within a wellbore |
US5782305A (en) | 1996-11-18 | 1998-07-21 | Texaco Inc. | Method and apparatus for removing fluid from production tubing into the well |
US5826652A (en) | 1997-04-08 | 1998-10-27 | Baker Hughes Incorporated | Hydraulic setting tool |
US5881816A (en) | 1997-04-11 | 1999-03-16 | Weatherford/Lamb, Inc. | Packer mill |
DE19716524C1 (de) | 1997-04-19 | 1998-08-20 | Daimler Benz Aerospace Ag | Verfahren zur Herstellung eines Körpers mit einem Hohlraum |
US5960881A (en) | 1997-04-22 | 1999-10-05 | Jerry P. Allamon | Downhole surge pressure reduction system and method of use |
US6283208B1 (en) | 1997-09-05 | 2001-09-04 | Schlumberger Technology Corp. | Orienting tool and method |
US5992520A (en) | 1997-09-15 | 1999-11-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Annulus pressure operated downhole choke and associated methods |
US6612826B1 (en) | 1997-10-15 | 2003-09-02 | Iap Research, Inc. | System for consolidating powders |
US6095247A (en) | 1997-11-21 | 2000-08-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for opening perforations in a well casing |
US6397950B1 (en) | 1997-11-21 | 2002-06-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for removing a frangible rupture disc or other frangible device from a wellbore casing |
US6079496A (en) | 1997-12-04 | 2000-06-27 | Baker Hughes Incorporated | Reduced-shock landing collar |
GB2334051B (en) | 1998-02-09 | 2000-08-30 | Antech Limited | Oil well separation method and apparatus |
US6076600A (en) | 1998-02-27 | 2000-06-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Plug apparatus having a dispersible plug member and a fluid barrier |
AU1850199A (en) | 1998-03-11 | 1999-09-23 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus for removal of milling debris |
US6173779B1 (en) | 1998-03-16 | 2001-01-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Collapsible well perforating apparatus |
CA2232748C (en) | 1998-03-19 | 2007-05-08 | Ipec Ltd. | Injection tool |
US6050340A (en) | 1998-03-27 | 2000-04-18 | Weatherford International, Inc. | Downhole pump installation/removal system and method |
US5990051A (en) | 1998-04-06 | 1999-11-23 | Fairmount Minerals, Inc. | Injection molded degradable casing perforation ball sealers |
US6189618B1 (en) * | 1998-04-20 | 2001-02-20 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wellbore wash nozzle system |
US6167970B1 (en) | 1998-04-30 | 2001-01-02 | B J Services Company | Isolation tool release mechanism |
GB2342940B (en) | 1998-05-05 | 2002-12-31 | Baker Hughes Inc | Actuation system for a downhole tool or gas lift system and an automatic modification system |
US6675889B1 (en) | 1998-05-11 | 2004-01-13 | Offshore Energy Services, Inc. | Tubular filling system |
JP4124574B2 (ja) | 1998-05-14 | 2008-07-23 | ファイク・コーポレーション | 下げ穴ダンプ弁 |
US6135208A (en) | 1998-05-28 | 2000-10-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable wellbore junction |
CA2239645C (en) | 1998-06-05 | 2003-04-08 | Top-Co Industries Ltd. | Method and apparatus for locating a drill bit when drilling out cementing equipment from a wellbore |
US6273187B1 (en) | 1998-09-10 | 2001-08-14 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for downhole safety valve remediation |
US6142237A (en) | 1998-09-21 | 2000-11-07 | Camco International, Inc. | Method for coupling and release of submergible equipment |
US6213202B1 (en) | 1998-09-21 | 2001-04-10 | Camco International, Inc. | Separable connector for coil tubing deployed systems |
US6779599B2 (en) | 1998-09-25 | 2004-08-24 | Offshore Energy Services, Inc. | Tubular filling system |
DE19844397A1 (de) | 1998-09-28 | 2000-03-30 | Hilti Ag | Abrasive Schneidkörper enthaltend Diamantpartikel und Verfahren zur Herstellung der Schneidkörper |
US6161622A (en) | 1998-11-02 | 2000-12-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remote actuated plug method |
US5992452A (en) | 1998-11-09 | 1999-11-30 | Nelson, Ii; Joe A. | Ball and seat valve assembly and downhole pump utilizing the valve assembly |
US6220350B1 (en) | 1998-12-01 | 2001-04-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | High strength water soluble plug |
JP2000185725A (ja) | 1998-12-21 | 2000-07-04 | Sachiko Ando | 筒状包装体 |
FR2788451B1 (fr) | 1999-01-20 | 2001-04-06 | Elf Exploration Prod | Procede de destruction d'un isolant thermique rigide dispose dans un espace confine |
US6315041B1 (en) | 1999-04-15 | 2001-11-13 | Stephen L. Carlisle | Multi-zone isolation tool and method of stimulating and testing a subterranean well |
US6186227B1 (en) | 1999-04-21 | 2001-02-13 | Schlumberger Technology Corporation | Packer |
US6561269B1 (en) | 1999-04-30 | 2003-05-13 | The Regents Of The University Of California | Canister, sealing method and composition for sealing a borehole |
US6613383B1 (en) | 1999-06-21 | 2003-09-02 | Regents Of The University Of Colorado | Atomic layer controlled deposition on particle surfaces |
US6241021B1 (en) | 1999-07-09 | 2001-06-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of completing an uncemented wellbore junction |
US6341747B1 (en) | 1999-10-28 | 2002-01-29 | United Technologies Corporation | Nanocomposite layered airfoil |
US6237688B1 (en) | 1999-11-01 | 2001-05-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pre-drilled casing apparatus and associated methods for completing a subterranean well |
US6279656B1 (en) | 1999-11-03 | 2001-08-28 | Santrol, Inc. | Downhole chemical delivery system for oil and gas wells |
US6341653B1 (en) | 1999-12-10 | 2002-01-29 | Polar Completions Engineering, Inc. | Junk basket and method of use |
US6325148B1 (en) | 1999-12-22 | 2001-12-04 | Weatherford/Lamb, Inc. | Tools and methods for use with expandable tubulars |
AU782553B2 (en) | 2000-01-05 | 2005-08-11 | Baker Hughes Incorporated | Method of providing hydraulic/fiber conduits adjacent bottom hole assemblies for multi-step completions |
US6390200B1 (en) | 2000-02-04 | 2002-05-21 | Allamon Interest | Drop ball sub and system of use |
US7036594B2 (en) | 2000-03-02 | 2006-05-02 | Schlumberger Technology Corporation | Controlling a pressure transient in a well |
US6662886B2 (en) | 2000-04-03 | 2003-12-16 | Larry R. Russell | Mudsaver valve with dual snap action |
US6276457B1 (en) | 2000-04-07 | 2001-08-21 | Alberta Energy Company Ltd | Method for emplacing a coil tubing string in a well |
US6371206B1 (en) | 2000-04-20 | 2002-04-16 | Kudu Industries Inc | Prevention of sand plugging of oil well pumps |
US6408946B1 (en) | 2000-04-28 | 2002-06-25 | Baker Hughes Incorporated | Multi-use tubing disconnect |
EG22932A (en) | 2000-05-31 | 2002-01-13 | Shell Int Research | Method and system for reducing longitudinal fluid flow around a permeable well tubular |
US6713177B2 (en) | 2000-06-21 | 2004-03-30 | Regents Of The University Of Colorado | Insulating and functionalizing fine metal-containing particles with conformal ultra-thin films |
US7255178B2 (en) | 2000-06-30 | 2007-08-14 | Bj Services Company | Drillable bridge plug |
EP1295011B1 (en) | 2000-06-30 | 2005-12-21 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and method to complete a multilateral junction |
US7600572B2 (en) | 2000-06-30 | 2009-10-13 | Bj Services Company | Drillable bridge plug |
US6394180B1 (en) | 2000-07-12 | 2002-05-28 | Halliburton Energy Service,S Inc. | Frac plug with caged ball |
US6382244B2 (en) | 2000-07-24 | 2002-05-07 | Roy R. Vann | Reciprocating pump standing head valve |
US6394185B1 (en) | 2000-07-27 | 2002-05-28 | Vernon George Constien | Product and process for coating wellbore screens |
US7360593B2 (en) | 2000-07-27 | 2008-04-22 | Vernon George Constien | Product for coating wellbore screens |
US6390195B1 (en) | 2000-07-28 | 2002-05-21 | Halliburton Energy Service,S Inc. | Methods and compositions for forming permeable cement sand screens in well bores |
US6470965B1 (en) | 2000-08-28 | 2002-10-29 | Colin Winzer | Device for introducing a high pressure fluid into well head components |
US6439313B1 (en) | 2000-09-20 | 2002-08-27 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole machining of well completion equipment |
US6472068B1 (en) | 2000-10-26 | 2002-10-29 | Sandia Corporation | Glass rupture disk |
US6491097B1 (en) | 2000-12-14 | 2002-12-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Abrasive slurry delivery apparatus and methods of using same |
US6457525B1 (en) | 2000-12-15 | 2002-10-01 | Exxonmobil Oil Corporation | Method and apparatus for completing multiple production zones from a single wellbore |
US6491083B2 (en) | 2001-02-06 | 2002-12-10 | Anadigics, Inc. | Wafer demount receptacle for separation of thinned wafer from mounting carrier |
US6601650B2 (en) | 2001-08-09 | 2003-08-05 | Worldwide Oilfield Machine, Inc. | Method and apparatus for replacing BOP with gate valve |
US6513598B2 (en) | 2001-03-19 | 2003-02-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drillable floating equipment and method of eliminating bit trips by using drillable materials for the construction of shoe tracks |
US6634428B2 (en) | 2001-05-03 | 2003-10-21 | Baker Hughes Incorporated | Delayed opening ball seat |
US6588507B2 (en) | 2001-06-28 | 2003-07-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for progressively gravel packing an interval of a wellbore |
US7017664B2 (en) | 2001-08-24 | 2006-03-28 | Bj Services Company | Single trip horizontal gravel pack and stimulation system and method |
US7331388B2 (en) | 2001-08-24 | 2008-02-19 | Bj Services Company | Horizontal single trip system with rotating jetting tool |
JP3607655B2 (ja) | 2001-09-26 | 2005-01-05 | 株式会社東芝 | マウント材、半導体装置及び半導体装置の製造方法 |
WO2003031815A2 (en) | 2001-10-09 | 2003-04-17 | Burlington Resources Oil & Gas Company Lp | Downhole well pump |
US20030070811A1 (en) | 2001-10-12 | 2003-04-17 | Robison Clark E. | Apparatus and method for perforating a subterranean formation |
US6601648B2 (en) | 2001-10-22 | 2003-08-05 | Charles D. Ebinger | Well completion method |
US7017677B2 (en) | 2002-07-24 | 2006-03-28 | Smith International, Inc. | Coarse carbide substrate cutting elements and method of forming the same |
US7051805B2 (en) | 2001-12-20 | 2006-05-30 | Baker Hughes Incorporated | Expandable packer with anchoring feature |
US7445049B2 (en) | 2002-01-22 | 2008-11-04 | Weatherford/Lamb, Inc. | Gas operated pump for hydrocarbon wells |
CA2474064C (en) | 2002-01-22 | 2008-04-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | Gas operated pump for hydrocarbon wells |
US6899176B2 (en) | 2002-01-25 | 2005-05-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and treatment method using the same |
US6719051B2 (en) | 2002-01-25 | 2004-04-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and treatment method using the same |
US7096945B2 (en) | 2002-01-25 | 2006-08-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and treatment method using the same |
US6715541B2 (en) | 2002-02-21 | 2004-04-06 | Weatherford/Lamb, Inc. | Ball dropping assembly |
US6776228B2 (en) | 2002-02-21 | 2004-08-17 | Weatherford/Lamb, Inc. | Ball dropping assembly |
US6799638B2 (en) | 2002-03-01 | 2004-10-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method, apparatus and system for selective release of cementing plugs |
US20040005483A1 (en) | 2002-03-08 | 2004-01-08 | Chhiu-Tsu Lin | Perovskite manganites for use in coatings |
US6896061B2 (en) | 2002-04-02 | 2005-05-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multiple zones frac tool |
US6883611B2 (en) | 2002-04-12 | 2005-04-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealed multilateral junction system |
US6810960B2 (en) | 2002-04-22 | 2004-11-02 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods for increasing production from a wellbore |
GB2390106B (en) | 2002-06-24 | 2005-11-30 | Schlumberger Holdings | Apparatus and methods for establishing secondary hydraulics in a downhole tool |
US7049272B2 (en) | 2002-07-16 | 2006-05-23 | Santrol, Inc. | Downhole chemical delivery system for oil and gas wells |
US6939388B2 (en) | 2002-07-23 | 2005-09-06 | General Electric Company | Method for making materials having artificially dispersed nano-size phases and articles made therewith |
GB2391566B (en) | 2002-07-31 | 2006-01-04 | Schlumberger Holdings | Multiple interventionless actuated downhole valve and method |
US6932159B2 (en) | 2002-08-28 | 2005-08-23 | Baker Hughes Incorporated | Run in cover for downhole expandable screen |
WO2004025160A2 (en) | 2002-09-11 | 2004-03-25 | Hiltap Fittings, Ltd. | Fluid system component with sacrificial element |
US6943207B2 (en) | 2002-09-13 | 2005-09-13 | H.B. Fuller Licensing & Financing Inc. | Smoke suppressant hot melt adhesive composition |
US6817414B2 (en) | 2002-09-20 | 2004-11-16 | M-I Llc | Acid coated sand for gravel pack and filter cake clean-up |
US6887297B2 (en) | 2002-11-08 | 2005-05-03 | Wayne State University | Copper nanocrystals and methods of producing same |
US7090027B1 (en) | 2002-11-12 | 2006-08-15 | Dril—Quip, Inc. | Casing hanger assembly with rupture disk in support housing and method |
US8327931B2 (en) * | 2009-12-08 | 2012-12-11 | Baker Hughes Incorporated | Multi-component disappearing tripping ball and method for making the same |
US8403037B2 (en) * | 2009-12-08 | 2013-03-26 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable tool and method |
US9109429B2 (en) | 2002-12-08 | 2015-08-18 | Baker Hughes Incorporated | Engineered powder compact composite material |
US9682425B2 (en) | 2009-12-08 | 2017-06-20 | Baker Hughes Incorporated | Coated metallic powder and method of making the same |
US9079246B2 (en) | 2009-12-08 | 2015-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Method of making a nanomatrix powder metal compact |
US8297364B2 (en) | 2009-12-08 | 2012-10-30 | Baker Hughes Incorporated | Telescopic unit with dissolvable barrier |
US9101978B2 (en) | 2002-12-08 | 2015-08-11 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix powder metal compact |
CA2511826C (en) | 2002-12-26 | 2008-07-22 | Baker Hughes Incorporated | Alternative packer setting method |
JP2004225765A (ja) | 2003-01-21 | 2004-08-12 | Nissin Kogyo Co Ltd | 車両用ディスクブレーキのディスクロータ |
JP2004225084A (ja) | 2003-01-21 | 2004-08-12 | Nissin Kogyo Co Ltd | 自動車用ナックル |
US7013989B2 (en) | 2003-02-14 | 2006-03-21 | Weatherford/Lamb, Inc. | Acoustical telemetry |
US7021389B2 (en) | 2003-02-24 | 2006-04-04 | Bj Services Company | Bi-directional ball seat system and method |
WO2004083590A2 (en) | 2003-03-13 | 2004-09-30 | Tesco Corporation | Method and apparatus for drilling a borehole with a borehole liner |
NO318013B1 (no) | 2003-03-21 | 2005-01-17 | Bakke Oil Tools As | Anordning og fremgangsmåte for frakopling av et verktøy fra en rørstreng |
US7416029B2 (en) | 2003-04-01 | 2008-08-26 | Specialised Petroleum Services Group Limited | Downhole tool |
US20060102871A1 (en) | 2003-04-08 | 2006-05-18 | Xingwu Wang | Novel composition |
EP1619227B1 (en) | 2003-04-14 | 2014-05-07 | Sekisui Chemical Co., Ltd. | Method for releasing adhered article |
DE10318801A1 (de) | 2003-04-17 | 2004-11-04 | Aesculap Ag & Co. Kg | Flächiges Implantat und seine Verwendung in der Chirurgie |
US6926086B2 (en) | 2003-05-09 | 2005-08-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for removing a tool from a well |
US20090107684A1 (en) | 2007-10-31 | 2009-04-30 | Cooke Jr Claude E | Applications of degradable polymers for delayed mechanical changes in wells |
US20040231845A1 (en) | 2003-05-15 | 2004-11-25 | Cooke Claude E. | Applications of degradable polymers in wells |
US8181703B2 (en) | 2003-05-16 | 2012-05-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method useful for controlling fluid loss in subterranean formations |
JP5129956B2 (ja) | 2003-06-12 | 2013-01-30 | エレメント シックス (ピーティーワイ) リミテッド | 複合材料 |
WO2005014708A1 (en) | 2003-06-23 | 2005-02-17 | William Marsh Rice University | Elastomers reinforced with carbon nanotubes |
US7111682B2 (en) | 2003-07-21 | 2006-09-26 | Mark Kevin Blaisdell | Method and apparatus for gas displacement well systems |
KR100558966B1 (ko) | 2003-07-25 | 2006-03-10 | 한국과학기술원 | 탄소나노튜브가 강화된 금속 나노복합분말 및 그 제조방법 |
JP4222157B2 (ja) | 2003-08-28 | 2009-02-12 | 大同特殊鋼株式会社 | 剛性および強度が向上したチタン合金 |
US7833944B2 (en) | 2003-09-17 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions using crosslinked aliphatic polyesters in well bore applications |
US8153052B2 (en) | 2003-09-26 | 2012-04-10 | General Electric Company | High-temperature composite articles and associated methods of manufacture |
US8342240B2 (en) | 2003-10-22 | 2013-01-01 | Baker Hughes Incorporated | Method for providing a temporary barrier in a flow pathway |
US7461699B2 (en) | 2003-10-22 | 2008-12-09 | Baker Hughes Incorporated | Method for providing a temporary barrier in a flow pathway |
WO2005040065A1 (ja) | 2003-10-29 | 2005-05-06 | Sumitomo Precision Products Co., Ltd. | カーボンナノチューブ分散複合材料の製造方法 |
US20050102255A1 (en) | 2003-11-06 | 2005-05-12 | Bultman David C. | Computer-implemented system and method for handling stored data |
US7182135B2 (en) | 2003-11-14 | 2007-02-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Plug systems and methods for using plugs in subterranean formations |
US7316274B2 (en) | 2004-03-05 | 2008-01-08 | Baker Hughes Incorporated | One trip perforating, cementing, and sand management apparatus and method |
US20050109502A1 (en) | 2003-11-20 | 2005-05-26 | Jeremy Buc Slay | Downhole seal element formed from a nanocomposite material |
US7013998B2 (en) | 2003-11-20 | 2006-03-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drill bit having an improved seal and lubrication method using same |
US7264060B2 (en) | 2003-12-17 | 2007-09-04 | Baker Hughes Incorporated | Side entry sub hydraulic wireline cutter and method |
US7096946B2 (en) | 2003-12-30 | 2006-08-29 | Baker Hughes Incorporated | Rotating blast liner |
US20050161212A1 (en) | 2004-01-23 | 2005-07-28 | Schlumberger Technology Corporation | System and Method for Utilizing Nano-Scale Filler in Downhole Applications |
US7044230B2 (en) | 2004-01-27 | 2006-05-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for removing a tool from a well |
US7210533B2 (en) | 2004-02-11 | 2007-05-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Disposable downhole tool with segmented compression element and method |
US7424909B2 (en) | 2004-02-27 | 2008-09-16 | Smith International, Inc. | Drillable bridge plug |
GB2428058B (en) | 2004-03-12 | 2008-07-30 | Schlumberger Holdings | Sealing system and method for use in a well |
US7353879B2 (en) | 2004-03-18 | 2008-04-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Biodegradable downhole tools |
US7168494B2 (en) | 2004-03-18 | 2007-01-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Dissolvable downhole tools |
US7093664B2 (en) | 2004-03-18 | 2006-08-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | One-time use composite tool formed of fibers and a biodegradable resin |
US7250188B2 (en) | 2004-03-31 | 2007-07-31 | Her Majesty The Queen In Right Of Canada, As Represented By The Minister Of National Defense Of Her Majesty's Canadian Government | Depositing metal particles on carbon nanotubes |
US7255172B2 (en) | 2004-04-13 | 2007-08-14 | Tech Tac Company, Inc. | Hydrodynamic, down-hole anchor |
US7322416B2 (en) | 2004-05-03 | 2008-01-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of servicing a well bore using self-activating downhole tool |
US7163066B2 (en) | 2004-05-07 | 2007-01-16 | Bj Services Company | Gravity valve for a downhole tool |
US7723272B2 (en) | 2007-02-26 | 2010-05-25 | Baker Hughes Incorporated | Methods and compositions for fracturing subterranean formations |
US20080060810A9 (en) | 2004-05-25 | 2008-03-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for treating a subterranean formation with a curable composition using a jetting tool |
US10316616B2 (en) | 2004-05-28 | 2019-06-11 | Schlumberger Technology Corporation | Dissolvable bridge plug |
US8211247B2 (en) * | 2006-02-09 | 2012-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable compositions, apparatus comprising same, and method of use |
JP4476701B2 (ja) | 2004-06-02 | 2010-06-09 | 日本碍子株式会社 | 電極内蔵焼結体の製造方法 |
US7819198B2 (en) | 2004-06-08 | 2010-10-26 | Birckhead John M | Friction spring release mechanism |
US7287592B2 (en) | 2004-06-11 | 2007-10-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Limited entry multiple fracture and frac-pack placement in liner completions using liner fracturing tool |
US7401648B2 (en) | 2004-06-14 | 2008-07-22 | Baker Hughes Incorporated | One trip well apparatus with sand control |
US20080149325A1 (en) | 2004-07-02 | 2008-06-26 | Joe Crawford | Downhole oil recovery system and method of use |
US7141207B2 (en) | 2004-08-30 | 2006-11-28 | General Motors Corporation | Aluminum/magnesium 3D-Printing rapid prototyping |
US7322412B2 (en) | 2004-08-30 | 2008-01-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Casing shoes and methods of reverse-circulation cementing of casing |
US7709421B2 (en) | 2004-09-03 | 2010-05-04 | Baker Hughes Incorporated | Microemulsions to convert OBM filter cakes to WBM filter cakes having filtration control |
JP2006078614A (ja) | 2004-09-08 | 2006-03-23 | Ricoh Co Ltd | 電子写真感光体中間層用塗工液、それを用いた電子写真感光体、画像形成装置及び画像形成装置用プロセスカートリッジ |
US7303014B2 (en) | 2004-10-26 | 2007-12-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Casing strings and methods of using such strings in subterranean cementing operations |
US7234530B2 (en) | 2004-11-01 | 2007-06-26 | Hydril Company Lp | Ram BOP shear device |
US8309230B2 (en) | 2004-11-12 | 2012-11-13 | Inmat, Inc. | Multilayer nanocomposite barrier structures |
US7337854B2 (en) | 2004-11-24 | 2008-03-04 | Weatherford/Lamb, Inc. | Gas-pressurized lubricator and method |
WO2006062572A1 (en) | 2004-12-03 | 2006-06-15 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Modified layered fillers and their use to produce nanocomposite compositions |
US7387165B2 (en) | 2004-12-14 | 2008-06-17 | Schlumberger Technology Corporation | System for completing multiple well intervals |
GB2424233B (en) | 2005-03-15 | 2009-06-03 | Schlumberger Holdings | Technique and apparatus for use in wells |
US7322417B2 (en) | 2004-12-14 | 2008-01-29 | Schlumberger Technology Corporation | Technique and apparatus for completing multiple zones |
US7350582B2 (en) | 2004-12-21 | 2008-04-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wellbore tool with disintegratable components and method of controlling flow |
US7426964B2 (en) | 2004-12-22 | 2008-09-23 | Baker Hughes Incorporated | Release mechanism for downhole tool |
WO2006101618A2 (en) | 2005-03-18 | 2006-09-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Hydraulically controlled burst disk subs (hcbs) |
US7537825B1 (en) | 2005-03-25 | 2009-05-26 | Massachusetts Institute Of Technology | Nano-engineered material architectures: ultra-tough hybrid nanocomposite system |
US8256504B2 (en) | 2005-04-11 | 2012-09-04 | Brown T Leon | Unlimited stroke drive oil well pumping system |
US20060260031A1 (en) | 2005-05-20 | 2006-11-23 | Conrad Joseph M Iii | Potty training device |
US20070131912A1 (en) | 2005-07-08 | 2007-06-14 | Simone Davide L | Electrically conductive adhesives |
US7422055B2 (en) | 2005-07-12 | 2008-09-09 | Smith International, Inc. | Coiled tubing wireline cutter |
US7422060B2 (en) | 2005-07-19 | 2008-09-09 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus for completing a well |
CA2555563C (en) | 2005-08-05 | 2009-03-31 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods for creation of down hole annular barrier |
US7509993B1 (en) | 2005-08-13 | 2009-03-31 | Wisconsin Alumni Research Foundation | Semi-solid forming of metal-matrix nanocomposites |
US7451815B2 (en) | 2005-08-22 | 2008-11-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly enhanced with disappearing sleeve and burst disc |
US8230936B2 (en) | 2005-08-31 | 2012-07-31 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of forming acid particle based packers for wellbores |
US8567494B2 (en) | 2005-08-31 | 2013-10-29 | Schlumberger Technology Corporation | Well operating elements comprising a soluble component and methods of use |
JP4721828B2 (ja) | 2005-08-31 | 2011-07-13 | 東京応化工業株式会社 | サポートプレートの剥離方法 |
JP5148820B2 (ja) | 2005-09-07 | 2013-02-20 | 株式会社イーアンドエフ | チタン合金複合材料およびその製造方法 |
US20070051521A1 (en) | 2005-09-08 | 2007-03-08 | Eagle Downhole Solutions, Llc | Retrievable frac packer |
US20080020923A1 (en) | 2005-09-13 | 2008-01-24 | Debe Mark K | Multilayered nanostructured films |
US7363970B2 (en) | 2005-10-25 | 2008-04-29 | Schlumberger Technology Corporation | Expandable packer |
KR100629793B1 (ko) | 2005-11-11 | 2006-09-28 | 주식회사 방림 | 전해도금으로 마그네슘합금과 밀착성 좋은 동도금층 형성방법 |
US8231947B2 (en) * | 2005-11-16 | 2012-07-31 | Schlumberger Technology Corporation | Oilfield elements having controlled solubility and methods of use |
US20070151769A1 (en) | 2005-11-23 | 2007-07-05 | Smith International, Inc. | Microwave sintering |
US7946340B2 (en) | 2005-12-01 | 2011-05-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for orchestration of fracture placement from a centralized well fluid treatment center |
US7604049B2 (en) | 2005-12-16 | 2009-10-20 | Schlumberger Technology Corporation | Polymeric composites, oilfield elements comprising same, and methods of using same in oilfield applications |
US7647964B2 (en) | 2005-12-19 | 2010-01-19 | Fairmount Minerals, Ltd. | Degradable ball sealers and methods for use in well treatment |
US7552777B2 (en) | 2005-12-28 | 2009-06-30 | Baker Hughes Incorporated | Self-energized downhole tool |
US7579087B2 (en) | 2006-01-10 | 2009-08-25 | United Technologies Corporation | Thermal barrier coating compositions, processes for applying same and articles coated with same |
US7346456B2 (en) | 2006-02-07 | 2008-03-18 | Schlumberger Technology Corporation | Wellbore diagnostic system and method |
US8220554B2 (en) | 2006-02-09 | 2012-07-17 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable whipstock apparatus and method of use |
US20110067889A1 (en) | 2006-02-09 | 2011-03-24 | Schlumberger Technology Corporation | Expandable and degradable downhole hydraulic regulating assembly |
US8770261B2 (en) | 2006-02-09 | 2014-07-08 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of manufacturing degradable alloys and products made from degradable alloys |
NO325431B1 (no) | 2006-03-23 | 2008-04-28 | Bjorgum Mekaniske As | Opplosbar tetningsanordning samt fremgangsmate derav. |
US7325617B2 (en) | 2006-03-24 | 2008-02-05 | Baker Hughes Incorporated | Frac system without intervention |
EP1840325B1 (en) | 2006-03-31 | 2012-09-26 | Services Pétroliers Schlumberger | Method and apparatus to cement a perforated casing |
US20100015002A1 (en) | 2006-04-03 | 2010-01-21 | Barrera Enrique V | Processing of Single-Walled Carbon Nanotube Metal-Matrix Composites Manufactured by an Induction Heating Method |
AU2007261281B2 (en) | 2006-04-21 | 2011-07-07 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Sulfur barrier for use with in situ processes for treating formations |
US7513311B2 (en) | 2006-04-28 | 2009-04-07 | Weatherford/Lamb, Inc. | Temporary well zone isolation |
US8021721B2 (en) | 2006-05-01 | 2011-09-20 | Smith International, Inc. | Composite coating with nanoparticles for improved wear and lubricity in down hole tools |
US7621351B2 (en) | 2006-05-15 | 2009-11-24 | Baker Hughes Incorporated | Reaming tool suitable for running on casing or liner |
US20080097620A1 (en) | 2006-05-26 | 2008-04-24 | Nanyang Technological University | Implantable article, method of forming same and method for reducing thrombogenicity |
US7661481B2 (en) | 2006-06-06 | 2010-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole wellbore tools having deteriorable and water-swellable components thereof and methods of use |
US7575062B2 (en) | 2006-06-09 | 2009-08-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and devices for treating multiple-interval well bores |
US7478676B2 (en) | 2006-06-09 | 2009-01-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and devices for treating multiple-interval well bores |
US7441596B2 (en) | 2006-06-23 | 2008-10-28 | Baker Hughes Incorporated | Swelling element packer and installation method |
US7897063B1 (en) | 2006-06-26 | 2011-03-01 | Perry Stephen C | Composition for denaturing and breaking down friction-reducing polymer and for destroying other gas and oil well contaminants |
US7591318B2 (en) | 2006-07-20 | 2009-09-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for removing a sealing plug from a well |
GB0615135D0 (en) | 2006-07-29 | 2006-09-06 | Futuretec Ltd | Running bore-lining tubulars |
US8281860B2 (en) | 2006-08-25 | 2012-10-09 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for treating a subterranean formation |
US7963342B2 (en) | 2006-08-31 | 2011-06-21 | Marathon Oil Company | Downhole isolation valve and methods for use |
KR100839613B1 (ko) | 2006-09-11 | 2008-06-19 | 주식회사 씨앤테크 | 카본나노튜브를 활용한 복합소결재료 및 그 제조방법 |
US7726406B2 (en) | 2006-09-18 | 2010-06-01 | Yang Xu | Dissolvable downhole trigger device |
US7464764B2 (en) | 2006-09-18 | 2008-12-16 | Baker Hughes Incorporated | Retractable ball seat having a time delay material |
GB0618687D0 (en) | 2006-09-22 | 2006-11-01 | Omega Completion Technology | Erodeable pressure barrier |
US7828055B2 (en) | 2006-10-17 | 2010-11-09 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for controlled deployment of shape-conforming materials |
US7559357B2 (en) | 2006-10-25 | 2009-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Frac-pack casing saver |
US7712541B2 (en) | 2006-11-01 | 2010-05-11 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for protecting downhole components during deployment and wellbore conditioning |
WO2008057045A1 (en) | 2006-11-06 | 2008-05-15 | Agency For Science, Technology And Research | Nanoparticulate encapsulation barrier stack |
US20080179104A1 (en) | 2006-11-14 | 2008-07-31 | Smith International, Inc. | Nano-reinforced wc-co for improved properties |
US8056628B2 (en) | 2006-12-04 | 2011-11-15 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for facilitating downhole operations |
US8028767B2 (en) | 2006-12-04 | 2011-10-04 | Baker Hughes, Incorporated | Expandable stabilizer with roller reamer elements |
US7699101B2 (en) | 2006-12-07 | 2010-04-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well system having galvanic time release plug |
US20080149351A1 (en) | 2006-12-20 | 2008-06-26 | Schlumberger Technology Corporation | Temporary containments for swellable and inflatable packer elements |
US7510018B2 (en) | 2007-01-15 | 2009-03-31 | Weatherford/Lamb, Inc. | Convertible seal |
US20080202764A1 (en) | 2007-02-22 | 2008-08-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Consumable downhole tools |
JP4980096B2 (ja) | 2007-02-28 | 2012-07-18 | 本田技研工業株式会社 | 自動二輪車のシートレール構造 |
US7909096B2 (en) | 2007-03-02 | 2011-03-22 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus of reservoir stimulation while running casing |
CA2625155C (en) | 2007-03-13 | 2015-04-07 | Bbj Tools Inc. | Ball release procedure and release tool |
CA2625766A1 (en) | 2007-03-16 | 2008-09-16 | Isolation Equipment Services Inc. | Ball injecting apparatus for wellbore operations |
US20080236829A1 (en) | 2007-03-26 | 2008-10-02 | Lynde Gerald D | Casing profiling and recovery system |
US7875313B2 (en) | 2007-04-05 | 2011-01-25 | E. I. Du Pont De Nemours And Company | Method to form a pattern of functional material on a substrate using a mask material |
US7708078B2 (en) | 2007-04-05 | 2010-05-04 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for delivering a conductor downhole |
US7690436B2 (en) | 2007-05-01 | 2010-04-06 | Weatherford/Lamb Inc. | Pressure isolation plug for horizontal wellbore and associated methods |
US7938191B2 (en) | 2007-05-11 | 2011-05-10 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for controlling elastomer swelling in downhole applications |
US7527103B2 (en) | 2007-05-29 | 2009-05-05 | Baker Hughes Incorporated | Procedures and compositions for reservoir protection |
US20080314588A1 (en) | 2007-06-20 | 2008-12-25 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for controlling erosion of components during well treatment |
US7810567B2 (en) | 2007-06-27 | 2010-10-12 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of producing flow-through passages in casing, and methods of using such casing |
US7757773B2 (en) | 2007-07-25 | 2010-07-20 | Schlumberger Technology Corporation | Latch assembly for wellbore operations |
US7673673B2 (en) | 2007-08-03 | 2010-03-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus for isolating a jet forming aperture in a well bore servicing tool |
US20090038858A1 (en) | 2007-08-06 | 2009-02-12 | Smith International, Inc. | Use of nanosized particulates and fibers in elastomer seals for improved performance metrics for roller cone bits |
US7673677B2 (en) * | 2007-08-13 | 2010-03-09 | Baker Hughes Incorporated | Reusable ball seat having ball support member |
US7637323B2 (en) | 2007-08-13 | 2009-12-29 | Baker Hughes Incorporated | Ball seat having fluid activated ball support |
US7644772B2 (en) * | 2007-08-13 | 2010-01-12 | Baker Hughes Incorporated | Ball seat having segmented arcuate ball support member |
US7503392B2 (en) | 2007-08-13 | 2009-03-17 | Baker Hughes Incorporated | Deformable ball seat |
NO328882B1 (no) | 2007-09-14 | 2010-06-07 | Vosstech As | Aktiveringsmekanisme og fremgangsmate for a kontrollere denne |
US7775284B2 (en) | 2007-09-28 | 2010-08-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus for adjustably controlling the inflow of production fluids from a subterranean well |
US20090084539A1 (en) | 2007-09-28 | 2009-04-02 | Ping Duan | Downhole sealing devices having a shape-memory material and methods of manufacturing and using same |
KR20100061672A (ko) | 2007-10-02 | 2010-06-08 | 파커-한니핀 코포레이션 | Emi 가스켓용 나노 코팅 |
US7784543B2 (en) | 2007-10-19 | 2010-08-31 | Baker Hughes Incorporated | Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well |
US7913765B2 (en) | 2007-10-19 | 2011-03-29 | Baker Hughes Incorporated | Water absorbing or dissolving materials used as an in-flow control device and method of use |
US7909110B2 (en) | 2007-11-20 | 2011-03-22 | Schlumberger Technology Corporation | Anchoring and sealing system for cased hole wells |
US7806189B2 (en) | 2007-12-03 | 2010-10-05 | W. Lynn Frazier | Downhole valve assembly |
US8371369B2 (en) | 2007-12-04 | 2013-02-12 | Baker Hughes Incorporated | Crossover sub with erosion resistant inserts |
US20090152009A1 (en) | 2007-12-18 | 2009-06-18 | Halliburton Energy Services, Inc., A Delaware Corporation | Nano particle reinforced polymer element for stator and rotor assembly |
US9005420B2 (en) | 2007-12-20 | 2015-04-14 | Integran Technologies Inc. | Variable property electrodepositing of metallic structures |
US7987906B1 (en) | 2007-12-21 | 2011-08-02 | Joseph Troy | Well bore tool |
US20090205841A1 (en) | 2008-02-15 | 2009-08-20 | Jurgen Kluge | Downwell system with activatable swellable packer |
US7686082B2 (en) | 2008-03-18 | 2010-03-30 | Baker Hughes Incorporated | Full bore cementable gun system |
US7798226B2 (en) | 2008-03-18 | 2010-09-21 | Packers Plus Energy Services Inc. | Cement diffuser for annulus cementing |
US7806192B2 (en) | 2008-03-25 | 2010-10-05 | Foster Anthony P | Method and system for anchoring and isolating a wellbore |
US8196663B2 (en) | 2008-03-25 | 2012-06-12 | Baker Hughes Incorporated | Dead string completion assembly with injection system and methods |
US8020619B1 (en) | 2008-03-26 | 2011-09-20 | Robertson Intellectual Properties, LLC | Severing of downhole tubing with associated cable |
US8096358B2 (en) | 2008-03-27 | 2012-01-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of perforating for effective sand plug placement in horizontal wells |
US7661480B2 (en) | 2008-04-02 | 2010-02-16 | Saudi Arabian Oil Company | Method for hydraulic rupturing of downhole glass disc |
US8757273B2 (en) | 2008-04-29 | 2014-06-24 | Packers Plus Energy Services Inc. | Downhole sub with hydraulically actuable sleeve valve |
US8286717B2 (en) | 2008-05-05 | 2012-10-16 | Weatherford/Lamb, Inc. | Tools and methods for hanging and/or expanding liner strings |
US8540035B2 (en) | 2008-05-05 | 2013-09-24 | Weatherford/Lamb, Inc. | Extendable cutting tools for use in a wellbore |
US8171999B2 (en) | 2008-05-13 | 2012-05-08 | Baker Huges Incorporated | Downhole flow control device and method |
US8511394B2 (en) | 2008-06-06 | 2013-08-20 | Packers Plus Energy Services Inc. | Wellbore fluid treatment process and installation |
US8631877B2 (en) | 2008-06-06 | 2014-01-21 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and methods for inflow control |
US20090308588A1 (en) | 2008-06-16 | 2009-12-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and Apparatus for Exposing a Servicing Apparatus to Multiple Formation Zones |
US8152985B2 (en) | 2008-06-19 | 2012-04-10 | Arlington Plating Company | Method of chrome plating magnesium and magnesium alloys |
US7958940B2 (en) | 2008-07-02 | 2011-06-14 | Jameson Steve D | Method and apparatus to remove composite frac plugs from casings in oil and gas wells |
CN101638790A (zh) | 2008-07-30 | 2010-02-03 | 深圳富泰宏精密工业有限公司 | 镁及镁合金的电镀方法 |
US7775286B2 (en) | 2008-08-06 | 2010-08-17 | Baker Hughes Incorporated | Convertible downhole devices and method of performing downhole operations using convertible downhole devices |
US8678081B1 (en) * | 2008-08-15 | 2014-03-25 | Exelis, Inc. | Combination anvil and coupler for bridge and fracture plugs |
US8960292B2 (en) | 2008-08-22 | 2015-02-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | High rate stimulation method for deep, large bore completions |
US20100051278A1 (en) | 2008-09-04 | 2010-03-04 | Integrated Production Services Ltd. | Perforating gun assembly |
US20100089587A1 (en) | 2008-10-15 | 2010-04-15 | Stout Gregg W | Fluid logic tool for a subterranean well |
US7861781B2 (en) | 2008-12-11 | 2011-01-04 | Tesco Corporation | Pump down cement retaining device |
US7855168B2 (en) | 2008-12-19 | 2010-12-21 | Schlumberger Technology Corporation | Method and composition for removing filter cake |
US8079413B2 (en) | 2008-12-23 | 2011-12-20 | W. Lynn Frazier | Bottom set downhole plug |
US20100200230A1 (en) | 2009-02-12 | 2010-08-12 | East Jr Loyd | Method and Apparatus for Multi-Zone Stimulation |
US7878253B2 (en) | 2009-03-03 | 2011-02-01 | Baker Hughes Incorporated | Hydraulically released window mill |
US9291044B2 (en) | 2009-03-25 | 2016-03-22 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Method and apparatus for isolating and treating discrete zones within a wellbore |
US7909108B2 (en) | 2009-04-03 | 2011-03-22 | Halliburton Energy Services Inc. | System and method for servicing a wellbore |
US9109428B2 (en) | 2009-04-21 | 2015-08-18 | W. Lynn Frazier | Configurable bridge plugs and methods for using same |
US8276670B2 (en) * | 2009-04-27 | 2012-10-02 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole dissolvable plug |
US8413727B2 (en) * | 2009-05-20 | 2013-04-09 | Bakers Hughes Incorporated | Dissolvable downhole tool, method of making and using |
US7992656B2 (en) | 2009-07-09 | 2011-08-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self healing filter-cake removal system for open hole completions |
US8291980B2 (en) | 2009-08-13 | 2012-10-23 | Baker Hughes Incorporated | Tubular valving system and method |
US8528640B2 (en) | 2009-09-22 | 2013-09-10 | Baker Hughes Incorporated | Wellbore flow control devices using filter media containing particulate additives in a foam material |
EP2483510A2 (en) | 2009-09-30 | 2012-08-08 | Baker Hughes Incorporated | Remotely controlled apparatus for downhole applications and methods of operation |
US8573295B2 (en) * | 2010-11-16 | 2013-11-05 | Baker Hughes Incorporated | Plug and method of unplugging a seat |
US8528633B2 (en) * | 2009-12-08 | 2013-09-10 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable tool and method |
US20110135805A1 (en) | 2009-12-08 | 2011-06-09 | Doucet Jim R | High diglyceride structuring composition and products and methods using the same |
US20110139465A1 (en) | 2009-12-10 | 2011-06-16 | Schlumberger Technology Corporation | Packing tube isolation device |
US8408319B2 (en) | 2009-12-21 | 2013-04-02 | Schlumberger Technology Corporation | Control swelling of swellable packer by pre-straining the swellable packer element |
US8584746B2 (en) * | 2010-02-01 | 2013-11-19 | Schlumberger Technology Corporation | Oilfield isolation element and method |
US8424610B2 (en) * | 2010-03-05 | 2013-04-23 | Baker Hughes Incorporated | Flow control arrangement and method |
US8430173B2 (en) * | 2010-04-12 | 2013-04-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | High strength dissolvable structures for use in a subterranean well |
US8820437B2 (en) | 2010-04-16 | 2014-09-02 | Smith International, Inc. | Cementing whipstock apparatus and methods |
US9045963B2 (en) | 2010-04-23 | 2015-06-02 | Smith International, Inc. | High pressure and high temperature ball seat |
US8813848B2 (en) | 2010-05-19 | 2014-08-26 | W. Lynn Frazier | Isolation tool actuated by gas generation |
US8297367B2 (en) * | 2010-05-21 | 2012-10-30 | Schlumberger Technology Corporation | Mechanism for activating a plurality of downhole devices |
US20110284232A1 (en) | 2010-05-24 | 2011-11-24 | Baker Hughes Incorporated | Disposable Downhole Tool |
US9068447B2 (en) | 2010-07-22 | 2015-06-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods for stimulating multi-zone wells |
US8039422B1 (en) | 2010-07-23 | 2011-10-18 | Saudi Arabian Oil Company | Method of mixing a corrosion inhibitor in an acid-in-oil emulsion |
US8668019B2 (en) * | 2010-12-29 | 2014-03-11 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable barrier for downhole use and method thereof |
US20120211239A1 (en) * | 2011-02-18 | 2012-08-23 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for controlling gas lift assemblies |
-
2010
- 2010-11-16 US US12/947,048 patent/US8573295B2/en active Active
-
2011
- 2011-10-27 WO PCT/US2011/058112 patent/WO2012067786A2/en active Application Filing
- 2011-10-27 CA CA2816744A patent/CA2816744C/en active Active
- 2011-10-27 AU AU2011329424A patent/AU2011329424B2/en active Active
- 2011-10-27 GB GB1306862.2A patent/GB2499739B/en active Active
- 2011-10-27 BR BR112013011764-8A patent/BR112013011764B1/pt active IP Right Grant
- 2011-10-27 NO NO20130496A patent/NO346604B1/no unknown
-
2013
- 2013-05-01 DK DKPA201300256A patent/DK180394B1/en not_active IP Right Cessation
-
2016
- 2016-05-12 AU AU2016203091A patent/AU2016203091B2/en active Active
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
AU2016203091B2 (en) | 2016-08-18 |
GB201306862D0 (en) | 2013-05-29 |
NO20130496A1 (no) | 2013-05-03 |
CA2816744C (en) | 2015-08-04 |
US8573295B2 (en) | 2013-11-05 |
WO2012067786A2 (en) | 2012-05-24 |
NO346604B1 (no) | 2022-10-24 |
DK201300256A (en) | 2013-05-01 |
BR112013011764A2 (pt) | 2016-09-13 |
GB2499739A (en) | 2013-08-28 |
AU2011329424A1 (en) | 2013-05-02 |
WO2012067786A3 (en) | 2012-07-26 |
US20120118583A1 (en) | 2012-05-17 |
AU2011329424B2 (en) | 2016-02-25 |
GB2499739B (en) | 2018-08-01 |
CA2816744A1 (en) | 2012-05-24 |
DK180394B1 (en) | 2021-03-15 |
AU2016203091A1 (en) | 2016-06-02 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
BR112013011764B1 (pt) | método de desobstruir um assento e elemento de obturação | |
US10669797B2 (en) | Tool configured to dissolve in a selected subsurface environment | |
US8297364B2 (en) | Telescopic unit with dissolvable barrier | |
US8714268B2 (en) | Method of making and using multi-component disappearing tripping ball | |
US8403037B2 (en) | Dissolvable tool and method | |
US8528633B2 (en) | Dissolvable tool and method | |
BR112012022367B1 (pt) | disposição e método de controle de fluxo | |
BR112012013673B1 (pt) | Material compósito compacto de pó de engenharia | |
BR112014001741B1 (pt) | metal em pó compacto extrusado | |
BR112012013739B1 (pt) | Método para fabricar um pó compacto de metal com nanomatriz | |
BR112013010133B1 (pt) | Compósito de metal em pó de nanomatriz | |
BR112012013840B1 (pt) | Pó metálico compacto | |
AU2011223595B2 (en) | Flow control arrangement and method | |
WO2015050678A1 (en) | Downhole flow inhibition tool and method of unplugging a seat |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
B06F | Objections, documents and/or translations needed after an examination request according [chapter 6.6 patent gazette] | ||
B06U | Preliminary requirement: requests with searches performed by other patent offices: procedure suspended [chapter 6.21 patent gazette] | ||
B09A | Decision: intention to grant [chapter 9.1 patent gazette] | ||
B16A | Patent or certificate of addition of invention granted [chapter 16.1 patent gazette] |
Free format text: PRAZO DE VALIDADE: 20 (VINTE) ANOS CONTADOS A PARTIR DE 27/10/2011, OBSERVADAS AS CONDICOES LEGAIS. |