CN102859111B - 用于地下井中的高强度可溶性结构 - Google Patents
用于地下井中的高强度可溶性结构 Download PDFInfo
- Publication number
- CN102859111B CN102859111B CN201180018673.4A CN201180018673A CN102859111B CN 102859111 B CN102859111 B CN 102859111B CN 201180018673 A CN201180018673 A CN 201180018673A CN 102859111 B CN102859111 B CN 102859111B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- boron compound
- barrier layer
- anhydrous boron
- stream
- drilling tool
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Expired - Fee Related
Links
- 150000001639 boron compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 82
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 42
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract description 23
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 121
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 93
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 claims description 51
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 24
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 claims description 11
- 238000000576 coating method Methods 0.000 claims description 11
- 239000008187 granular material Substances 0.000 claims description 9
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 abstract description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 20
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 18
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 18
- 230000003301 hydrolyzing effect Effects 0.000 description 12
- 229920000747 poly(lactic acid) Polymers 0.000 description 7
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 6
- 229920003232 aliphatic polyester Polymers 0.000 description 5
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 5
- JJTUDXZGHPGLLC-UHFFFAOYSA-N lactide Chemical compound CC1OC(=O)C(C)OC1=O JJTUDXZGHPGLLC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- -1 phthalic acid ester Chemical class 0.000 description 5
- 230000008859 change Effects 0.000 description 4
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 4
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 4
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 4
- JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N lactic acid Chemical compound CC(O)C(O)=O JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 4
- RKDVKSZUMVYZHH-UHFFFAOYSA-N 1,4-dioxane-2,5-dione Chemical compound O=C1COC(=O)CO1 RKDVKSZUMVYZHH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 229920006237 degradable polymer Polymers 0.000 description 3
- 230000004927 fusion Effects 0.000 description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- QZCLKYGREBVARF-UHFFFAOYSA-N Acetyl tributyl citrate Chemical compound CCCCOC(=O)CC(C(=O)OCCCC)(OC(C)=O)CC(=O)OCCCC QZCLKYGREBVARF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 2
- 208000034530 PLAA-associated neurodevelopmental disease Diseases 0.000 description 2
- 229920002732 Polyanhydride Polymers 0.000 description 2
- 229920001710 Polyorthoester Polymers 0.000 description 2
- WNLRTRBMVRJNCN-UHFFFAOYSA-N adipic acid Chemical compound OC(=O)CCCCC(O)=O WNLRTRBMVRJNCN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000003321 amplification Effects 0.000 description 2
- 229910052810 boron oxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 238000007334 copolymerization reaction Methods 0.000 description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 2
- JKWMSGQKBLHBQQ-UHFFFAOYSA-N diboron trioxide Chemical compound O=BOB=O JKWMSGQKBLHBQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 description 2
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 2
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 2
- 239000004310 lactic acid Substances 0.000 description 2
- 235000014655 lactic acid Nutrition 0.000 description 2
- 150000002596 lactones Chemical class 0.000 description 2
- 238000003754 machining Methods 0.000 description 2
- 238000003199 nucleic acid amplification method Methods 0.000 description 2
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 2
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 230000003252 repetitive effect Effects 0.000 description 2
- 238000007151 ring opening polymerisation reaction Methods 0.000 description 2
- 238000007493 shaping process Methods 0.000 description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- URAYPUMNDPQOKB-UHFFFAOYSA-N triacetin Chemical compound CC(=O)OCC(OC(C)=O)COC(C)=O URAYPUMNDPQOKB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000010148 water-pollination Effects 0.000 description 2
- JJTUDXZGHPGLLC-ZXZARUISSA-N (3r,6s)-3,6-dimethyl-1,4-dioxane-2,5-dione Chemical compound C[C@H]1OC(=O)[C@H](C)OC1=O JJTUDXZGHPGLLC-ZXZARUISSA-N 0.000 description 1
- OAYXUHPQHDHDDZ-UHFFFAOYSA-N 2-(2-butoxyethoxy)ethanol Chemical compound CCCCOCCOCCO OAYXUHPQHDHDDZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JJTUDXZGHPGLLC-IMJSIDKUSA-N 4511-42-6 Chemical compound C[C@@H]1OC(=O)[C@H](C)OC1=O JJTUDXZGHPGLLC-IMJSIDKUSA-N 0.000 description 1
- 229910000838 Al alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002101 Chitin Polymers 0.000 description 1
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-K Citrate Chemical compound [O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- RDOFJDLLWVCMRU-UHFFFAOYSA-N Diisobutyl adipate Chemical compound CC(C)COC(=O)CCCCC(=O)OCC(C)C RDOFJDLLWVCMRU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 description 1
- 108090000790 Enzymes Proteins 0.000 description 1
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N Formic acid Chemical class OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920001503 Glucan Polymers 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-GASJEMHNSA-N Glucose Natural products OC[C@H]1OC(O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-GASJEMHNSA-N 0.000 description 1
- UXDDRFCJKNROTO-UHFFFAOYSA-N Glycerol 1,2-diacetate Chemical compound CC(=O)OCC(CO)OC(C)=O UXDDRFCJKNROTO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 1
- TYFQFVWCELRYAO-UHFFFAOYSA-N Suberic acid Natural products OC(=O)CCCCCCC(O)=O TYFQFVWCELRYAO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DOOTYTYQINUNNV-UHFFFAOYSA-N Triethyl citrate Chemical compound CCOC(=O)CC(O)(C(=O)OCC)CC(=O)OCC DOOTYTYQINUNNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000008065 acid anhydrides Chemical class 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 239000001361 adipic acid Substances 0.000 description 1
- 235000011037 adipic acid Nutrition 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 229920005576 aliphatic polyanhydride Polymers 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000007857 degradation product Substances 0.000 description 1
- 238000012217 deletion Methods 0.000 description 1
- 230000037430 deletion Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 150000002168 ethanoic acid esters Chemical class 0.000 description 1
- MTZQAGJQAFMTAQ-UHFFFAOYSA-N ethyl benzoate Chemical compound CCOC(=O)C1=CC=CC=C1 MTZQAGJQAFMTAQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000004665 fatty acids Chemical group 0.000 description 1
- 239000012765 fibrous filler Substances 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 230000009969 flowable effect Effects 0.000 description 1
- JBFHTYHTHYHCDJ-UHFFFAOYSA-N gamma-caprolactone Chemical compound CCC1CCC(=O)O1 JBFHTYHTHYHCDJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000008103 glucose Substances 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 1
- 235000011187 glycerol Nutrition 0.000 description 1
- 235000013773 glyceryl triacetate Nutrition 0.000 description 1
- 229910002804 graphite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010439 graphite Substances 0.000 description 1
- 238000000227 grinding Methods 0.000 description 1
- 229920001519 homopolymer Polymers 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 150000003951 lactams Chemical class 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N maleic anhydride Chemical compound O=C1OC(=O)C=C1 FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 244000005700 microbiome Species 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- TVIDDXQYHWJXFK-UHFFFAOYSA-N n-Dodecanedioic acid Natural products OC(=O)CCCCCCCCCCC(O)=O TVIDDXQYHWJXFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XNGIFLGASWRNHJ-UHFFFAOYSA-N o-dicarboxybenzene Natural products OC(=O)C1=CC=CC=C1C(O)=O XNGIFLGASWRNHJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WWZKQHOCKIZLMA-UHFFFAOYSA-M octanoate Chemical compound CCCCCCCC([O-])=O WWZKQHOCKIZLMA-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920001432 poly(L-lactide) Polymers 0.000 description 1
- 229920001308 poly(aminoacid) Polymers 0.000 description 1
- 229920002627 poly(phosphazenes) Polymers 0.000 description 1
- 238000006068 polycondensation reaction Methods 0.000 description 1
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 description 1
- 229920002959 polymer blend Polymers 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 229920001451 polypropylene glycol Polymers 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- 230000000750 progressive effect Effects 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 102000004169 proteins and genes Human genes 0.000 description 1
- 108090000623 proteins and genes Proteins 0.000 description 1
- 238000010526 radical polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 238000007790 scraping Methods 0.000 description 1
- 229920006126 semicrystalline polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 1
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- PZTAGFCBNDBBFZ-UHFFFAOYSA-N tert-butyl 2-(hydroxymethyl)piperidine-1-carboxylate Chemical compound CC(C)(C)OC(=O)N1CCCCC1CO PZTAGFCBNDBBFZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229960002622 triacetin Drugs 0.000 description 1
- 239000001069 triethyl citrate Substances 0.000 description 1
- VMYFZRTXGLUXMZ-UHFFFAOYSA-N triethyl citrate Natural products CCOC(=O)C(O)(C(=O)OCC)C(=O)OCC VMYFZRTXGLUXMZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000013769 triethyl citrate Nutrition 0.000 description 1
- YFHICDDUDORKJB-UHFFFAOYSA-N trimethylene carbonate Chemical compound O=C1OCCCO1 YFHICDDUDORKJB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
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
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/063—Valve or closure with destructible element, e.g. frangible disc
-
- 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
- E21B33/1204—Packers; Plugs permanent; drillable
-
- 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
- E21B2200/00—Special features related to earth drilling for obtaining oil, gas or water
- E21B2200/05—Flapper valves
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Catching Or Destruction (AREA)
- Drilling And Exploitation, And Mining Machines And Methods (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Working Measures On Existing Buildindgs (AREA)
- Drilling And Boring (AREA)
- Processing Of Stones Or Stones Resemblance Materials (AREA)
Abstract
一种钻井工具,其可包括流路以及选择性地阻止流体通过所述流路的阻流装置。所述装置可包括无水硼化合物。一种构造井下钻井工具的方法,其可包括:形成包含无水硼化合物的固体块结构,并且将所述结构引入所述钻井工具内。
Description
技术领域
本发明一般地涉及与地下井相关使用的设备和执行的操作,并且在下文所描述的实施例中,更具体地提供一种用于地下井的高强度可溶性结构。
背景技术
致动、或以其他方式启动或更改在井内的钻井工具中的设置,这常常是有用的。例如,能够打开或关闭在井中的阀门,或者至少可以允许或阻止流体(当需要时)通过流路,这是有益的。
本发明人已开发出多种方法和装置,由此得到的高强度可溶性结构可用于实现这些目的以及其他目的。
发明内容
在下文的公开中,提供了给现有技术带来进步的钻井工具和相关方法。下文描述了一个实施例,其中,由固体块形成的高强度结构被用在钻井工具中,所述固体块包含无水硼化合物。在下文描述的另一个实施例中,所述结构包括所述钻井工具中的阻流装置。
在一个方案中,本发明为现有技术提供了一种独特的钻井工具。该钻井工具包括流路和阻流装置,所述阻流装置选择性地阻止流体通过所述流路。所述装置包括无水硼化合物。
在另一方案中,本发明提供了一种构造井下钻井工具的方法。所述方法可包括:形成包含无水硼化合物的固体块结构;以及将所述结构引入所述钻井工具内。
对本领域普通技术人员而言,一旦仔细考虑下文详细描述的代表性实施例和附图(其中在各图中使用相同的附图标记表示类似的元件),上述的和其它的特征、优点和好处都会变得明显。
附图说明
图1是体现本发明原理的井系统和相关方法的局部剖视示意图。
图2A和图2B是一种钻井工具的放大的剖视示意图,所述钻井工具可以在图1的所述系统和方法中使用,所述钻井工具阻塞流体经过图2A中的流路并允许流体经过图2B中的流路。
图3是另一种钻井工具的剖视示意图,所述钻井工具可以在图1的系统和方法中使用。
图4A和图4B是另一种钻井工具的放大的剖视示意图,所述钻井工具可以在图1中的所述系统和方法中使用,所述钻井工具阻塞流体经过图4A中的流路,并允许流体经过图4B中的流路。
图5是另一种钻井工具的剖视示意图,所述钻井工具可以在图1的系统和方法中使用。
图6是图5的钻井工具的另一结构的剖视示意图。
具体实施方式
图1中代表性地示出了井系统10和体现本发明原理的相关方法。在系统10中,各种钻井工具12a-12e在被安装在井眼16内的井下管柱14中互连。衬垫或者套管18衬置在井眼16内,并且被穿孔以允许产生流体进入井眼。
在这点上,应该注意,井系统10和相关方法仅仅是可纳入本发明的原理的多种系统和方法的一个实施例。在其它实施例中,井眼18可以不具有套管,或虽有套管但套筒可不被穿孔。在进一步的实施例中,钻井工具12a-12e,或这些钻井工具中的任何一个,可在套管18中互连。在更进一步的实施例中,可以使用其它类型的钻井工具,和/或钻井工具可能不在任何井下管柱中互连。在其他实施例中,产出的流体可不进入井眼18中,而是可替代地从井眼流出,或沿井眼流动。因此,应当清楚地理解,此处公开的原理不限于本文描述的系统10、方法或钻井工具12a-12e的细节。
钻井工具12a为代表性的阀门,其选择地允许和阻止流体在井下管柱14的内部和外部之间流动。例如,钻井工具12a也可以是本领域技术人员公知类型的循环阀。
钻井工具12b为代表性的封隔器,其选择性地将环空20的一部分与另一部分隔离。环空20是在井下管柱14和套管18之间径向形成的(或若无套管则为井眼16的壁)。
钻井工具12c为代表性的阀门,其选择地允许和阻止流体通过井下管柱14的内部纵向流路。这样的阀门可用于允许将压力施加到处于阀门上方的井下管柱14,以设置封隔器(钻井工具12b),或这样的阀门可用于防止流体损失在井眼16周围的地层22中。
钻井工具12d为代表性的井筛组件,其中的过滤器过滤从地层22产出至井下管柱14内的流体。这种井筛组件可包括各种功能,这些功能包括但不限于阀门、流入控制装置、水或气体排除装置,等等。
钻井工具12e为代表性的桥塞,其选择性地阻止流体通过井下管柱的内部纵向流路。这样的桥塞可用于在完井期间或增产处理操作期间将一个区段与另一个区段隔离。
注意,此处所描述的钻井工具12a-12e仅仅是不同类型钻井工具的几个实施例,其都可以受益于本发明的原理。任何其它类型的钻井工具(如测试工具、穿孔工具、完井工具、钻孔工具、测井工具、处理工具等)均可纳入本发明的原理。
每件钻井工具12a-12e可借助高强度可溶性结构,而被致动或启动以引起结构改变。例如,循环阀钻井工具12a可打开或关闭以响应其中结构的溶解。另一个实施例中,封隔器钻井工具12b可被设定或不设定以响应其中结构的溶解。
在系统10的一个独特的方案中,高强度可溶性结构包含无水硼化合物。这种无水硼化合物包括但不限于,无水氧化硼和无水硼酸钠。
优选地,无水硼化合物最初作为粒状材料提供。本文所用的术语“粒状”包括但不限于,粉末化和其它细粒化的物料。
作为实例,优选地将包含无水硼化合物的粒状材料放置在石墨坩埚中,将坩埚放置在炉中,并将材料加热到约1000摄氏度。将材料在约1000摄氏度下保持约1小时,然后关闭炉加热,允许材料缓慢冷却至环境温度。
其结果是,材料成为包含无水硼化合物的固体块。然后固体块可以容易地被机械加工、切割、刮擦、或根据需要以其它方式形成,以限定该结构的最终形状,以便被引入到钻井工具中。
或者,可以在被加热的材料冷却之前模制(例如,在加热之前或之后把材料放置在模具中)。在冷却后,固体块可以是其最终的形状,或者可以使用进一步成形(例如,通过机械加工、切割、刮擦等)以实现结构的最终形状。
包含无水硼化合物的这种固体块(和得到的结构)优选具有约165MPa的压缩强度、约6.09E+04MPa的杨氏模量、约0.264的泊松比和约742摄氏度的熔点。这与常见的铝合金相比毫不逊色,但无水硼化合物另外聚有理想的可溶于水性流体的性质。
例如,由无水硼化合物的固体块形成的结构可以在数小时内溶解在水中(例如8-10小时)。注意固体块形成的结构可以在其中有空隙,并仍然是“固体”(即,刚性的并保持一致的形状和体积,这与可流动的材料(如液体、气体、粒状或颗粒材料)相反)。
如果需要延迟该结构的溶解,可以提供阻挡层(例如,釉、涂层等)以延迟或暂时阻止由于该结构暴露于井中的水性流体而引起的该结构的水合。
一种合适的涂层为聚乳酸,该涂层在水性流体中的溶解速率比无水硼化合物缓慢。可以选择涂层的厚度,以提供在无水硼化合物暴露于水性流体之前的预定的延迟时间。
其它合适的可降解的阻挡层包括水解降解性材料,如水解降解性单体、低聚物和聚合物,和/或它们的混合物。其它合适的水解降解性材料包括不溶性的不可聚合的酯。这样的酯包括甲酸酯、乙酸酯、苯甲酸酯、邻苯二甲酸酯等。任意这些材料的掺合物也可能是合适的。
例如,聚合物/聚合物掺合物或单体/聚合物掺合物可能是合适的。这种掺合物可用于影响水解降解性材料的固有降解速率。如果需要的话,这些合适的水解降解性材料也可以与合适的填料(例如,颗粒状或纤维状的填料,以增加模量)掺合。
在选择合适的水解降解性材料时,应考虑会产生的降解产品。此外,这些降解产物不应会对其它操作或组件造成不利影响。
水解降解性材料的选择也可以至少部分地取决于井的条件,例如,井孔的温度。比如,丙交酯可以适于在较低温度的井中使用(包括在15至65摄氏度范围内的那些井),而聚丙交酯可以适于在高于此范围的井孔温度下使用。
聚合物的可降解性至少在部分上取决于其骨架结构。这些聚合物的降解速率依赖于重复单元的类型、组成、顺序、长度、分子的几何形状、分子量、形态(例如,结晶度,球晶的大小和取向)、亲水性、疏水性、表面积和添加剂。此外,聚合物所经受的环境可能会影响它是如何降解的,例如,温度、水量、氧气、微生物、酶、pH值等等。
一些合适的水解降解性单体包括丙交酯、内酯类、乙交酯、酐和内酰胺。
可以使用的水解降解性聚合物的一些合适的实例包括但不限于,在由A.C.Albertsson编辑的Advances in Polymer Science(聚合物科学进展),Vol.157出版物中题为“可降解脂肪族聚酯”所描述的那些。具体的实例包括均聚物、无规、嵌段、接枝、和星形-和超-支化的脂肪族聚酯。
这种合适的聚合物可以通过缩聚反应、开环聚合、自由基聚合、阴离子聚合、碳正离子聚合和配位开环聚合(例如,用于内酯),以及任何其它合适的过程来制备。合适聚合物的具体实例包括多糖(如葡聚糖或纤维素);甲壳素;壳聚糖;蛋白质;脂肪族聚酯;聚(丙交酯);聚(乙交酯);聚(ε-己内酯);聚(羟基丁酸酯);脂肪族聚碳酸酯;聚(原酸酯);聚(酰胺);聚(氨基甲酸酯);聚(羟基酯醚);聚(酐);脂肪族聚碳酸酯;聚(原酸酯);聚(氨基酸);聚(环氧乙烷);和聚磷腈。
在这些合适的聚合物中,脂肪族聚酯和聚酐可以是优选的。在合适的脂肪族聚酯中,聚(丙交酯)和聚(乙交酯)、或丙交酯和乙交酯的共聚物可以是优选的。
丙交酯单体一般以三种不同的形式存在:两种立体异构体L-和D-丙交酯和外消旋D,L-丙交酯(内消旋-丙交酯)。丙交酯单元的手性,提供了一种调节降解速率、以及物理和机械性质和其它性质的方法。
聚(L-丙交酯),例如,是一种半结晶聚合物,其具有相对缓慢的水解速率。这在需要水解降解性材料的降解较慢的应用中可能是期望的。
聚(D,L-丙交酯)可以为更无定形的聚合物,其产生更快的水解速率。这可能适合于其它应用,其中更快速的降解可能是适当的。
乳酸的立体异构体可以单独使用或组合使用。此外,它们可以与例如乙交酯或其它单体(如ε-己内酯、1,5-二氧杂环庚烷-2-酮、三亚甲基碳酸酯或其它合适的单体)共聚,以获得具有不同性质或降解时间的聚合物。此外,乳酸的立体异构体可以通过将高分子量和低分子量的聚(丙交酯)掺合或通过将聚(丙交酯)与其它聚酯掺合来改性。
如果需要的话,在水解降解性材料中可以存在增塑剂。合适的增塑剂包括但不限于,低聚乳酸衍生物、聚乙二醇;聚环氧乙烷;低聚乳酸、柠檬酸酯(如柠檬酸三丁酯低聚物、柠檬酸三乙酯、乙酰基柠檬酸三丁酯、乙酰基柠檬酸三乙酯);葡萄糖单酯;脂肪酸部分酸酯;聚乙二醇单月桂酸酯;甘油三乙酸酯;聚(ε-己内酯);聚(羟基丁酸酯);甘油-1-苯甲酸酯-2,3-二月桂酸酯;甘油-2-苯甲酸酯-1,3-二月桂酸酯;淀粉;双(丁基二甘醇)己二酸;乙基邻苯二甲酰基乙基乙醇酸酯;甘油二乙酸酯单辛酸酯;二乙酰基单酰基甘油;聚丙二醇(和环氧树脂,及其衍生物);聚(丙二醇)二苯甲酸酯、二丙二醇二苯甲酸酯;甘油;乙基邻苯二甲酰基乙基乙醇酸酯;聚(己二酸乙二醇酯)二硬脂酸酯;己二酸二异丁基酯,以及它们的组合。
水解降解性聚合物的物理性质取决于几个因素,如重复单元的组成、链的柔性、极性基团的存在、分子质量、支化度、结晶度、取向等。例如,短链的支链降低聚合物的结晶度而长链的支链降低熔融粘度并赋予拉伸粘度和拉伸硬化行为以及其它性质。
所用的材料的性质可以通过将其与另一种聚合物掺合并共聚,或通过大分子结构中的变化(例如,高度支化的聚合物、星形,或树枝状聚合物等)而进一步进行定制。任何这样合适的可降解聚合物的性质(例如,疏水性、亲水性、降解速率等)可以通过沿着聚合物链引入选择的官能团来定制。
例如,在pH值为7.4、55摄氏度时,聚(苯基丙交酯)会以外消旋聚(丙交酯)的速率的五分之一的速率降解。受益于本公开的本领域普通技术人员将能够确定适当的待引入到聚合物链的官能团,以达到所需可降解聚合物的物理性质。
聚酐是另一类型的特别合适的可降解聚合物。合适的聚酐的实例包括聚(己二酸酐)、聚(辛二酸酐)、聚(癸二酸酐),和聚(十二烷二酸酐)。其它合适的实例包括但不限于聚(马来酐)和聚(苯甲酸酐)。
一种不溶解于水性流体的环氧树脂或其它类型的阻挡层可用于完全防止无水硼化合物暴露于水性流体,直到阻挡层被破坏、破碎或以其它方式绕过,不管这是故意进行的(例如,为了当其适当地放置在井中时设置封隔器,或为了在地层测试作业完成后打开循环阀,等等)或是意外或无意的情况所造成的(例如,为了在紧急情况下关闭阀门从而防止流体逸出,等等)。
另外现在参考图2A和图2B,钻井工具12c代表性地示出各自阻止和允许的流体的结构。钻井工具12c可用于系统10和上述方法,或者,该钻井工具也可用于符合本发明的原理的任何其它系统或方法。
在图2A所示的结构中,钻井工具12c阻止流体向下流动,但允许流体经过流路24a向上流动,流路24a可以纵向延伸地通过该钻井工具和井下管柱14(钻井工具在井下管柱14中被互连)。在图2B的结构中,钻井工具12c允许流体沿两个方向经过流路24a流动。
钻井工具12c优选地包括以球的形式实施的结构26a,结构26a密封地接合壳体30中的阀座28。壳体30可以设置有适当的螺纹等等,用以使井下管柱14中的壳体互连。在井下管柱14被安装在井中之前或之后,结构26a可被安装在钻井工具12c中。
结构26a包括无水硼化合物32a,无水硼化合物32a上具有阻挡层34a。无水硼化合物32a可以由如上的固体块形成。阻挡层34a优选包括涂层,在阻挡层受到损害之前,其可阻止无水硼化合物32a暴露于井中的水性流体。
如图2A所示,结构26a与阀座28密封地接合,压力差可从上到下地被施加至结构上。通过这种方式,压力可被施加到井下管柱14,例如用于设置封隔器、使阀门致动、操作任何其它的钻井工具等。作为另一实施例,结构26a与阀座28的密封接合能够阻止流体从井下管柱14损失等等。
如果希望允许流体经过流路24a向下的流体,或为钻井工具12c提供通过入口,预定升高的压力差可从上到下地被施加至结构26a,从而迫使结构穿过阀座28,如图2B所示。这会导致阻挡层34a受到损害,从而将无水硼化合物32a暴露于井中的水性流体。结果,无水硼化合物32a将会最终溶解,从而避免结构26a阻碍或以其他方式妨碍以后操作的可能性。
注意:阻挡层34a可由诸如涂层之类材料制成,其溶解速率比无水硼化合物32a慢,以便延迟无水硼化合物暴露于水性流体。
另外现在参考图3,其代表性地示出了钻井工具12e的剖视示意图。钻井工具12e在某些方面类似于上述的钻井工具12c,因为钻井工具12e包括选择性地阻止流体流经流路24b的结构26b。
但是,结构26b包括阻挡层34b,在阻挡层34b溶解之前,阻挡层34b使无水硼化合物避免暴露于井中的水性流体。因此,结构26b在一个预定时间段内阻塞了流体流过流路24b(沿两个方向),该结构在该预定时间段后溶解从而允许流体流过流路。
在结构26b溶解后,保留在壳体30b中的唯一剩余的成分是密封件和/或卡瓦36,密封件和/或卡瓦36可被被用于密封地接合和保护壳体中的结构。密封件和/或卡瓦36优选在结构26b溶解后,不显著地阻碍流路24b。
如果需要的话,结构26b可密封接合壳体30b中的阀座28b以代替使用单独的密封件。
现在另外参考图4A和图4B,其代表性地示出钻井工具12c的另一种结构。在图4A中,钻井工具12c被示出处于如下配置中:经过流路24c向下的流动被阻止,但经过流路向上的流动被允许。在图4B中,钻井工具12c被被示出处于如下配置中:经过流路24c的向上和向下的流动都被允许。
钻井工具12c (如图4A和图4B所示)和钻井工具12c (如图2A和图2B所示)之间的一个显著区别在于:图4A和图4B的结构26c是挡板的形式,挡板密封地结合阀座28c。挡板可转动地安装在壳体30c中。
与上文描述的结构26a相似,结构26c包括无水硼化合物32c和阻挡层34c,阻挡层阻止了无水硼化合物暴露于井中的水性流体。当希望允许流体沿两个方向经过流路24c流动时,结构26c被打破,从而损害阻挡层34c并允许无水硼化合物32c暴露于水性流体。
优选地,结构26c是易碎的,以使得其可例如通过在结构上施加预定压力差、或者通过以另一种组件对结构进行触击等等,而方便地被打破。在低于预定压力差时,结构26c能够抵抗压力差,从而阻止流体经过流路24c向下流动(例如,用以防止流体损失到地层22中,用以使压力能够被施加到井下管柱14以设置封隔器、操作阀门或其他钻井工具等等)。
在无水硼化合物32c暴露于井中的水性流体后,无水硼化合物32c最终溶解。按照这种方式,没有剩余碎屑会阻隔流路24c。
注意:阻挡层34c可用例如涂层之类的材料来制备,其溶解速率比无水硼化合物32c慢,以便延迟无水硼化合物暴露于水性流体。
另外现在参考图5,其代表性地示出钻井工具的剖视示意图。钻井工具12d包含井筛组件,该井筛组件包括覆盖基管40a的过滤部38a。基管40a可设有合适的螺纹等等用于在井下管柱14中进行互连。
过滤部38a从通过井筛组件并向内流动且进入基管40a和井下管柱14的内部的流体中去除砂、细粒、碎屑等等。然而,当井筛组件最初被安装在井中时,结构26d阻止流体在基管40a的内部和外部之间流动。
通过阻止流体流过井筛组件,可避免过滤部38a的堵塞,并且流体可以在安装期间经过井下管柱14而循环。以这种方式,可省略在井筛组件中利用冲洗管,从而提供更加经济的完井操作。
在经过预定时间段(例如,在钻井工具12d的安装后,在完井操作后,在砾石充填后,等等)后,阻挡层34d溶解,并允许无水硼化合物32d暴露于井中的水性流体。无水硼化合物32d最终溶解,从而允许流体经过流路24d流动。此后,流体被允许经过过滤器部38a和处于井筛组件的外部和内部之间的流路24d相对不受阻碍地流动。
另外现在参考图6,其代表性地示出钻井工具12d的另一种结构。图6中示出的钻井工具12d在许多方面与图5中示出的钻井工具相似。但是,图6的钻井工具12d还包括止回阀42,止回阀42允许流体经过井筛组件向内流动,但是阻止流体经过井筛组件向外流动。
止回阀42包括柔性的封闭装置44,封闭装置44抵靠基管40b进行密封,以阻止流体经过过滤部38b向外流动。这允许流体在安装期间经过井下管柱14循环(而没有流体经过过滤部38b向外流动),但是也允许随后要被开采的流体经过井筛组件向内流动(即,经过过滤部和止回阀42向内流入)。流路46允许流体经过止回阀42向内流动,进而流入基管40b的内部(并且因此流入井下管柱14内)。
在经过预定时间段(例如,在钻井工具12d安装后、在完井操作后、在砾石充填后,等等)后,阻挡层34e溶解,并允许无水硼化合物32e暴露于井中的水性流体。无水硼化合物32e最终溶解,从而允许流体经过流路24e流动。此后,流体被允许经过过滤器部38b和处于井筛组件的外部和内部之间的流路24e相对不受阻碍地流动。
按这种方式,止回阀42被经过流路24e流动的流体绕过。也就是说,经过过滤部38b向内流动的流体无需经过止回阀42流入基管40b内。替代地,在结构26e溶解后,流体可以经过流路24e相对不受阻碍地流动。
注意:在上述多种钻井工具中的每种钻井工具中,结构26a-26e包含有阻流装置,阻流装置至少临时堵塞通过流路24a-24e的流体。然而必须清楚的是,体现本发明原理的结构并非必须包含阻流装置。
此外,在上述多种钻井工具中的每种钻井工具中,结构26a-26e可被考虑成钻井工具的阀门中的封闭装置。因此,每种钻井工具中的结构26a-26e最初阻止经过流路沿至少一个方向流动的流体,但是当需要的时候,能选择性地允许流体经过该流路流动。
在结构26a-26e中使用无水硼化合物32a-32e的一个优点是:无水硼化合物(具有约742摄氏度的相对高的熔点)能够位于被焊接且随后经过消除应力处理的结构附近。例如,在图5和图6的钻井工具12d的配置中,过滤部38a、38b或者止回阀42的壳体可以被焊接到基管40a、40b上,并且随后消除其应力(例如通过热处理),而不会熔化无水硼化合物32a-32e。
现在可以充分理解,上述公开为地下井中使用的钻井工具的构造技术提供了显著的改善。特别是,使用无水硼化合物允许方便、可靠和经济地致动和操作钻井工具。
本领域技术人员将意识到,上述公开为本领域提供了一种构造井下钻井工具12a-12e的方法。该方法可包括以下步骤:形成包含无水硼化合物32a-32e的固体块结构26a-26e;以及将结构26a-26e引入钻井工具12a-12e内。
形成结构26a-26e可包括成型、机械加工、研磨和切割固体块至少之一。
结构26a-26e可包括阻流装置,并且引入步骤可包括以结构26a-26e来阻塞钻井工具12a-12e中的流路24a-24e。
无水硼化合物32a-32e可包含无水氧化硼和无水硼酸钠中的至少一种。
上述方法可包括设置阻挡层34a-32e的步骤,阻挡层34a-32e至少临时阻止无水硼化合物32a-32e水化。阻挡层34a-32e可包括涂层,并且可包括聚乳酸。
阻挡层34a-32e可在水性流体中溶解,其溶解速率比无水硼化合物32a-32e在水性流体中溶解的速率慢。阻挡层34a-32e在水性流体中可为不溶性的。
阻挡层34a-32e能够阻止无水硼化合物32a-32e的水化,直到钻井工具12a-12e被安装在井眼16中以后为止。在阻挡层34a-32e允许无水硼化合物32a-32e水化之前,压力差可被施加至结构26a-26e上。
结构26a-26e可选择性地允许井下管柱14的内部和外部之间流体连通。
结构26a-26e可选择性地阻塞经过井筛组件的过滤部38a、38b流动的流体。
钻井工具12d可包含井筛组件,井筛组件包括止回阀42;止回阀阻止流体经过井筛组件向外流出,并且允许流体经过井筛组件向内流入。当无水硼化合物32d、32e溶解时,允许流体经过井筛组件流入和流出。
结构26a-c可选择性地阻塞通过井下管柱14纵向延伸的流路24a-24c。
结构26a-26e可包括阀门的封闭装置。封闭装置可以包括挡板(例如结构26c)或球(例如结构26a),并且封闭装置可以是易碎的(例如结构26a、26c)。无水硼化合物32a、32c可响应封闭装置的破裂而水化。
所述方法可包括通过加热包含无水硼化合物的粒状材料来形成固体块32a-32e,并随后冷却该材料。粒状材料可包括粉末材料。
上文公开还提供了钻井工具12a-12e,其包括流路24a-24e和阻流装置(例如结构26a-26e),阻流装置选择性地阻止通过流路的流体。所述装置可包括无水硼化合物32a-32e。
阻流装置可位于被焊接和消除应力的结构附近。
无水硼化合物32a-32e可包括由粒状材料形成的固体块。
在上文描述的具体实施例中,构造井下钻井工具12a-12e的方法包括以下步骤:形成易碎的结构26a-26e,易碎的结构包含固定块,固定块包括无水硼化合物;以及将易碎的结构26a-26e引入钻井工具12a-12e的阀门内。
在上文描述的又一具体实施例中,井筛组件(钻井工具12d)包括:过滤部38;流路24e,其设置成使得经过流路流动的流体也经过过滤部38流动;以及阻流装置(结构26e),其选择性地阻止流体流过流路24e,并且所述装置包括无水硼化合物32e。
在上文描述的其它具体实施例中,钻井工具12d包括:流路24d、24e,其允许井下管柱14的内部和外部之间流体连通;以及阻流装置(结构26d、26e),其选择性地阻止流体经过流路24d、24e流动。阻流装置包括无水硼化合物32d、32e。
上文描述的又一实施例包括:钻井工具12c,其包括流路24c和挡板(结构26c),挡板选择性地阻止流体流过流路。挡板包括无水硼化合物32c。
应当理解,上面描述的各种实施例可以采用各种取向(例如倾斜、倒置、水平、垂直等等)和各种形态,而不脱离本发明的原理。在附图中示出的具体实施方案仅仅是作为本发明原理的有益应用的实施例来描绘和描述的,本发明不限于这些实施例的任何具体细节。
在以上本发明的代表性实施例的描述中,方向性术语,如“上方”、“下方”、“上”、“下”等等,是为方便起见参照附图来使用的。一般情况下,“上方”、“上”、“向上”和类似术语指沿井眼朝向地面的方向,而“下方”、“下”、“向下”和类似术语指沿井眼远离地面的方向。
当然,本领域技术人员在仔细考虑以上代表性实施方案的描述后,易于理解对这些具体的实施例可作出许多修改、增加、取代、删除和其他变更,而这种变化在本发明的原理的范围之内。因此,前面的详细描述应当清楚地被理解为只是以解释和举例的方式给出,本发明的精髓和范围仅由所附权利要求及其等同物限定。
Claims (35)
1.一种构造井下钻井工具的方法,所述方法包括:
形成无水硼化合物的固体块结构;
设置阻挡层,所述阻挡层至少临时地阻止所述无水硼化合物水化;
形成壳体,所述壳体在所述钻井工具中支撑所述结构;
将所述结构引入所述钻井工具内;以及
然后在井眼中定位所述壳体。
2.根据权利要求1所述的方法,其中,所述阻挡层包括涂层。
3.根据权利要求1所述的方法,其中,所述阻挡层包含聚乳酸。
4.根据权利要求1所述的方法,其中,所述阻挡层在水性流体中是不溶性的。
5.根据权利要求1所述的方法,其中,所述阻挡层阻止所述无水硼化合物的水化,直到所述钻井工具被安装在所述井眼中以后为止。
6.根据权利要求1所述的方法,其中,在所述阻挡层允许所述无水硼化合物水化之前,压力差被施加至所述结构上。
7.根据权利要求1所述的方法,其中,所述阻挡层在水性流体中溶解的速率比所述无水硼化合物在所述水性流体中溶解的速率慢。
8.一种构造井下钻井工具的方法,所述方法包括:
形成包含无水硼化合物的固体块结构;
将所述结构引入所述钻井工具内,其中,所述结构包括阀门的封闭装置;以及
然后在井眼中定位所述钻井工具。
9.根据权利要求8所述的方法,其中,所述封闭装置包含挡板。
10.根据权利要求8所述的方法,其中,所述封闭装置包含球。
11.一种构造井下钻井工具的方法,所述方法包括:
形成包含无水硼化合物的固体块结构;
将所述结构引入所述钻井工具内,其中,所述结构包括阀门的封闭装置;而且其中,所述封闭装置是易碎的。
12.根据权利要求11所述的方法,其中,所述无水硼化合物响应所述封闭装置的破裂而水化。
13.一种构造井下钻井工具的方法,所述方法包括:
形成包含无水硼化合物的固体块结构;
在井眼中定位所述钻井工具之前,将所述结构引入所述钻井工具内;以及
通过加热包含所述无水硼化合物的粒状材料,并随后冷却所述材料,来形成所述固体块。
14.根据权利要求13所述的方法,其中,所述粒状材料包含粉末材料。
15.一种钻井工具,包括:
流路,所述流路是在井眼中定位所述钻井工具之前在所述钻井工具中形成的;
阻流装置,其选择性地阻止流体经过所述流路,所述阻流装置由无水硼化合物组成的固体块形成;以及
阻挡层,所述阻挡层至少临时阻止所述无水硼化合物水化。
16.根据权利要求15所述的钻井工具,其中,所述阻挡层包含涂层。
17.根据权利要求15所述的钻井工具,其中,所述阻挡层包含聚乳酸。
18.根据权利要求15所述的钻井工具,其中,所述阻挡层在水性流体中是不溶性的。
19.根据权利要求15所述的钻井工具,其中,所述阻挡层阻止所述无水硼化合物的水化,直到所述流路被安装在井眼中以后为止。
20.根据权利要求15所述的钻井工具,其中,在所述阻挡层允许所述无水硼化合物水化之前,压力差被施加至所述阻流装置上。
21.一种钻井工具,包括:
流路,所述流路是在井眼中定位所述钻井工具之前在所述钻井工具中形成的;
阻流装置,其选择性地阻止流体经过所述流路,所述阻流装置包括无水硼化合物;以及
阻挡层,所述阻挡层至少临时阻止所述无水硼化合物水化,其中,所述阻挡层在水性流体中溶解的速率比所述无水硼化合物在所述水性流体中溶解的速率慢。
22.一种钻井工具,包括:
井筛组件;
流路;
阻流装置,其选择性地阻止流体经过所述流路,所述阻流装置包含无水硼化合物;以及
阻挡层,所述阻挡层至少临时阻止所述无水硼化合物水化,直到所述井筛组件被安装在井眼中以后为止;
其中,经过所述流路流动的流体也经过所述井筛组件的过滤部流动。
23.一种钻井工具,包括:
流路;以及
阻流装置,其选择性地阻止流体经过所述流路,所述阻流装置包含无水硼化合物;
其中,所述钻井工具包含阀门;并且
其中,所述阻流装置包含所述阀门的封闭装置。
24.根据权利要求23所述的钻井工具,其中,所述封闭装置包含挡板。
25.根据权利要求23所述的钻井工具,其中,所述封闭装置包含球。
26.根据权利要求23所述的钻井工具,其中,所述封闭装置阻止流体沿第一方向经过所述流路流动,并且所述封闭装置允许流体沿与所述第一方向相反的第二方向经过所述流路流动。
27.根据权利要求23所述的钻井工具,其中,所述封闭装置是易碎的。
28.根据权利要求27所述的钻井工具,其中,所述无水硼化合物响应所述封闭装置的破裂而水化。
29.根据权利要求23所述的钻井工具,进一步包括阻挡层,所述阻挡层至少临时阻止所述无水硼化合物水化。
30.根据权利要求29所述的钻井工具,其中,所述阻挡层包含涂层。
31.根据权利要求29所述的钻井工具,其中,所述阻挡层在水性流体中溶解的速率比所述无水硼化合物在所述水性流体中溶解的速率慢。
32.根据权利要求29所述的钻井工具,其中,所述阻挡层在水性流体中是不溶性的。
33.根据权利要求29所述的钻井工具,其中,在所述阻挡层允许所述无水硼化合物水化之前,压力差被施加至所述阻流装置上。
34.一种钻井工具,包括:
流路;以及
阻流装置,其选择性地阻止流体经过所述流路,所述装置包含无水硼化合物;
其中,所述阻流装置位于正在被焊接和消除应力的结构附近。
35.一种钻井工具,包括:
流路,所述流路是在井眼中定位所述钻井工具之前在所述钻井工具中形成的;以及
阻流装置,其选择性地阻止流体经过所述流路,所述阻流装置包含无水硼化合物;
其中,所述无水硼化合物包含由粒状材料形成的固体块。
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US12/758,781 | 2010-04-12 | ||
US12/758,781 US8430173B2 (en) | 2010-04-12 | 2010-04-12 | High strength dissolvable structures for use in a subterranean well |
PCT/US2011/031242 WO2011130063A2 (en) | 2010-04-12 | 2011-04-05 | High strength dissolvable structures for use in a subterranean well |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN102859111A CN102859111A (zh) | 2013-01-02 |
CN102859111B true CN102859111B (zh) | 2015-02-18 |
Family
ID=44760105
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201180018673.4A Expired - Fee Related CN102859111B (zh) | 2010-04-12 | 2011-04-05 | 用于地下井中的高强度可溶性结构 |
Country Status (9)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US8430173B2 (zh) |
EP (2) | EP2558678A4 (zh) |
CN (1) | CN102859111B (zh) |
AU (1) | AU2011240909B2 (zh) |
BR (1) | BR112012025812A2 (zh) |
CA (2) | CA2795182A1 (zh) |
MY (2) | MY183292A (zh) |
SG (2) | SG195550A1 (zh) |
WO (1) | WO2011130063A2 (zh) |
Families Citing this family (80)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US9101978B2 (en) | 2002-12-08 | 2015-08-11 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix powder metal compact |
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 |
US8327931B2 (en) | 2009-12-08 | 2012-12-11 | Baker Hughes Incorporated | Multi-component disappearing tripping ball and method for making the same |
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 |
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 |
US8528633B2 (en) * | 2009-12-08 | 2013-09-10 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable tool and method |
US8573295B2 (en) * | 2010-11-16 | 2013-11-05 | Baker Hughes Incorporated | Plug and method of unplugging a seat |
US9243475B2 (en) | 2009-12-08 | 2016-01-26 | Baker Hughes Incorporated | Extruded powder metal compact |
US9127515B2 (en) | 2010-10-27 | 2015-09-08 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix carbon composite |
US8425651B2 (en) | 2010-07-30 | 2013-04-23 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix metal composite |
US8651188B2 (en) * | 2009-12-30 | 2014-02-18 | Schlumberger Technology Corporation | Gas lift barrier valve |
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 |
US8430174B2 (en) | 2010-09-10 | 2013-04-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Anhydrous boron-based timed delay plugs |
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 |
US8833443B2 (en) | 2010-11-22 | 2014-09-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Retrievable swellable packer |
US8985200B2 (en) | 2010-12-17 | 2015-03-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sensing shock during well perforating |
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 |
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 |
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 |
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 |
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 |
US9109269B2 (en) | 2011-08-30 | 2015-08-18 | Baker Hughes Incorporated | Magnesium 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 |
US9347119B2 (en) | 2011-09-03 | 2016-05-24 | Baker Hughes Incorporated | Degradable high shock impedance material |
US9133695B2 (en) | 2011-09-03 | 2015-09-15 | Baker Hughes Incorporated | Degradable shaped charge and perforating gun system |
US9187990B2 (en) | 2011-09-03 | 2015-11-17 | Baker Hughes Incorporated | Method of using a degradable shaped charge and perforating gun system |
US9284812B2 (en) | 2011-11-21 | 2016-03-15 | Baker Hughes Incorporated | System for increasing swelling efficiency |
EP2751381A4 (en) * | 2011-12-21 | 2016-03-16 | Halliburton Energy Services Inc | BRAID FLUID FLOW CONTROL SYSTEM WITH TEMPORARY LUBRICANT AND METHOD OF USE THEREOF |
US9428989B2 (en) | 2012-01-20 | 2016-08-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean well interventionless flow restrictor bypass system |
SG11201403170SA (en) * | 2012-01-20 | 2014-07-30 | Halliburton Energy Services Inc | Subterranean well interventionless flow restrictor bypass system |
US9010416B2 (en) | 2012-01-25 | 2015-04-21 | Baker Hughes Incorporated | Tubular anchoring system and a seat for use in the same |
US9016388B2 (en) * | 2012-02-03 | 2015-04-28 | Baker Hughes Incorporated | Wiper plug elements and methods of stimulating a wellbore environment |
WO2013122560A1 (en) | 2012-02-13 | 2013-08-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for remotely controlling downhole tools using untethered mobile devices |
US9068428B2 (en) | 2012-02-13 | 2015-06-30 | Baker Hughes Incorporated | Selectively corrodible downhole article and method of use |
US9631461B2 (en) | 2012-02-17 | 2017-04-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well flow control with multi-stage restriction |
US9038741B2 (en) | 2012-04-10 | 2015-05-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Adjustable flow control device |
CA2869672A1 (en) | 2012-04-18 | 2013-10-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus, systems and methods for a flow control device |
US9605508B2 (en) | 2012-05-08 | 2017-03-28 | Baker Hughes Incorporated | Disintegrable and conformable metallic seal, and method of making the same |
US9279295B2 (en) | 2012-06-28 | 2016-03-08 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Liner flotation system |
US9151143B2 (en) | 2012-07-19 | 2015-10-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sacrificial plug for use with a well screen assembly |
EP2951384A4 (en) | 2013-01-29 | 2016-11-30 | Halliburton Energy Services Inc | MAGNETIC VALVE ASSEMBLY |
US9027637B2 (en) * | 2013-04-10 | 2015-05-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flow control screen assembly having an adjustable inflow control device |
US20140318780A1 (en) * | 2013-04-26 | 2014-10-30 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable component system and methodology |
US9670750B2 (en) | 2013-08-09 | 2017-06-06 | Team Oil Tools, Lp | Methods of operating well bore stimulation valves |
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 |
US20150191986A1 (en) * | 2014-01-09 | 2015-07-09 | Baker Hughes Incorporated | Frangible and disintegrable tool and method of removing a tool |
US10150713B2 (en) | 2014-02-21 | 2018-12-11 | Terves, Inc. | Fluid activated disintegrating metal system |
US11167343B2 (en) | 2014-02-21 | 2021-11-09 | Terves, Llc | Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools |
JP6264960B2 (ja) * | 2014-03-11 | 2018-01-24 | 東洋製罐グループホールディングス株式会社 | ポリ乳酸組成物 |
WO2016019464A1 (en) * | 2014-08-05 | 2016-02-11 | Genics Inc. | Dissolvable objects |
US10316601B2 (en) * | 2014-08-25 | 2019-06-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Coatings for a degradable wellbore isolation device |
US9910026B2 (en) | 2015-01-21 | 2018-03-06 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | High temperature tracers for downhole detection of produced water |
US10378303B2 (en) | 2015-03-05 | 2019-08-13 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole tool and method of forming the same |
CA2935175A1 (en) | 2015-06-30 | 2016-12-30 | Packers Plus Energy Services Inc. | Downhole actuation ball, methods and apparatus |
US10221637B2 (en) | 2015-08-11 | 2019-03-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Methods of manufacturing dissolvable tools via liquid-solid state molding |
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 |
US10309193B2 (en) * | 2016-02-03 | 2019-06-04 | Premium Tools Llc | Valve apparatus having dissolvable or frangible flapper and method of using same |
US10094645B2 (en) | 2016-02-10 | 2018-10-09 | Genics Inc. | Dissolvable projectiles |
GB2599316B (en) | 2016-12-28 | 2022-06-22 | Halliburton Energy Services Inc | Hydraulically assisted shear bolt |
NO343059B1 (en) | 2017-07-12 | 2018-10-22 | Vosstech As | Well Tool Device |
CA3012511A1 (en) | 2017-07-27 | 2019-01-27 | Terves Inc. | Degradable metal matrix composite |
WO2019164632A1 (en) * | 2018-02-22 | 2019-08-29 | Vertice Oil Tools | Methods and systems for a temporary seal within a wellbore |
CN110513053B (zh) * | 2018-05-22 | 2021-02-19 | 中国石油化工股份有限公司 | 可溶性的油管管柱 |
US10858906B2 (en) * | 2018-10-26 | 2020-12-08 | Vertice Oil Tools | Methods and systems for a temporary seal within a wellbore |
US11428068B2 (en) | 2018-10-26 | 2022-08-30 | Vertice Oil Tools Inc. | Methods and systems for a temporary seal within a wellbore |
US11313198B2 (en) * | 2019-04-16 | 2022-04-26 | NexGen Oil Tools Inc. | Dissolvable plugs used in downhole completion systems |
US11454082B2 (en) * | 2020-08-25 | 2022-09-27 | Saudi Arabian Oil Company | Engineered composite assembly with controllable dissolution |
US11867012B2 (en) | 2021-12-06 | 2024-01-09 | Saudi Arabian Oil Company | Gauge cutter and sampler apparatus |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5479986A (en) * | 1994-05-02 | 1996-01-02 | Halliburton Company | Temporary plug system |
US6896058B2 (en) * | 2002-10-22 | 2005-05-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of introducing treating fluids into subterranean producing zones |
US7000680B2 (en) * | 2004-02-12 | 2006-02-21 | Tsuchiyoshi Industry Co., Ltd. | Casting mold and method for manufacturing the same |
CN101305069A (zh) * | 2005-09-09 | 2008-11-12 | 哈利伯顿能源服务公司 | 使用包含水泥窑粉尘的可固化组合物的方法 |
CN101688438A (zh) * | 2007-04-20 | 2010-03-31 | 哈利伯顿能源服务公司 | 用于可膨胀式衬管悬挂器的送入工具及相关的方法 |
Family Cites Families (31)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
IE48798B1 (en) | 1978-08-18 | 1985-05-15 | De Beers Ind Diamond | Method of making tool inserts,wire-drawing die blank and drill bit comprising such inserts |
US5765641A (en) | 1994-05-02 | 1998-06-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Bidirectional disappearing plug |
US6026903A (en) | 1994-05-02 | 2000-02-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Bidirectional disappearing plug |
US6076600A (en) * | 1998-02-27 | 2000-06-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Plug apparatus having a dispersible plug member and a fluid barrier |
US6220350B1 (en) | 1998-12-01 | 2001-04-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | High strength water soluble plug |
GB0106410D0 (en) | 2001-03-15 | 2001-05-02 | Ucb Sa | Labels |
US20040231845A1 (en) | 2003-05-15 | 2004-11-25 | Cooke Claude E. | Applications of degradable polymers in wells |
US7093664B2 (en) | 2004-03-18 | 2006-08-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | One-time use composite tool formed of fibers and a biodegradable resin |
US7353879B2 (en) | 2004-03-18 | 2008-04-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Biodegradable downhole tools |
US7137449B2 (en) | 2004-06-10 | 2006-11-21 | M-I L.L.C. | Magnet arrangement and method for use on a downhole tool |
US8030249B2 (en) * | 2005-01-28 | 2011-10-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions relating to the hydrolysis of water-hydrolysable materials |
CA2539511A1 (en) | 2005-03-14 | 2006-09-14 | James I. Livingstone | Method and apparatus for cementing a well using concentric tubing or drill pipe |
US20060275563A1 (en) | 2005-06-06 | 2006-12-07 | Kevin Duffy | Biodegradable and compostable material |
US20060276345A1 (en) | 2005-06-07 | 2006-12-07 | Halliburton Energy Servicers, Inc. | Methods controlling the degradation rate of hydrolytically degradable materials |
US7451815B2 (en) * | 2005-08-22 | 2008-11-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly enhanced with disappearing sleeve and burst disc |
US7703539B2 (en) | 2006-03-21 | 2010-04-27 | Warren Michael Levy | Expandable downhole tools and methods of using and manufacturing same |
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 |
US7970179B2 (en) | 2006-09-25 | 2011-06-28 | Identix Incorporated | Iris data extraction |
US7458646B2 (en) | 2006-10-06 | 2008-12-02 | Kennametal Inc. | Rotatable cutting tool and cutting tool body |
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 |
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 |
US7789152B2 (en) * | 2008-05-13 | 2010-09-07 | Baker Hughes Incorporated | Plug protection system and method |
US7775286B2 (en) * | 2008-08-06 | 2010-08-17 | Baker Hughes Incorporated | Convertible downhole devices and method of performing downhole operations using convertible downhole devices |
US7926565B2 (en) | 2008-10-13 | 2011-04-19 | Baker Hughes Incorporated | Shape memory polyurethane foam for downhole sand control filtration devices |
US8757260B2 (en) * | 2009-02-11 | 2014-06-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable perforation balls and associated methods of use in subterranean applications |
US8047298B2 (en) | 2009-03-24 | 2011-11-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well tools utilizing swellable materials activated on demand |
US20110088901A1 (en) * | 2009-10-20 | 2011-04-21 | Larry Watters | Method for Plugging Wells |
US8430173B2 (en) * | 2010-04-12 | 2013-04-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | High strength dissolvable structures for use in a subterranean well |
US8430174B2 (en) | 2010-09-10 | 2013-04-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Anhydrous boron-based timed delay plugs |
US8833443B2 (en) | 2010-11-22 | 2014-09-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Retrievable swellable packer |
-
2010
- 2010-04-12 US US12/758,781 patent/US8430173B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2011
- 2011-04-05 MY MYPI2014002411A patent/MY183292A/en unknown
- 2011-04-05 EP EP11769312.7A patent/EP2558678A4/en not_active Withdrawn
- 2011-04-05 WO PCT/US2011/031242 patent/WO2011130063A2/en active Application Filing
- 2011-04-05 MY MYPI2012004519A patent/MY156971A/en unknown
- 2011-04-05 CA CA2795182A patent/CA2795182A1/en not_active Abandoned
- 2011-04-05 BR BR112012025812A patent/BR112012025812A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2011-04-05 CN CN201180018673.4A patent/CN102859111B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2011-04-05 EP EP13163483.4A patent/EP2615241B1/en not_active Not-in-force
- 2011-04-05 AU AU2011240909A patent/AU2011240909B2/en not_active Ceased
- 2011-04-05 SG SG2013076328A patent/SG195550A1/en unknown
- 2011-04-05 SG SG2012075636A patent/SG184558A1/en unknown
- 2011-04-05 CA CA2868758A patent/CA2868758A1/en not_active Abandoned
-
2012
- 2012-02-27 US US13/406,359 patent/US8434559B2/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5479986A (en) * | 1994-05-02 | 1996-01-02 | Halliburton Company | Temporary plug system |
US6896058B2 (en) * | 2002-10-22 | 2005-05-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of introducing treating fluids into subterranean producing zones |
US7000680B2 (en) * | 2004-02-12 | 2006-02-21 | Tsuchiyoshi Industry Co., Ltd. | Casting mold and method for manufacturing the same |
CN101305069A (zh) * | 2005-09-09 | 2008-11-12 | 哈利伯顿能源服务公司 | 使用包含水泥窑粉尘的可固化组合物的方法 |
CN101688438A (zh) * | 2007-04-20 | 2010-03-31 | 哈利伯顿能源服务公司 | 用于可膨胀式衬管悬挂器的送入工具及相关的方法 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US20110247833A1 (en) | 2011-10-13 |
EP2615241A2 (en) | 2013-07-17 |
AU2011240909B2 (en) | 2013-12-05 |
MY156971A (en) | 2016-04-15 |
BR112012025812A2 (pt) | 2016-06-28 |
SG195550A1 (en) | 2013-12-30 |
CA2795182A1 (en) | 2011-10-20 |
EP2615241B1 (en) | 2016-11-30 |
MY183292A (en) | 2021-02-18 |
SG184558A1 (en) | 2012-11-29 |
US8434559B2 (en) | 2013-05-07 |
US20120160478A1 (en) | 2012-06-28 |
EP2558678A4 (en) | 2014-03-12 |
WO2011130063A3 (en) | 2012-02-02 |
EP2615241A3 (en) | 2014-03-12 |
CN102859111A (zh) | 2013-01-02 |
AU2011240909A1 (en) | 2012-10-18 |
EP2558678A2 (en) | 2013-02-20 |
CA2868758A1 (en) | 2011-10-20 |
WO2011130063A2 (en) | 2011-10-20 |
US8430173B2 (en) | 2013-04-30 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN102859111B (zh) | 用于地下井中的高强度可溶性结构 | |
US10280703B2 (en) | Applications of degradable polymer for delayed mechanical changes in wells | |
USRE45950E1 (en) | Application of degradable polymers in sand control | |
CN101903615B (zh) | 使用可改变的添加剂处理地下井的方法 | |
US7503399B2 (en) | Casing shoes and methods of reverse-circulation cementing of casing | |
US8430174B2 (en) | Anhydrous boron-based timed delay plugs | |
EP2619409B1 (en) | Selective control of flow through a well screen | |
JP6532432B2 (ja) | 坑を掘削し、補修し、止水しまたは埋立てる方法及び添加剤が充填された容器 | |
US11667828B2 (en) | Multi-grade diverting particulates | |
CA3007169A1 (en) | Sealers for use in stimulating wells | |
WO2023053955A1 (ja) | 樹脂組成物、ダウンホールツールまたはその部材、プラグおよび坑井処理方法 | |
US11578252B2 (en) | Composite diverting particulates | |
AU2013257480A1 (en) | High strength dissolvable structures for use in a subterranean well |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
C06 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
C10 | Entry into substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
C14 | Grant of patent or utility model | ||
GR01 | Patent grant | ||
CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |
Granted publication date: 20150218 Termination date: 20170405 |
|
CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |