NO20130496A1 - Propp og fremgangsmate for a trekke en propp ut av et sete. - Google Patents

Propp og fremgangsmate for a trekke en propp ut av et sete. Download PDF

Info

Publication number
NO20130496A1
NO20130496A1 NO20130496A NO20130496A NO20130496A1 NO 20130496 A1 NO20130496 A1 NO 20130496A1 NO 20130496 A NO20130496 A NO 20130496A NO 20130496 A NO20130496 A NO 20130496A NO 20130496 A1 NO20130496 A1 NO 20130496A1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
plug
nanomatrix
seat
particle
powder
Prior art date
Application number
NO20130496A
Other languages
English (en)
Other versions
NO346604B1 (no
Inventor
Michael H Johnson
Zhiyue Xu
Original Assignee
Baker Hughes Inc
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Family has litigation
First worldwide family litigation filed litigation Critical https://patents.darts-ip.com/?family=46046765&utm_source=google_patent&utm_medium=platform_link&utm_campaign=public_patent_search&patent=NO20130496(A1) "Global patent litigation dataset” by Darts-ip is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Application filed by Baker Hughes Inc filed Critical Baker Hughes Inc
Publication of NO20130496A1 publication Critical patent/NO20130496A1/no
Publication of NO346604B1 publication Critical patent/NO346604B1/no

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B29/00Cutting 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
    • E21B29/02Cutting 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
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B23/00Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells
    • E21B23/04Apparatus 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
    • E21B23/0413Apparatus 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
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/12Packers; Plugs
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B34/00Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/06Valve arrangements for boreholes or wells in wells
    • E21B34/12Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by movement of casings or tubings
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B34/00Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/06Valve arrangements for boreholes or wells in wells
    • E21B34/14Valve 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)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Powder Metallurgy (AREA)
  • Closures For Containers (AREA)
  • Connector Housings Or Holding Contact Members (AREA)
  • Pens And Brushes (AREA)
  • Photoreceptors In Electrophotography (AREA)
  • Hand Tools For Fitting Together And Separating, Or Other Hand Tools (AREA)

Abstract

Fremgangsmåte for å trekke en propp ut av et sete, som omfatter å oppløse minst en overflate av en propp innsatt mot setet, og å fjerne proppen fra setet.

Description

PROPP OG FREMGANGSMÅTE FOR Å TREKKE EN PROPP UT AV ET SETE
KRYSSHENVISNING TIL TILKNYTTEDE SØKNADER
[0001] Denne patentsøknaden krever nytten av U.S. Patentsøknad nr. 12/947048, inngitt den 16. november 2010, som er innlemmet heri i sin helhet.
[0002] Denne patentsøknaden inneholder sakens gjenstand tilknyttet sakens gjenstand i samtidig verserende patenter, som er overdratt til den samme assignatar som denne patentsøknaden, Baker Hughes Incorporated of Houston, Texas, som alle ble inngitt den 8. desember 2009. Patentsøknadene nevnt under her herved innlemmet med henvisning til deres helhet.
[0003] U.S. patentsøknad nr. 12/633,682, sakførers rettslistenr. MTL4-49581-US (BAO0372US), med tittelen NANOMATRISE KOMPAKTERT PULVERMETALLPRODUKT;
[0004] U.S. patentsøknad nr. 12/633,686, sakførers rettslistenr. OMS4-50039-US (BAO0386US), med tittelen BELAGT METALLPULVER OG FREMGANGSMÅTE FOR Å GJØRE
DET SAMME;
[0005] U.S. patentsøknad nr. 12/633 688, sakførers rettslistenr. MTL4-50131-US (BAO0389US), med tittelen FREMGANGSMÅTE FOR Å LAGE ET NANOMATRISE KOMPAKTERT
PULVERMETALLPRODUKT;
[0006] U.S. patentsøknad nr. 12/633,678, sakførers rettslistenr. MTL4-50132-US (BAO0390US) med tittelen KONSTRUERT KOMPAKTERT
PULVERPRODUKTKOMPOSITTMATERIALE.
BAKGRUNN
[0007] I bore- og ferdigstillingsindustrien er det ofte ønskelig å bruke det som er kjent innen teknikken som utløsningskuler, bor (generelt kalt propper) for en mengde forskjellige operasjoner som krever tilfeller med stigende trykk. Slik det er kjent av fagkyndige på området, slippes uløsningskuler på utvalgte tidspunkt for å plasseres i et nedihulls kulesete og opprette en forsegling der. Forseglinger som er opprettet er ofte ment å være midlertidig. Etter at operasjonen hvor utløsningskulen var sluppet er fullført, fjernes kulen fra borehullet ved hjelp av fremgangsmåter slik som snudd sirkulasjon av kulen ut av brønnen. Dette krever likevel at kulen løsnes fra setet. Enkelte ganger kan kulene sette seg fast i et sete og dermed hindre den fra å sirkuleres ut av brønnen, og dermed kreves det mer tidkrevende og kostbare fremgangsmåter for å fjerne kulen, slik som ved å bore kulen ut, for eksempel. Anordninger og fremgangsmåter som gjør det mulig for en operatør å fjerne en kule uten å gjøre bruk av kostbare prosesser ville bli godt mottatt innen området.
KORT BESKRIVELSE
[0008] Det beskrives her en fremgangsmåte for å trekke en propp ut av et sete, som omfatter å oppløse minst én overflate av en propp innsatt mot setet, og å fjerne proppen fra setet.
[0009] Det beskrives også en propp som omfatter en hoveddel med en ytre overflate konfigurert til på en innsettende måte å innkoble et sete, der minst den ytre overflaten av proppen er konfigurert til å oppløses ved eksponering for et målmiljø.
KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE
[0010] Følgende beskrivelser skal ikke betraktes som begrensende på noe vis. Med henvisning til de vedlagte tegningene, har like elementer like nummer:
[0011] FIG. 1 avbilder et tverrsnittbilde av en her propp beskrevet inne i et rør;
[0012] FIG. 2 avbilder et tverrsnittbilde av en alternativ propp beskrevet her;
[0013] FIG. 3 er et fotomikrogram av et pulver 210 slik det beskrives her som er innebygd i et innstøpningsmateriale og seksjonert;
[0014] FIG. 4 er en skjematisk fremstilling av en eksempelvis utførelsesform av en pulverpartikkel 12 slik det angis i en eksempelvis tverrsnitt vist i snitt 4-4 i figur 3;
[0015] figur 5 er et fotomikrogram av en eksempelvis utførelsesform av et kompaktert pulverprodukt slik det beskrives her;
[0016] figur 6 er en skjematisk fremstilling av en eksempelvis utførelsesform av et kompaktert pulverprodukt laget ved bruk av et pulver med ettlags pulverpartikler slik det angis tatt langs snittet 6-6 i figur 5;
[0017] Figur 7 er en skjematisk fremstilling av en annen eksempelvis utførelsesform av et kompaktert pulverprodukt laget ved bruk av et pulver med flerlags pulverpartikler slik det angis tatt langs snittet 6-6 i figur 5;
[0018] Figur 8 er en skjematisk fremstilling av en endring i en egenskap til et kompaktert pulverprodukt slik det beskrives her avhengig av tid og en endring i tilstanden til det kompakterte pulverproduktets omgivelser.
DETAUERT BESKRIVELSE
[0019] En detaljert beskrivelse av én eller flere utførelsesformer av det beskrevne apparatet og fremstillingsmåten presenteres her ved hjelp av eksemplifisering og ikke begrensning med henvisning til figurene.
[0020] Med henvisning til FIG. 1, en utførelsesform foren utløsningskule, her også beskrevet i mer generelle termer som en propp slik det illustreres generelt i 10. Selv om proppen 10 er illustrert som en kule, overveies andre former slik som konisk, elliptisk, mv. Proppen 10 er konfigurert til å innkoble et sete 14 på en innsettende måte. Setet 14 illustrert her omfatter en konisk overflate 18 innkoblet på en forseglende måte med et rør 22. Innsettende innkobling av proppen 10 med setet 14 gjør det mulig for hoveddelen 12 å forsegles til setet 14 og tillater følgelig at trykket oppbygges imot dette. Hoveddelen 12 har en ytre overflate 26 som er konfigurert til å oppløses ved eksponering for et miljø 30 som er antesipert i løpet av installasjon av proppen 10. Denne oppløsningen kan omfatte korrosjon, for eksempel, i anvendelsområder der den ytre overflaten 26 er en del av en elektrokjemisk celle. Oppløsningen av den ytre overflaten 26 gjør det mulig for hoveddelen 12, når den har satt seg fast, er fastkilet eller blitt satt fast mot setet 14, å løsnes og fjernes derifra. Denne løsningen kan skyldes, i alle fall delvis, en reduksjon i friksjonsinngrep mellom proppen 10 og setet 14 når hoveddelen 12 begynner å oppløses. Dessuten kan fjerningen skyldes dimensjonsendringer i proppen 10 når hoveddelen 12 oppløses innledningsvis fra den ytre overflaten 26.
[0021] Evnen til å fjerne proppen 10 fra setet 14 er særdeles nyttig i tilfeller hvor proppen 10 er blitt fastkilt inn i en åpning 34 i setet 14. En slik fastkilings alvorlighet kan være betydelig i tilfeller hvor hoveddelen 12 er blitt deformert grunnet kraft som trykker proppen 10 mot setet 14. En slik deformasjon kan forårsake at en del 38 av hoveddelen 12 strekker seg inn i åpningen 34, og følgelig øker friksjonsinngrep mellom delen 38 og en dimensjon 42 av åpningen 34.
[0022] I anvendelsesområder for bruk i boring- og fe rd igsti 11 i ngsi n d u st rie r, slik det omtales over, der proppen 10 er en utløsningskule, vil kulen bli eksponert for et nedihulls miljø 30. Nedihulls miljøet 30 kan omfatte høye temperaturer, høye trykk og borehullfluider, slik som etsende kjemikalier, syrer, baser og saltoppløsninger, for eksempel. Ved å lage hoveddelen 12 av et materiale 46 (dette er ikke vist i figurene) som forringes i styrke i miljøet 30, kan hoveddelen 12 lages for å oppløse effektivt som en reaksjon på eksponering for nedihulls miljøet 30. Starten på oppløsning eller desintegrasjon av hoveddelen 12 kan begynne ved den ytre overflaten 26 idet styrken til den ytre overflaten 26 reduseres først og kan forplante seg til hoveddelens 12 likevekt. Mulige valg for materialet 46 omfatter men er ikke begrenset til magnesium, polymer-bindemidler slik som strukturelt metakrylat-bindemiddel, oppløselig materiale med høy styrke (detaljert omtalt senere i denne beskrivelsen), mv.
[0023] Hoveddelen 12 og den ytre overflaten 26 til proppen 10 i utførelsesformen i FIG. 1 er begge laget av materialet 46.1 den hensikt kan oppløsningen av materialet 46 etterlate både hoveddelen 12 og den ytre overflaten 26 i små stykker som ikke er skadelig for videre drift av brønnen, følgelig negeres behovet enten for å pumpe hoveddelen 12 ut av røret 22 eller kjøre et verktøy inn i borehullet for å bore eller male hoveddelen 12 i stykker som er små nok til å fjerne hindring derifra.
[0024] Med henvisning til FIG. 2, en alternativ utførelsesform for en propp beskrevet her illustreres i 110.1 motsetning til propp 10 har propp 110 en hoveddel 112 som er laget av minst to forskjellige materialer. Hoveddelen 112 omfatter en kjerne 116 laget av et første materiale 117 og en mantel 120 laget av et andre materiale 121. Ettersom, i denne utførelsesformen, en ytre overflate 126 (denne er ikke vist i figurene) som faktisk berører setet 14 er kun på mantelen 120, kun det andre materialet 121 behøver å være oppløselig i målmiljøet 30.1 motsetning til dette kan det første materialet 117 være eller ikke være oppløselig i miljøet 30.
[0025] Hvis det første materialet 117 ikke er oppløselig kan det være ønskelig å lage en største dimensjon 124 av kjernen 116 mindre enn dimensjonen 42 til setet 14 for å muliggjøre at kjernen 116 passerer derigjennom etter oppløsning av mantelen 120. Ved å gjøre dette kan kjernen 116 kjøres, eller las falle ned, ut av en nedre ende av røret 22 i stedet for å bli pumpet opp for å fjerne det derifra.
[0026] Slik det nevnes over, er ytterligere materialer som kan brukes med kulen slik det beskrives her lette metallmaterialer med høy styrke som kan brukes i en bred rekke anvendelser og anvendelsesomgivelser, inkludert bruk i forskjellige borehullomgivelser for å lage forskjellige valgbare og styrbare engangs eller nedbrytbare lette, nedihulls verktøyer eller andre nedihulls komponenter med høy styrke, samt mange andre anvendelser til bruk både i varige og engangs eller nedbrytbare gjenstander. Disse lette, høystyrke og valgbare og styrbare nedbrytbare materialene omfatter fullstendig faste sintermetallprodukter dannet fra belagte pulvermaterialer som omfatter forskjellige lette partikkelkjerner og kjernematerialer som har forskjellige ettlags og flerlags nanoskalabelegg. Disse kompakterte pulverproduktene er laget av belagte metall pulvere som omfatter forskjellig elektrokjemisk aktive (f.eks. med relativt høyere standard oksideringspotensialer), lettvekts, høystyrke partikkelkjerner og kjernematerialer, slik som elektrokjemisk aktive metaller, som er spredt inne i en cellulær nanomatrise dannet fra de forskjellige nanoskala metalloverflatelagene med metallbeleggmaterialer, og er særdeles nyttige i borehullanvendelser. Disse kompakterte pulverproduktene gir en enestående og fordelaktig kombinasjon av mekaniske styrke-egenskaper, slik som kompresjon og skjærfasthet, lav tetthet og valgbare og styrbare korrosjonsegenskaper, særdeles rask og styrt oppløsning i forskjellige borehullfluider. For eksempel kan partikkelkjernen og overflatelag til disse pulverne velges for å gi sintrede pulverprodukter som egner seg til å brukes som høystyrke konstruerte materialer med en trykkstyrke og en skjærfasthet som kan sammenlignes med forskjellige andre konstruerte materialer, inkludert karbon, rustfritt stål og stållegeringer, men som også har lav tetthet sammenlignet med forskjellige polymerer, elastomerer, keramikk med lav tetthet og komposittmaterialer. I enda et eksempel kan disse pulverne og kompakterte pulvermaterialene konfigureres for å gi en valgbar og styrbar nedbrytning eller fjerning som en reaksjon på en endring i en miljøtilstand, slik som en overgang fra en svært lav oppløsningshastighet til en svært rask oppløsningshastighet som en reaksjon på en endring av egenskapen eller tilstanden til et borehull nær en gjenstand dannet fra det sintrede produktet, inkludert en egenskapsendring i et borehullsfluid som er i berøring med det kompakterte pulverproduktet. De beskrevne valgbare og styrbare nedbrytnings- eller fjerningsegenskapene tillater også gjenstandenes dimensjonsstabilitet og styrke, slik som bo re hu I Iver kt øy er eller andre komponenter, laget av disse materialene for å opprettholdes til de ikke behøves lenger, da en forhåndsbestemt miljøtilstand, slik som en borehulltilstand, inkludert borehullfluidtemperatur, trykk eller pH-verdi, kan endres for å fremme deres fjerning ved rask oppløsning. Disse belagte pulvermaterialene og kompakterte pulverproduktene og konstruerte materialer dannet fra dem, samt fremgangsmåter for å lage dem, beskrives ytterligere under.
[0027] Med henvisning til figur 3, omfatter et metallpulver 210 en mengde metalliske, belagte pulverpartikler 212. Pulverpartikler 212 kan dannes for å gi et pulver 210, inkludert fritt utstrømmende pulver, som kan helles eller ellers anbringes på alle vis i forskalinger eller former (ikke vist) med alle typer former og størrelser som kan brukes til å forme kompakterte pulverprodukter 400 (figur 6 og 7), slik det beskrives her, som kan brukes som, eller til bruk i tilvirkning, forskjellige tilvirkningsgjenstander, inkludert forskjellige borehullverktøyer og komponenter.
[0028] Hver av de metalliske, belagte pulverpartiklene 212 av pulver 210 omfatter en partikkelkjerne 214 og et metallisk overflatelag 216 anbrakt på partikkelkjernen 214. Partikkelkjernen 214 omfatter et kjernemateriale 218. Kjernematerialet 218 kan omfatte ethvert egnet materiale for å danne partikkelkjernen 214 som gir pulverpartikkel 212 som kan sintres til å danne et lettvekts, høystyrke kompaktert pulverproduktprodukt 400 med valgbare og styrbare oppløsningsegenskaper. Egnede kjernematerialer omfatter elektrokjemisk aktive metaller med et standard oksidasjonspotensiale som er større enn eller lik det for Zn, inkludert som Mg, Al, Mn eller Zn eller en kombinasjon av disse. Disse elektrokjemisk aktive metallene er svært reaktive med en mengde vanlige borehullfluider, inkludert ethvert antall ioniske fluider eller svært polare fluider, slik som de som inneholder forskjellige klorider. Eksempler omfatter kaliumklorid (KCI), saltsyre (HCI), kalsiumklorid (CaCb), kalsiumbromid (CaBr2) eller sinkbromid (ZnBr2). Kjernematerialer 218 kan også omfatte andre metaller som er mindre elektrokjemisk aktive enn Zn eller ikke-metalliske materialer, eller en kombinasjon av disse. Egnede ikke-metalliske materialer omfatter keramikk, kompositter, glass eller karbon, eller en kombinasjon av disse. Kjernemateriale 218 kan velges for å gi en høy oppløsningshastighet i et forhåndsbestemt borehullfluid, men kan også velges for å gi relativt lav oppløsningshastighet, inkludert null oppløsning, hvor oppløsning av nanomatrisematerialet forårsaker at partikkelkjernen 214 blir raskt underminert og frigitt fra det sintrede partikkelproduktet ved grenseflaten med borehullfluidet, slik at den effektive oppløsningshastigheten av kompakterte partikkelprodukter laget ved bruk av partikkelkjerner 214 av disse kjernematerialene 218 er høy, selv om selve kjernematerialet 218 kan ha en lav oppløsningshastighet, inkludert kjernematerialer 220 som kan være vesentlig uoppløselige i borehullfluidet.
[0029] Når det gjelder de elektrokjemisk aktive metallene som kje me metaller 218, inkludert Mg, Al, Mn eller Zn, kan disse metallene brukes som rene metaller eller i enhver kombinasjon med hverandre, inkludert forskjellige legeringskombinasjoner av disse materialene, inkludert binære, tertiære eller kvartære legeringer av disse materialene. Disse kombinasjonene kan også omfatte kompositter av disse materialene. Videre, i tillegg til kombinasjoner med hverandre, kan Mg, Al, Mn eller Zn kjernematerialene 18 også omfatte andre konstituenter, inkludert forskjellige legeringstilsetninger, for å endre én eller flere egenskaper ved partikkelkjernene 214, for eksempel ved å forbedre styrken, redusere tettheten eller endre oppløsningsegenskapene til kjernematerialet 218.
[0030] Blant de elektrokjemisk aktive metallene, er Mg, enten som et rent metall eller i en legering eller et komposittmateriale, særdeles nyttig på grunn av dets lave tetthet og evne til å danne legeringer med høy styrke, og dets høye grad av elektrokjemisk aktivitet, ettersom det har et standard oksideringspotensial som er høyere enn Al, Mn eller Zn. Mg-legeringer inkluderer alle legeringer som har Mg som en legeringskonstituent. Mg-legeringer som kombinerer andre elektrokjemisk aktive metaller, som beskrevet her, ettersom legeringskonstituenter er særdeles nyttige, inkludert binære Mg-Zn, Mg-AI og Mg-Mn-legeringer, og tertiære Mg-Zn-Y og Mg-AI-X-legeringer, hvor X omfatter Zn, Mn, Si, Ca eller Y, eller en kombinasjon av disse. Disse Mg-AI-X-legeringene kan omfatte, i vekt, opptil cirka 85 % Mg, opptil cirka 15 % Al og opptil cirka 5 % X. Partikkelkjerne 214 og kjernemateriale 218, og især elektrokjemisk aktive metaller inkludert Mg, Al, Mn eller Zn, eller kombinasjoner av disse, kan også omfatte et sjeldent jordartselement eller kombinasjon av sjeldne jordartselementer. Slik det brukes her, omfatter sjeldne jordartelementer Sc, Y, La, Ce, Pr, Nd eller Er, eller en kombinasjon av sjeldne jordartselementer. Der de finnes, kan et sjeldent jordartselement eller kombinasjoner av sjeldne jordartselementer være tilstede, i vekt, i en mengde på cirka 5 % eller mindre.
[0031] Partikkelkjerne 214 og kjernemateriale 218 har en smeItetemperåtur (TP). Slik den brukes her, omfatter Tp den laveste temperaturen ved hvilken begynnende smelting eller seigringssmelting eller andre former for delvis smelting skjer inne i kjernemateriale 218, uten hensyn til om kjernematerialet 218 omfatter et rent metall, en legering med flere faser som har forskjellige smeltetemperaturer eller et kompositt av materialer med forskjellige smeltetemperaturer.
[0032] Partikkelkjerner 214 kan ha hvilken som helst egnet partikkelstørrelse eller partikkelstørrelsesområde eller fordeling av partikkelstørrelser. For eksempel kan partikkelkjernene 214 velges for å gi en gjennomsnittlig partikkelstørrelse som representeres av en normal eller Gaussian-type unimodal fordeling rundt et gjennomsnitt eller middeltall, slik det illustreres generelt i figur 3.1 et annet eksempel, kan partikkelkjerner 214 velges eller blandes for å gi en multimodal fordeling av partikkelstørrelser, inkludert en mengde av gjennomsnittlige partikkelkjernestørrelser, slik som for eksempel en homogen bimodal fordeling av gjennomsnittlige partikkelstørrelser. Valget av fordelingen av partikkelkjernestørrelse kan brukes for å fastsette, for eksempel, partikkelstørrelse og interpartikulær avstand 215 til partiklene 212 til pulver 210.1 en eksempelvis utførelsesform, kan partikkelkjernene 214 ha en unimodal fordeling og en gjennomsnittlig partikkeldiameter på omtrent 5 u.m til omtrent 300 u.m, mer især omtrent 80 u.m til omtrent 120 u.m, og enda mer især omtrent 100 u.m.
[0033] Partikkelkjerner 214 kan ha enhver egnet partikkelform, inkludert enhver regulær eller irregulær geometrisk form, eller kombinasjoner av disse. I en eksempelvis utførelsesform er partikkelkjerner 214 vesentlig sfæroidale, elektrokjemisk aktive metallpartikler. I en annen utførelsesform, er partikkelkjerner 214 vesentlig irregulært formet keramiske partikler. I enda en eksempelvis utførelsesform, er partikkelkjerner 214 karbon eller andre nanorørstrukturer eller hule glassmikrokuler.
[0034] Hver av de metalliske, belagte pulverpartiklene 212 til pulver 210 omfatter også et metallisk overflatelag 216 som er anbrakt på partikkelkjernen 214. Metalloverflatelag 216 omfatter et metallisk beleggmateriale 220. Metallisk beleggmateriale 220 gir pulverpartiklene 212 og pulver 210 dets metalliske art. Metallisk overflatelag 216 er et nanoskala overflatelag. I en eksempelvis utførelsesform, kan metallisk overflatelag 216 ha en tykkelse på omtrent 25 nm til omtrent 2500 nm. Tykkelsen på metallisk overflatelag 216 kan variere over overflaten til partikkelkjernen 214, men har fortrinnsvis en vesentlig uniform tykkelse over overflaten til partikkelkjernen 214. Metallisk overflatelag 216 kan omfatte et enkelt lag, slik det vises i figur 4, eller en mengde lag slik som en flerlags beleggstruktur. I et ettlags belegg, eller i hvert av lagene i et flerlags belegg, kan det metalliske overflatelaget 216 omfatte et enkeltkonstituent kjemisk element eller sammensetning, eller kan omfatte en mengde kjemiske elementer eller sammensetninger. Der hvor et lag omfatter en mengde kjemiske konstituenter eller sammensetninger, kan de ha alle typer homogene eller heterogene fordelinger, inkludert en homogen eller heterogen fordeling av metallurgiske faser. Dette kan omfatte en sortert fordeling hvor de relative mengdene av de kjemiske konstituentene eller sammensetningene varierer ifølge henholdsvise konstituentprofiler på tvers av lagets tykkelse. I både ettlags og flerlags belegg 216, kan hvert av de henholdsvise lagene, eller kombinasjoner av disse, brukes for å gi en forhåndsbestemt egenskap til pulverpartikkelen 212 eller et sintret pulverprodukt dannet derifra. For eksempel kan den forhåndsbestemte egenskapen omfatte bindingsstyrken til den metallurgiske bindingen mellom partikkelkjernen 214 og beleggmaterialet 220; blandingsegenskapene mellom partikkelkjernen 214 og metalloverflatelaget 216, inkludert enhver blanding mellom lagene til et flerlags overflatelag 216; blandingsegenskapene mellom de forskjellige lagene til et flerlags overflatelag 216; blandingsegenskapene mellom metalloverflatelaget 216 til én pulverpartikkel og den for en tilstøtende pulverpartikkel 212; bindingsstyrken til den metallurgiske bindingen mellom metalloverflatelagene til de tilstøtende sintrede pulverpartiklene 212, inkludert de ytterste lagene til flerlags overflatelag; og den elektrokjemiske aktiviteten til overflatelaget 216.
[0035] Metalloverflatelag 216 og beleggmateriale 220 har en smeltetemperatur (Tc). Slik den brukes her, omfatter Tcden laveste temperaturen ved hvilken begynnende smelting eller seigringssmelting eller andre former for delvis smelting skjer inne i kjernemateriale 220, uten hensyn til om beleggmaterialet 220 omfatter et rent metall, en legering med flere faser som hver har forskjellige smeltetemperaturer eller et kompositt, inkludert et kompositt som omfatter en mengde overflatemateriallag med forskjellige smeltetemperaturer.
[0036] Metallisk beleggmateriale 220 kan omfatte ethvert egnet metallbeleggmateriale 220 som gir en sinterbar ytre overflate 221 som er konfigurert til å sintres til en tilstøtende pulverpartikkel 212 som også har et metalloverflatelag 216 og sinterbare ytre overflater 221. I pulvere 210 som også omfatter andre eller ekstra (belagte eller ubelagte) partikler 232, slik det beskrives her, er den sinterbare ytre overflaten 221 av metalloverflatelag 216 også konfigurert til å sintres til en sinterbar ytre overflate 221 av andre partikler 232.1 en eksempelvis utførelsesform, er pulverpartiklene 212 sinterbare ved en forhåndsbestemt sintringstemperatur (Ts) som er avhengig av kjernematerialet 218 og beleggmaterialet 220, slik at sintring av det kompakterte pulverproduktet 400 gjennomføres fullstendig i fast tilstand og der Tser mindre enn TP og Tc. Sintring i fast tilstand begrenser partikkelkjernens 214/metalloverflatelagets 216 interaksjoner med faststoff fordelingsprosesser og metallurgiske transportfenomener og begrenser vekst av og gir kontroll over de resulterende grenseflater mellom dem. I motsetning til dette, for eksempel, vil innføring av flytende-fase sintring gi rask blanding av partikkelkjerne- 214/metalloverflatelag- 216 materialer og gjøre det vanskelig å begrense veksten av og gi kontroll over de resulterende grenseflatene mellom dem, og følgelig interferere med formasjonen av de ønskede mikrostrukturene til kompaktert partikkelmasse 400, slik det beskrives her.
[0037] I en eksempelvis utførelsesform, vil kjernematerialet 218 bli valgt for å gi en kjernekjemisk sammensetning og beleggmaterialet 220 vil bli valgt for å gi en overflatekjemisk sammensetning og disse kjemiske sammensetningene vil også bli valgt for å avvike fra hverandre. I en annen eksempelvis utførelsesform, vil kjernematerialet 218 bli valgt for å gi en kjernekjemisk sammensetning og beleggmaterialet 220 vil bli valgt for å gi en overflatekjemisk sammensetning og disse kjemiske sammensetningene vil også bli valgt for å avvike fra hverandre ved deres grenseflate. Forskjeller i de kjemiske sammensetningene av beleggmateriale 220 og kjernemateriale 218 kan velges for å gi forskjellige oppløsningshastigheter og valgbar og styrbar oppløsning av kompaktert pulverprodukt 400 som innlemmer dem ved å gjøre dem valgbart og styrbart oppløselig. Dette omfatter oppløsningshastigheter som avviker som en reaksjon på en endret tilstand i borehullet, inkludert en indirekte eller direkte endring i et borehullfluid. I en eksempelvis utførelsesform, er et kompaktert pulverprodukt 400 dannet fra pulver 210 som har kjemiske sammensetninger av kjernemateriale 218 og beleggmateriale 220 som gjør det kompakterte produktet 400 valgbart oppløselig i et borehullfluid som en reaksjon på en endret borehulltilstand som omfatter en temperaturendring, trykkendring, endring i strømningshastighet, pH-endring eller endring i kjemisk sammensetning til borehullfluidet, eller en kombinasjon av disse. Den valgbare oppløsningsreaksjonen på den endrede tilstanden kan være et resultat av gjeldende kjemiske reaksjoner eller prosesser som fremmer forskjellige oppløsningshastigheter, men omfatter også endringer i oppløsningsreaksjonen som er tilknyttet fysiske reaksjoner eller prosesser, slik som endringer i borehullfluidtrykket eller strømningshastighet.
[0038] Som vist i figurene 3 og 5, kan partikkelkjerne 214 og kjernemateriale 218 og metalloverflatelag 216 og beleggmateriale 220 velges for å gi pulverpartikler 212 og et pulver 210 som er konfigurert for kompaktering og sintring for å gi et kompaktert pulverprodukt 400 som er lettvekt (dvs., at den har relativt lav tetthet), høy styrke og fjernes på en valgbar og styrbar måte fra et borehull som en reaksjon på en endring i en borehullegenskap, inkludert å være valgbart og styrbart oppløselig i et egnet borehullfluid, inkludert forskjellige borehullfluider slik det beskrives her. Kompaktert pulverprodukt 400 omfatter en vesentlig kontinuerlig, cellulær nanomatrise 416 av et nanomatrisemateriale 420 som har en mengde spredte partikler 414 spredd gjennom den cellulære nanomatrisen 416. Den vesentlig kontinuerlige cellulære nanomatrisen 416 og nanomatrisematerialet 420 dannet av sintrede metalloverflatelag 216 dannes av kompakteringen og sintringen av mengden metalloverflatelag 216 til mengden av pulverpartikler 212. Den kjemiske sammensetningen av nanomatrisemateriale 420 kan være forskjellig fra den for beleggmateriale 220 grunnet fordelingsvirkninger tilknyttet sintringen slik det beskrives her. Kompaktert pulvermetallprodukt 400 omfatter også en mengde spredde partikler 414 som omfatter partikkelkjernemateriale 418. Spredte partikkelkjerner 414 og kjernematerialer 418 samsvarer med og er dannet fra mengden av partikkelkjerner 214 og kjernemateriale 218 av mengden av pulverpartikler 212 siden metalloverflatelagene 216 er sintret sammen for å danne en nanomatrise 416. Den kjemiske sammensetningen av kjernemateriale 418 kan være forskjellig fra den for kjernemateriale 218 grunnet fordelingsvirkninger tilknyttet sintringen slik det beskrives her.
[0039] Slik den brukes her, innebærer ikke bruken av benevnelsen vesentlig kontinuerlig cellulær nanomatrise 416 storpartskonstituenten av det kompakterte pulverproduktet, men henviser snarere til den mindretalls konstituenten eller konstituenter, enten i vekt eller i volum. Dette utmerker seg fra de fleste matrisekomposittmaterialer hvor matrisen omfatter storpartskonstituenten i vekt eller volum. Bruken av benevnelsen vesentlig kontinuerlig, cellulær nanomatrise er ment å beskrive den utfyllende, regulære, kontinuerlige og sammenkoblede arten av fordelingen av nanomatrisemateriale 420 inne i kompaktert pulverprodukt 400. Slik det er brukt her, beskriver "vesentlig kontinuerlig" utvidelsen av nanomatrisematerialet gjennom kompaktert pulverprodukt 400 slik at det strekker seg mellom og omgir vesentlig alle de spredte partiklene 414. Vesentlig kontinuerlig brukes for å angi at fullstendig kontinuitet og regulær rekkefølge av nanomatrisen rundt hver spredte partikkel 414 ikke er påkrevd. For eksempel, kan feil i overflatelaget 216 over partikkelkjernen 214 på noen pulverpartikler 212 forårsake brodannelse av partikkelkjernene 214 i løpet av sintring av det kompakterte pulverproduktet 400, og følgelig forårsake at lokaliserte diskontinuiteter ender inne i den cellulære nanomatrisen 416, selv om i de andre delene av det kompakterte pulverproduktet, er nanomatrisen vesentlig kontinuerlig og viser strukturen beskrevet her. Slik det er brukt her, brukes "cellulær" til å angi at nanomatrisen definerer et nettverk av vanligvis gjentakende, sammenkoblede rom eller celler eller celler med nanomatrisemateriale 420 som omgir og også sammenkobler de spredte partiklene 414. Slik det er brukt her, brukes "nanomatrise" til å beskrive matrisens størrelse eller skala, spesielt tykkelsen på matrisen mellom tilstøtende, spredte partikler 414. Metalloverflatelagene som er sintret sammen for å danne nanomatrisen er selv overflatelag med nanoskala tykkelse. Siden nanomatrisen ved de fleste plasseringer, andre enn skjæringspunktet mellom mer enn to spredte partikler 414, vanligvis omfatter blanding og binding av to overflatelag 216 fra tilstøtende pulverpartikler 212 med nanoskala tykkelser, har den dannede matrisen også en nanoskala tykkelse (f.eks., tilnærmelsesvis to ganger tykkelsen på overflatelaget slik det beskrives her) og er følgelig dermed beskrevet som en nanomatrise. Videre angir ikke bruken av benevnelsen spredte partikler 414 mindretalls-konstituenten av det kompakterte pulverproduktet 400, men henviser snarere til storpartskonstituenten eller konstituentene, enten i vekt eller i volum. Bruken av benevnelsen spredt partikkel er ment å uttrykke diskontinuerlig og diskret fordeling av partikkelkjernemateriale 418 inne i et kompaktert pulverprodukt 400.
[0040] Kompaktert pulverprodukt 400 kan ha hvilken som helst ønsket form eller størrelse, inkludert den for en sylindrisk kloss eller stang som kan maskinbearbeides eller brukes ellers til å danne nyttige fabrikkerte gjenstander, inkludert forskjellige borehullverktøyer og komponenter. Sintrings- og presseprosessene som brukes til å danne kompaktert pulverprodukt 400 og deformere pulverpartiklene 212, inkludert partikkelkjerner 214 og overflatelag 216, for å gi fullstendig tetthet og ønsket makroskopisk form og størrelse på kompaktert pulverprodukt 400 og dets mikrostruktur. Mikrostrukturen til det kompakterte pulverproduktet 400 omfatter en ekviakset konfigurasjon av spredte partikler 414 som er spredt gjennom og innkapslet inne i den vesentlig kontinuerlig, cellulære nanomatrisen 416 til de sintrede overflatelagene. Denne mikrostrukturen er i noen grad analog med en ekviakset korn mikrostruktur med en kontinuerlig kornbindingsfase, unntatt at den ikke påkrever bruk av legeringskonstituenter som har termodynamiske faseekvilibriumsegenskaper som er i stand til å produsere en slik struktur. Snarere kan denne ekviaksede spredte partikkelstrukturen og cellulære nanomatrisen 416 av sintrede metalloverflatelag 216 produseres ved bruk av konstituenter der termodynamiske faseekvilibriumsbetingelser ikke vil produsere en ekviakset struktur. Den ekviaksede morfologien til de spredte partiklene 414 og cellulære nettverk 416 av partikkellag resulterer fra sintring og deformering av pulverpartiklene 212 siden de er kompaktert og blander og deformerer for å fylle de interpartikulære mellomrommene 215 (figur 3). Sintringstemperaturene og -trykkene kan velges for å sikre at tettheten til kompaktert pulverprodukt 400 når vesentlig fullstendig teoretisk tetthet.
[0041] I en eksempelvis utførelsesform slik det illustreres i figurene 3 og 5, dannes spredte partikler 414 fra partikkelkjerner 214 spredt i den cellulære nanomatrisen 416 til sintrede metalloverflatelag 216, og nanomatrisen 416 omfatter en faststoff metallurgisk binding 417 eller bindingslag 419, slik det er skjematisk fremstilt i figur 6, som strekker seg mellom de spredte partiklene 414 gjennom den cellulære nanomatrisen 416 som dannes ved sintringstemperatur (Ts), hvor Tser mindre enn Tcog TP. Slik det er angitt, dannes en faststoff metallurgisk binding 417 i faststoffet ved faststoffblanding mellom overflatelagene 216 til tilstøtende pulverpartikler 212 som er komprimert ved berøringskontakt under kompakterings- og sintringsprosessene brukt til å danne kompaktert pulverprodukt 400, slik det beskrives her. I den hensikt, omfatter sintrede overflatelag 216 på cellulær nanomatrise 416 et faststoff bindingslag 419 som har en tykkelse (t) bestemt av graden av blandingen med beleggmaterialene 220 til overflatelagene 216, som igjen vil bli bestemt av overflatelagenes 216 art, inkludert om de er ettlags eller flerlags overflatelag, om de er blitt valgt til å fremme eller begrense en slik blanding, og andre faktorer, slik det beskrives her, og sintrings- og kompakteringstilstandene, inkludert sintringstiden, -temperaturen og trykket som brukes til å danne kompaktert pulverprodukt 400.
[0042] Når nanomatrise 416 dannes, inkludert binding 417 og bindingslag 419, kan den kjemiske sammensetningen eller fasefordelingen, eller begge, til mettalloverflatelag 216 endres. Nanomatrise 416 har også en smeltetemperatur (TM). Slik den brukes her, omfatter TM den laveste temperaturen ved hvilken begynnende smelting eller seigringssmelting eller andre former for delvis smelting skjer inne i nanomatrisen 416, uten hensyn til om nanomatrisematerialet 420 omfatter et rent metall, en legering med flere faser som hver har forskjellige smeltetemperaturer eller et kompositt, inkludert et kompositt som omfatter en mengde lag med forskjellige beleggmaterialer med forskjellige smeltetemperaturer, eller en kombinasjon av disse, eller annet. Når spredte partikler 414 og partikkelkjernematerialer 418 dannes i kombinasjon med nanomatrise 416, er fordeling av konstituenter av metalloverflatelag 216 inni partikkelkjernene 214 også mulig, noe som kan føre til endringer i den kjemiske sammensetningen eller fasefordelingen, eller begge, til partikkelkjerner 214. Som et resultat, kan spredte partikler 414 og partikkelkjernematerialer 418 ha en smeltetemperatur (TDP)som er forskjellig fra TP. Slik den brukes her, omfatter TDPden laveste temperaturen ved hvilken begynnende smelting eller seigringssmelting eller andre former for delvis smelting skjer inne i de spredte partiklene 214, uten hensyn til om partikkelkjernematerialet 218 omfatter et rent metall, en legering med flere faser som har forskjellige smeltetemperaturer eller et kompositt, eller annet. Kompaktert partikkelprodukt 400 dannes ved en sintringstemperatur (Ts), hvor Tser mindre enn TC,TP, TM og TDP.
[0043] Spredte partikler 414 kan omfatte hvilket som helst av de materialene som er beskrevet her for partikkelkjerner 214, selv om den kjemiske sammensetningen til spredte partikler 414 kan være forskjellig grunnet fordelingseffekter slik det beskrives her. I en eksempelvis utførelsesform, dannes spredte partikler 414 fra partikkelkjerner 214 som omfatter materialer med et standard oksideringspotensiale som er større enn eller lik Zn, inkludert Mg, Al, Zn eller Mn, eller en kombinasjon av disse, kan omfatte forskjellige binære, tertiære og kvartære legeringer eller andre kombinasjoner av disse konstituentene slik det beskrives her i kombinasjon med partikkelkjerner 214. Blant disse materialene, er de med spredte partikler 414 som omfatter Mg og nanomatrisen 416 dannet fra metalloverflatelagene 216 beskrevet her spesielt nyttige. Spredte partikler 414 og partikkelkjernematerialene 418 til Mg, Al, Zn eller Mn, eller en kombinasjon av disse, kan også omfatte et sjeldent jordartselement, eller en kombinasjon av sjeldne jordartselementer slik det beskrives her i kombinasjon med partikkelkjerner 214.
[0044] I en annen eksempelvis utførelsesform, dannes spredte partikler 414 fra partikkelkjerner 214 som omfatter metaller som er mindre elektrokjemisk aktive enn Zn eller ikke-metalliske materialer. Egnede ikke-metalliske materialer omfatter keramikk, glass (f.eks. hule glassmikrokuler) eller karbon, eller en kombinasjon av disse, slik det beskrives her.
[0045] Spredte partikler 414 av kompaktert pulverprodukt 400 kan ha enhver egnet partikkelstørrelse, inkludert de gjennomsnittlige partikkelstørrelsene som beskrives herfor partikkelkjerner 214.
[0046] Spredte partikler 414 kan ha enhver egnet form avhengig av den formen som er valgt for partikkelkjerner 214 og pulverpartikler 212, og den fremgangsmåten som er brukt til å sintre og kompaktere pulver 210.1 en eksempelvis utførelsesform, kan pulverpartikler 212 være kuleformede eller vesentlig kuleformede og spredte partikler 414 kan omfatte en ekviakset partikkelkonfigurasjon slik det beskrives her.
[0047] Spredningsarten til de spredte partiklene 414 kan være påvirket av valg av pulveret 210 eller pulverne 210 brukt til å lage kompaktert partikkelprodukt 400.1 en eksempelvis utførelsesform, kan et pulver 210 med unimodal fordeling av pulverpartikkel- 212 størrelser velges for å danne kompaktert pulverprodukt 2200 og vil produsere en vesentlig homogen unimodal fordeling av partikkelstørrelser av spredte partikler 414 inne i den cellulære nanomatrisen 416, slik det illustreres generelt i figur 5.1 en annen eksempelvis utførelsesform, kan en mengde pulvere 210 med en mengde pulverpartikler med partikkelkjerner 214 som har de samme kjernematerialene 218 og forskjellige kjernestørrelser og samme beleggmateriale 220 velges og blandes ensartet slik det beskrives her for å gi et pulver 210 med en homogen, multimodal fordeling av pulverpartikkel- 212 størrelser, og kan brukes til å danne kompaktert pulverprodukt 400 med en homogen, multimodal fordeling av partikkelstørrelser til spredte partikler 414 inne i cellulær nanomatrise 416. Likeledes, i enda en annen eksempelvis utførelsesform, kan en mengde pulvere 210 med en mengde partikkelkjerner 214 som kan ha de samme kjernematerialene 218 og forskjellige kjernestørrelser og samme beleggmateriale 220 velges og fordeles på en uensartet måte for å gi en ikke-homogen, multimodal fordeling av pulverpartikkel-størrelser, og kan brukes til å danne kompaktert pulverprodukt 400 med en ikke-homogen, multimodal fordeling av partikkelstørrelser til spredte partikler 414 inne i cellulær nanomatrise 416. Valget av fordelingen av partikkelkjernestørrelse kan brukes for å fastsette, for eksempel, partikkelstørrelse og interpartikulær avstand til de fordelte partiklene 414 inne i den cellulære nanomatrisen 416 til kompakterte pulverprodukter 400 laget av pulver 210.
[0048] Nanomatrise 416 er et vesentlig kontinuerlig, cellulært nettverk av metalloverflatelag 216 som er sintret til hverandre. Nanomatrisens 416 tykkelse avhenger av arten til pulveret 210 eller pulverne 210 som brukes til å danne kompaktert pulverprodukt 400, og innlemmingen av annet pulver 230, særlig tykkelsen på overflatelagene som er tilknyttet disse partiklene. I en eksempelvis utførelsesform, er nanomatrisens 416 tykkelse vesentlig uniform gjennom hele mikrostrukturen til det kompakterte pulverproduktet 400 og omfatter omtrent to ganger tykkelsen på overflatelagene 216 til pulverpartiklene 212.1 en annen eksemplarisk utførelsesform, har det cellulære nettverket 416 en vesentlig uniform gjennomsnittlig tykkelse mellom spredte partikler 414 på omtrent 50 nm til omtrent 5000 nm.
[0049] Nanomatrise 416 dannes ved å sintre metalloverflatelag 216 til tilstøtende partikler til hverandre ved blanding og dannelse av bindingslag 419 slik det beskrives her. Metalloverflatelag 216 kan være ettlags- eller flerlagsstrukturer, og de kan velges for å fremme eller forhindre fordeling, eller begge, inne i laget eller mellom lagene med mettalloverflatelag 216, eller mellom metalloverflatelaget 216 og partikkelkjernen 214, eller mellom metalloverflatelaget 216 og metalloverflatelaget 216 til en tilstøtende pulverpartikkel, graden blanding av metalloverflatelag 216 i løpet av sintring kan være begrenset eller ekstensiv avhengig av beleggtykkelsene, beleggmateriale eller -materialer som er valgt, sintringsforholdene og andre faktorer. Tatt i betraktning av den potensielle kompleksiteten ved blandingen og interaksjonen av konstituentene, kan beskrivelse av den resulterende kjemiske sammensetningen av nanomatrise 416 og nanomatrisemateriale 420 enkelt forstås som en kombinasjon av konstituentene til overflatelagene 216 som også kan omfatte én eller flere konstituenter av spredte partikler 414, avhengig av graden av blanding, i det forekommende tilfelle, som skjer mellom de spredte partiklene 414 og nanomatrisen 416. Likeledes kan den kjemiske sammensetningen av spredte partikler 414 og partikkelkjernemateriale 418 enkelt forstås som en kombinasjon av konstituentene til partikkelkjerne 214 som også kan omfatte én eller flere konstituenter av nanomatrise 416 og nanomatrisemateriale 420, avhengig av graden av blanding, i det forekommende tilfelle, som skjer mellom de spredte partiklene 414 og nanomatrisen 416.
[0050] I en eksempelvis utførelsesform, har nanomatrisematerialet 420 en kjemisk sammensetning og partikkelkjernematerialet 418 har en kjemisk sammensetning som er forskjellig fra den for nanomatrisematerialet 420, og forskjellene i de kjemiske sammensetningene kan konfigureres til å gi en valgbar og styrbar oppløsningshastighet, inkludert en valgbar overgang fra en svært lav oppløsningshastighet til en svært rask oppløsningshastighet, som en reaksjon på en styrt endring i en egenskap eller tilstand til borehullet nær det kompakterte produktet 400, inkludert en egenskapsendring i et borehullfluid som er i kontakt med det kompakterte pulverproduktet 400, slik det beskrives her. Nanomatrise 416 kan dannes fra pulverpartikler 212 med ettlags og flerlags overflatelag 216. Denne designfleksibiliteten gir et stort antall materialekombinasjoner, spesielt i tilfelle flerlags overflatelag 216, som kan brukes til å skreddersy den cellulære nanomatrisen 416 og sammensetningen av nanomatrisemateriale 420 ved å styre interaksjonen av overflatelagkonstituentene, begge innen et gitt lag, og mellom et overflatelag 216 og partikkelkjernen 214 som det er tilknyttet eller et overflatelag 216 til en tilstøtende pulverpartikkel 212. Flere eksempelvise utførelsesformer som viser denne fleksibiliteten gis under.
[0051] Som vist i figur 6, i en eksempelvis utførelsesform, dannes kompaktert pulverprodukt 400 fra pulverpartikler 212 hvor overflatelaget 216 omfatter et enkeltlag, og den resulterende nanomatrisen 416 mellom de tilstøtende av mengden av spredte partikler 414 omfatter det ettlags metalloverflatelaget 216 til én av pulverpartiklene 212, et bindingslag 419 og det ettlags overflatelaget 216 til et annet av de tilstøtende pulverpartiklene 212. Tykkelsen (t) på bindingslaget 419 bestemmes av graden av blanding mellom det ettlags metalloverflatelaget 216, og kan omgi hele tykkelsen til nanomatrise 416 eller bare en del av denne. I en eksempelvis utførelsesform av kompaktert pulverprodukt 400 dannet ved bruk av et ettlags pulver 210, kan kompaktert pulverprodukt 400 omfatte spredte partikler 414 inkludert Mg, Al, Zn eller Mn, eller en kombinasjon av disse, slik det beskrives her, og nanomatrise 416 kan omfatte Al, Zn, Mn, Mg, Mo, W, Cu, Fe, Si, Ca, Co, Ta, Re eller Ni, eller et oksid, karbid eller nitrid derav, eller en kombinasjon av noen av de ovennevnte materialene, inkludert kombinasjoner hvor nanomatrisematerialet 420 av cellulær nanomatrise 416, inkludert bindingslag 419, har en kjemisk sammensetning og kjernematerialet 418 til spredte partikler 414 har en kjemisk sammensetning som er forskjellig fra den kjemiske sammensetningen av nanomatrisematerialet 416. Forskjellen i den kjemiske sammensetningen til nanomatrisematerialet 420 og kjernematerialet 418 kan brukes for å gi valgbar og styrbar oppløsning som en reaksjon på en endring av en egenskap i borehullet, inkludert et borehullfluid, slik det beskrives her. I en ytterligere eksempelvis utførelsesform av et kompaktert pulverprodukt 400 dannet fra et pulver 210 som har en ettlags overflate lags konfigu rasjon, omfatter spredte partikler 414 Mg, Al, Zn eller Mn, eller en kombinasjon av disse, og den cellulære nanomatrisen 416 omfatter Al eller Ni, eller en kombinasjon av disse.
[0052] Som vist i figur 7, i en annen eksempelvis utførelsesform, dannes kompaktert pulverprodukt 400 fra pulverpartikler 212 hvor overflatelaget 216 omfatter et flerlags overflatelag 216, med en mengde overflatelag og den resulterende nanomatrisen 416 mellom de tilstøtende av mengden av spredte partikler 414 omfatter mengden lag (t) som omfatter overflatelaget 216 på én partikkel 212, et bindingslag 419, og mengden av lag som omfatter overflatelaget 216 til en annen av pulverpartiklene 212.1 figur 7, illustreres dette med et tolags metalloverflatelag 216, men det vil bli forstått at mengden av lag i flerlags metalloverflatelag 216 kan omfatte et ønsket antall lag. Tykkelsen (t) på bindingslaget 419 bestemmes igjen av graden av blanding mellom mengden lag til de henholdsvise overflatelagene 216, og kan omgi hele tykkelsen til nanomatrise 416 eller bare en del av denne. I denne utførelsesformen, kan mengden lag som omfatter hvert overflatelag 216 brukes til å styre blanding og dannelse av bindingslag 419 og tykkelse (t).
[0053] Sintrede og smidde kompakterte pulverprodukter 400 som omfatter spredte partikler 414 som omfatter Mg og nanomatrise 416 som omfatter forskjellige nanomatrisematerialer slik det beskrives her, har vist en utmerket kombinasjon av mekanisk styrke og lav tetthet som eksemplifiserer de lette, høystyrkematerialene som beskrives her. Eksempler på kompakterte pulverprodukter 400 som har rene Mg spredte partikler 414 og forskjellige nanomatriser 416 dannet fra pulvere 210 har rene Mg partikkelkjerner 214 og forskjellige ettlags og flerlags metalloverflatelag 216 som omfatter Al, Ni, W eller Al203, eller en kombinasjon av disse. Disse kompakterte pulverproduktene 400 er blitt utsatt for forskjellig mekanisk og annen prøving, inkludert tetthetsprøving, og deres atferd ved oppløsning og nedbrytning av mekanisk egenskap er også blittkarakterisertslik det beskrives her. Resultatene angir at disse materialene kan konfigureres til å gi et bredt omfang valgbar og styrbar korrosjons- eller oppløsningsatferd fra veldig lave korrosjonshastigheter til ekstremt høye korrosjonshastigheter, spesielt korrosjonshastigheter som både er lavere og høyere en de for komprimerte pulverprodukter som ikke innlemmer den cellulære nanomatrisen, slik som et sintret produkt dannet av rent Mg-pulver gjennom de samme kompakterings- og sintringsprosessene i sammenligning med de som omfatter rene Mg spredte partikler i de forskjellige cellulære nanomatrisene beskrevet her. Disse kompakterte pulverproduktene 200 kan også konfigureres til å gi vesentlig økte egenskaper i sammenligning med kompakterte pulverprodukter dannet fra rene Mg-partikler som ikke omfatter nanoskalabeleggene beskrevet her. Kompakterte pulverprodukter 400 som omfatter spredte partikler 414 som omfatter Mg og nanomatrise 416 som omfatter forskjellige nanomatrisematerialer 420 beskrevet her, har påvist trykkstyrker i romtemperatur på minst omtrent 37 ksi, og har videre påvist trykkstyrker i romtemperatur utover omtrent 50 ksi, begge tørre og nedsenket i en løsning med 3 % KCI ved 200 °F. I motsetning til dette, har kompakterte pulverprodukter dannet fra rene Mg-pulvere en trykkstyrke på omtrent 20 ksi eller mindre. Styrken på nanomatrise kompaktert pulvermetallprodukt 400 kan videre forbedres ved å optimalisere pulver 210, spesielt vektprosentdelen til nanoskala metalloverflatelagene 16 som brukes til å danne cellulær nanomatrise 416. Styrken på nanomatrise kompaktert pulvermetallprodukt 400 kan videre forbedres ved å optimalisere pulver 210, spesielt vektprosentdelen til nanoskala metalloverflatelagene 216 som brukes til å danne cellulær nanomatrise 416. For eksempel, ved å variere vektprosentdelen (wt. %), dvs., tykkelse, av et aluminiumoksidbelegg inne i en cellulær nanomatrise 416 dannet fra belagte pulverpartikler 212 som omfatter et flerlags (AI/AI2O3/AI) metalloverflatelag 216 på rene Mg partikkelkjerner 214, gis enøkning på 21 % sammenlignet med den for 0 wt % aluminiumsoksid.
[0054] Kompakterte pulverprodukter 400 som omfatter spredte partikler 414 som omfatter Mg og nanomatrise 416 som omfatter forskjellige nanomatrisematerialer slik det beskrives her, har også vist en skjærfasthet i romtemperatur på minst omtrent 20 ksi. Dette er i motsetning til kompakterte pulverprodukter dannet fra rene Mg-pulvere som har
skjærfastheter i romtemperatur på omtrent 8 ksi.
[0055] Kompakterte pulverprodukter 400 av de typene som beskrives her, er i stand til å oppnå en faktisk tetthet som er vesentlig lik den forhåndsbestemte teoretiske tettheten til et kompaktmateriale på grunnlag av sammensetningen til pulver 210, inkludert relative mengder konstituenter av partikkelkjerner 214 og metalloverflatelag 216, og beskrives også her som fullstendig faste kompakterte pulverprodukter. Kompakterte pulverprodukter 400 som omfatter spredte partikler som inkluderer Mg og nanomatrise 416 som inkluderer forskjellige nanomatrisematerialer slik det beskrives her, har vist faktiske tettheter på omtrent 1,738 g/cm<3>til omtrent 2,50 g/cm<3>, som er vesentlig lik de forhåndsbestemte teoretiske tetthetene, med et avvik på maksimum 4 % fra de forhåndsbestemte teoretiske tetthetene.
[0056] Kompakterte pulverprodukter 400 slik det beskrives her kan konfigureres til å være valgbart og styrbart oppløselig i et borehullfluid som en reaksjon på en endret tilstand i et borehull. Eksempler på den endrede tilstanden som kan utnyttes for å gi valgbar og styrbar oppløselighet omfatter en endring i temperatur, endring i trykk, endring i strømningshastighet, endring i pH eller endring i den kjemiske sammensetningen av borehullfluidet, eller en kombinasjon av disse. Et eksempel på en endret tilstand som omfatter en temperaturendring inkluderer en endring i borehullfluidtemperatur. For eksempel har kompakterte pulverprodukter 400 som omfatter spredte partikler 414 som inkluderer Mg og cellulær nanomatrise 416 som inkluderer forskjellige nanomatrisematerialer slik det beskrives her, relativt lave korrosjonshastigheter i en 3 % KCI løsning i romtemperatur som strekker seg fra omtrent 0 til omtrent 11 mg/cm<2>/t i sammenligning med relativt høye korrosjonshastigheter ved 200 °F som strekker seg fra omtrent 1 til omtrent 246 mg/cm<2>/t avhengig av forskjellige nanoskala overflatelag 216. Et eksempel på endret tilstand som omfatter en endring i kjemisk sammensetning omfatter en endring i en kloridionkonsentrasjon eller pH-verdi, eller begge, til borehullfluidet. For eksempel viser kompakterte pulverprodukter 400 som omfatter spredte partikler 414 som inkluderer Mg og nanomatrise 416 som inkluderer forskjellige nanoskala belegg beskrevet her korrosjonshastigheter på 15 % HCI som strekker seg fra omtrent 4750 mg/cm<2>/t til omtrent 7432 mg/cm<2>/t. Følgelig, kan valgbar og styrbar oppløselighet som en reaksjon på en endret tilstand i borehullet, det vil si endringen i borehullfluidets kjemiske sammensetning fra KCI til HCI, brukes til å oppnå en karakteristisk reaksjon slik det fremstilles grafisk i figur 8, som viser at ved en valgt forhåndsbestemt kritisk operasjonstid (CST) kan en endret tilstand pålegges det kompakterte pulverproduktet 400 når det anvendes i et gitt anvendelsesområde, slik som et borehullmiljø, som forårsaker en styrbar endring i en egenskap tilhørende kompaktert pulverprodukt 400 som en reaksjon på en endret tilstand i det miljøet hvor det anvendes. For eksempel, ved en forhåndsbestemt CST som endrer et borehullfluid som er i berøring med pulverkontakt 400 fra et første fluid (f.eks. KCI) som gir en første korrosjonshastighet og et vekttap eller en styrke avhengig av tid tilknyttet et andre borehullfluid (f.eks. HCI) som gir en andre korrosjonshastighet og tilknyttet vekttap og styrke avhengig av tid, der korrosjonshastigheten tilknyttet det første fluidet er mye lavere enn korrosjonshastigheten tilknyttet det andre fluidet. Denne karakteristiske reaksjonen på en endring i borehullfluidets tilstand kan brukes, for eksempel, til å forbinde den kritiske operasjonstiden med en størrelsestapsgrense eller en minstestyrke som påkreves for et spesielt anvendelsesområde, slik som når et borehullverktøy eller komponent dannet fra et kompaktert pulverprodukt 400 slik det beskrives her ikke lenger påkreves ved drift av borehullet (f.eks. i CST-en), kan tilstanden i borehullet (f.eks. borehullfluidets kloridionkonsentrasjon) endres for å forårsake den raske oppløsningen av kompaktert pulverprodukt 400 og fjerning av dette fra borehullet. I eksempelet beskrevet over, er kompaktert pulverprodukt 400 valgbart oppløselig ved en hastighet som strekker seg fra omtrent 0 til omtrent 7000 mg/cm<2>/t. Dette reaksjonsområdet gir for eksempel evnen til å fjerne en kule med 3 tommers diameter dannet fra dette materialet fra et borehull ved å endre borehullfluidet på under en time. Den valgbare og styrbare oppløselighetsatferden beskrevet over, sammen med de utmerkede styrke- og lav tetthetsegenskaper beskrevet her, definerer et nytt konstruert spredt partikkel-nanomatrisemateriale som er konfigurert til kontakt med et fluid og konfigurert til å gi en valgbar og styrbar overgang fra én av en første styrketilstand til en andre styrketilstand som er lavere enn en funksjonell styrketerskel, eller en første vekttapsmengde til en andre vekttaps mengde som er større enn en vekttapsgrense, avhengig av tid i berøring med fluidet. Det spredte partikkel-nanomatrisekomposittet er karakteristisk for de kompakterte pulverproduktene 400 beskrevet her og omfatter en cellulær nanomatrise 416 av nanomatrisematerialet 420, en mengde spredte partikler 414 inkludert partikkelkjernemateriale 418 som er spredt inne i matrisen. Nanomatrise 416 karakteriseres av et faststoff bindingslag 419, som strekker seg gjennom nanomatrisen. Tiden i kontakt med fluidet beskrevet over kan omfatte CST-en slik det beskrives over. CST-en kan omfatte en forhåndsbestemt tid som er ønsket eller påkrevd for å oppløse en forhåndsbestemt del av det kompakterte pulverproduktet 400 som er i kontakt med fluidet. CST-en kan også omfatte en tid som samsvarer med en endring i egenskapen til det konstruerte materialet eller fluidet, eller en kombinasjon av disse. I tilfelle en endring av en egenskap tilhørende det konstruerte materialet, kan endringen inkludere en endring av en temperatur tilhørende det konstruerte materialet. I det tilfellet hvor det er en endring i fluidets egenskap, kan endringen inkludere en endring i en fluidtemperatur, trykk, strømingshastighet, kjemisk sammensetning eller pH eller en kombinasjon av disse. Både det konstruerte materialet og endringen av egenskapen til det konstruerte materialet eller fluidet, eller en kombinasjon av disse, kan skreddersys til å gi ønsket CST reaksjonskarakteristikker, inkludert endringshastigheten til den spesielle egenskapen (f.eks., vekttap, tap av styrke) både før CST-en (f.eks., Trinn 1) og etter CST-en (f.eks., Trinn 2), slik det illustreres i figur 8.
[0057] Uten å være begrenset av teori, dannes kompakterte pulverprodukter 400 fra belagte pulverpartikler 212 som inkluderer en partikkelkjerne 214 og tilknyttet kjernemateriale 218 samt et metalloverflatelag 216 og et tilknyttet metalloverflatelag 220 for å danne en vesentlig kontinuerlig, tredimensjonal, cellulær nanomatrise 216 som inkluderer et nanomatrisemateriale 420 dannet ved sintring og den tilknyttede fordelingsbindingen av de henholdsvise overflatelagene 216 som inkluderer en mengde spredte partikler 414 av partikkelkjernematerialene 418. Denne unike strukturen kan inkludere metastabile kombinasjoner av materialer som ville være svært vanskelig eller umulig å danne ved solidifisering fra en smeltemasse med samme relative mengde konstituentmaterialer. Overflatelagene og tilknyttede beleggmaterialer kan velges for å gi valgbar og styrbar oppløsning i et forhåndsbestemt fluidmiljø, slik som et borehullmiljø, hvor det forhåndsbestemte fluidet kan være et allment brukt borehullfluid som enten injiseres inn i borehullet eller ekstraheres fra borehullet. Slik det ytterligere vil bli forstått fra beskrivelsen her, eksponerer den styrte oppløsningen av nanomatrisen kjernematerialenes spredte partikler. Partikkelkjernematerialene kan også velges for også å gi valgbar og styrbar oppløsning i borehullfluidet. Alternativt kan de også velges for å gi en spesiell mekanisk egenskap, slik som en trykkstyrke eller skjærfasthet, til det kompakterte pulverproduktet 400, uten nødvendigvis å gi valgbar og styrbar oppløsning av selve kjernematerialene, siden valgbar og styrbar oppløsning av nanomatrisematerialet som omgir disse partiklene nødvendigvis vil frigjøre dem slik at de bæres bort av borehullfluidet. Den mikrostrukturene morfologien til den vesentlig kontinuerlige, celullære nanomatrisen 416, som kan velges for å gi et forsterkningsfasemateriale, med spredte partikler 414, som kan velges for å gi ekviaksede spredte partikler 414, gir disse kompakterte pulverproduktene økte mekaniske egenskaper, inkludert trykkstyrke og skjærfasthet, siden den resulterende morfologien til nanomatrise/spredte partikler kan manipuleres for å gi forsterkning gjennom de prosessene som er beslektet med tradisjonelle forsterknings me ka nis me r, slik som kornstørrelsesreduksjon, løsningsherding gjennom bruk av fremmedatomer, utfellings- eller aldringsherding og struktur/deformasjonsmekanismer. Den nanomatrise/spredte partikkelstrukturen tenderer mot å begrense dislokasjonsbevegelse i kraft av de mange partikkelnanomatrisegrenseflatene, og grenseflatene mellom diskrete lag inne i nanomatrisematerialet slik det beskrives her. Dette eksemplifiseres i disse materialenes frakturatferd. Et kompaktert pulverprodukt 400 laget ved bruk av ubelagt rent Mg-pulver utsettes for en skjærspenning som er tilstrekkelig til å indusere intergranulært brudd vist av feil. I motsetning til dette, et kompaktert pulverprodukt 400 laget ved bruk av pulverpartikler 212 med rene Mg pulverpartikkelkjerner 214 til å danne spredte partikler 414 og metalloverflatelag 216 som inkluderer Al for å danne nanomatrise 416 og som er utsatt for en skjærspenning som er tilstrekkelig til å indusere transgranulært brudd påvist ved svikt og en vesentlig høyere bruddspenning slik det beskrives her. Fordi disse materialene har høystyrke-karakteristikker, kan kjernematerialet og beleggmaterialet velges for å bruke materialer med lav tettet eller andre materialer med lav tetthet, slik som metaller med lav tetthet, keramikk, glass eller karbon, som ellers ikke ville gi de nødvendige fasthetskarakteristikkene til bruk i de ønskede anvendelsesområdene, inkludert borehullverktøyer og -komponenter.
[0058] Selv om oppfinnelsen er blitt beskrevet med henvisning til en eksempelvis utførelsesform eller utførelsesformer, vil det bli forstått av fagkyndige på området at forskjellige endringer kan bli utført og ekvivalenter kan bli erstattet med elementer herav uten å avvike fra oppfinnelsens omfang. Dessuten kan mange endringer gjøres for å tilpasse en spesiell situasjon eller materiale til oppfinnelsens lære uten å avvike fra det vesentlige området til denne. Derfor er det ment at oppfinnelsen ikke skal begrenses til den særlige beskrevne utførelsesformen som den beste fremgangsmåten som er overveid for å iverksette denne oppfinnelsen, men at oppfinnelsen skal omfatte alle utførelsesformer som kommer inn under patentkravenes område. I tegningene og beskrivelsen er det også beskrevet eksempelvise utførelsesformer av oppfinnelsen og selv om spesifikke benevnelser kan ha blitt brukt, er de med mindre noe annet er oppgitt kun brukt i generisk og beskrivende viktighet og ikke med det formål å begrense, og oppfinnelsens område er derfor ikke så begrenset. Videre antyder ikke bruken av benevnelsene første, andre, mv. noen rekkefølge eller betydning, men benevnelsene første, andre, mv. er snarere brukt for å atskille et element fra et annet. Dernest antyder ikke bruken av benevnelsene, en, ett, mv. en mengdebegrensning, men antyder snarere tilstedeværelsen av minst ett av de henviste elementene.

Claims (23)

  1. Gjenstanden for patentet: 1. Fremgangsmåte for å trekke proppen ut av et sete, som omfatter: å oppløse minst én overflate av en propp som er innsatt mot setet; og å fjerne proppen fra setet.
  2. 2. Fremgangsmåte for å trekke proppen ut av et sete i henhold til krav 1, der oppløsningen omfatter korrodering.
  3. 3. Fremgangsmåte for å trekke proppen ut av et sete i henhold til krav 1, der minst én overflate er på en mantel av proppen.
  4. 4. Fremgangsmåte for å trekke proppen ut av et sete i henhold til krav 1, der proppen er en kule.
  5. 5. Fremgangsmåte for å trekke proppen ut av et sete i henhold til krav 1, der fjerningen omfatter åpning.
  6. 6. Fremgangsmåte for å trekke ut proppen av et sete i henhold til krav 1, der fjerningen omfatter løsning.
  7. 7. Propp som omfatter en hoveddel med en ytre overflate konfigurert til å innkoble et sete på en innsettende måte, der minst den ytre overflaten av proppen er konfigurert til å oppløses ved eksponering for et målmiljø.
  8. 8. Propp i henhold til krav 7, som videre omfatter en mantel som omgir hoveddelen og avgrenser den ytre overflaten.
  9. 9. Propp i henhold til krav 8, der mantelen er dimensjonert til å tillate passasje av hoveddelen gjennom setet ved oppløsning av mantelen.
  10. 10. Propp i henhold til krav 7, der oppløsningen av den ytre overflaten fjerner proppen fra setet.
  11. 11. Propp i henhold til krav 7, der oppløsningen skjer ved en kjent hastighet.
  12. 12. Propp i henhold til krav 7, der oppløsningen skjer ved en ensartet hastighet.
  13. 13. Propp i henhold til krav 7, der proppen er en kule.
  14. 14. Propp i henhold til krav 7, der målmiljøet omfatter et borehullfluid.
  15. 15. Propp i henhold til krav 7, der målmiljøet omfatter høye temperaturer.
  16. 16. Propp i henhold til krav 7, der målmiljøet omfatter høye trykk.
  17. 17. Propp i henhold til krav 7, der proppen er understøttende for bruddtrykk forut for oppløsning av den.
  18. 18. Propp i henhold til krav 7, der minst én del av hoveddelen som avgrenser den ytre overflaten er laget av et sintret pulvermetall, som omfatter: en vesentlig kontinuerlig, cellulær nanomatrise som omfatter et nanomatrisemateriale; en mengde spredte partikler som omfatter et partikkelkjernemateriale som omfatter Mg, Al, Zn eller Mn, eller en kombinasjon av disse, spredt i den cellulære nanomatrisen; og et faststoff bindingslag som strekker seg gjennom den cellulære nanomatrisen mellom de spredte partiklene.
  19. 19. Propp i henhold til krav 18, der de spredte partiklene omfatter Mg-Zn, Mg-Zn, Mg-Al, Mg-Mn, Mg-Zn-Y, Mg-AI-Si eller Mg-AI-Zn.
  20. 20. Propp i henhold til krav 18, der de spredte partiklene har en gjennomsnittlig partikkelstørrelse på omtrent 5 u.m til omtrent 300 u.m.
  21. 21. Propp i henhold til krav 18, der de spredte partiklene har en ekviakset partikkelform.
  22. 22. Propp i henhold til krav 18, der nanomatrisematerialet omfatter Al, Zn, Mn, Mg, Mo, W, Cu, Fe, Si, Ca, Co, Ta, Re eller Ni, eller et oksid, et karbid eller nitrid derav eller en kombinasjon av noen av de ovennevnte materialene, og der nanomatrisematerialet har en kjemisk sammensetning og partikkelkjernematerialet har en kjemisk sammensetning som er forskjellig fra nanomatrisematerialets kjemiske sammensetning.
  23. 23. Propp i henhold til krav 18, der den cellulære nanomatrisen har en gjennomsnittlig tykkelse på omtrent 50 nm til omtrent 5000 nm.
NO20130496A 2010-11-16 2011-10-27 Propp som omfatter en hoveddel med en ytre overflate konfigurert til å innkoble et sete på en innsettende måte, der minst den ytre overflate av proppen er konfigurert til å oppløses ved eksponering for et målmiljø NO346604B1 (no)

Applications Claiming Priority (2)

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
PCT/US2011/058112 WO2012067786A2 (en) 2010-11-16 2011-10-27 Plug and method of unplugging a seat

Publications (2)

Publication Number Publication Date
NO20130496A1 true NO20130496A1 (no) 2013-05-03
NO346604B1 NO346604B1 (no) 2022-10-24

Family

ID=46046765

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20130496A NO346604B1 (no) 2010-11-16 2011-10-27 Propp som omfatter en hoveddel med en ytre overflate konfigurert til å innkoble et sete på en innsettende måte, der minst den ytre overflate av proppen er konfigurert til å oppløses ved eksponering for et målmiljø

Country Status (8)

Country Link
US (1) US8573295B2 (no)
AU (2) AU2011329424B2 (no)
BR (1) BR112013011764B1 (no)
CA (1) CA2816744C (no)
DK (1) DK180394B1 (no)
GB (1) GB2499739B (no)
NO (1) NO346604B1 (no)
WO (1) WO2012067786A2 (no)

Families Citing this family (116)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8327931B2 (en) 2009-12-08 2012-12-11 Baker Hughes Incorporated Multi-component disappearing tripping ball and method for making the same
US9101978B2 (en) 2002-12-08 2015-08-11 Baker Hughes Incorporated Nanomatrix powder metal compact
US9682425B2 (en) 2009-12-08 2017-06-20 Baker Hughes Incorporated Coated metallic powder and method of making the same
US8403037B2 (en) 2009-12-08 2013-03-26 Baker Hughes Incorporated Dissolvable tool and method
US9079246B2 (en) 2009-12-08 2015-07-14 Baker Hughes Incorporated Method of making a nanomatrix powder metal compact
US9109429B2 (en) 2002-12-08 2015-08-18 Baker Hughes Incorporated Engineered powder compact composite material
US8535604B1 (en) 2008-04-22 2013-09-17 Dean M. Baker Multifunctional high strength metal composite materials
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
US9227243B2 (en) 2009-12-08 2016-01-05 Baker Hughes Incorporated Method of making a powder metal compact
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
US9243475B2 (en) 2009-12-08 2016-01-26 Baker Hughes Incorporated Extruded powder metal compact
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
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
US9090956B2 (en) 2011-08-30 2015-07-28 Baker Hughes Incorporated Aluminum alloy powder metal compact
US9856547B2 (en) 2011-08-30 2018-01-02 Bakers Hughes, A Ge Company, Llc Nanostructured 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
US9187990B2 (en) 2011-09-03 2015-11-17 Baker Hughes Incorporated Method of using a degradable shaped charge and perforating gun system
US9133695B2 (en) 2011-09-03 2015-09-15 Baker Hughes Incorporated 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
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
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
US9657543B2 (en) 2012-06-14 2017-05-23 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore isolation device containing a substance that undergoes a phase transition
US10145194B2 (en) * 2012-06-14 2018-12-04 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of removing a wellbore isolation device using a eutectic composition
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
MX2016000134A (es) * 2013-08-02 2016-07-08 Halliburton Energy Services Inc Dispositivo de aislamiento de pozo que contiene una sustancia que experimenta un cambio de fase.
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
EP3105412B1 (en) 2014-02-14 2023-05-17 Halliburton Energy Services Inc. Selective restoration of fluid communication between wellbore intervals using degradable substances
US10150713B2 (en) 2014-02-21 2018-12-11 Terves, Inc. Fluid activated disintegrating metal system
WO2015127177A1 (en) 2014-02-21 2015-08-27 Terves, Inc. Manufacture of controlled rate dissolving materials
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
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
US9903186B2 (en) 2014-05-06 2018-02-27 Integrated Production Services, Inc. Ball plunger lift system for high deviated wellbores
CA2951629C (en) 2014-08-13 2018-09-25 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable downhole tools comprising retention mechanisms
US9976548B2 (en) 2014-08-28 2018-05-22 Superior Energy Services, L.L.C. Plunger lift assembly with an improved free piston assembly
US11613688B2 (en) 2014-08-28 2023-03-28 Halliburton Energy Sevices, Inc. Wellbore isolation devices with degradable non-metallic components
CA2954990C (en) 2014-08-28 2018-08-28 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable downhole tools comprising magnesium alloys
US10006274B2 (en) 2014-08-28 2018-06-26 Superior Energy Services, L.L.C. Durable dart plunger
MX2017001258A (es) 2014-08-28 2017-05-01 Halliburton Energy Services Inc Dispositivos de aislamiento de pozos degradables con grandes areas de flujo.
AU2015307095B2 (en) 2014-08-28 2018-03-01 Halliburton Energy Services, Inc. Subterranean formation operations using degradable wellbore isolation devices
US9777550B2 (en) * 2014-11-24 2017-10-03 Baker Hughes Incorporated Degradable casing seal construction for downhole applications
US10196880B2 (en) 2014-12-29 2019-02-05 Halliburton Energy Services, Inc. Multilateral junction with wellbore isolation
WO2016108815A1 (en) 2014-12-29 2016-07-07 Halliburton Energy Services, Inc. Multilateral junction with wellbore isolation using degradable isolation components
US9910026B2 (en) 2015-01-21 2018-03-06 Baker Hughes, A Ge Company, Llc High temperature tracers for downhole detection of produced water
CA2970826C (en) * 2015-01-26 2019-06-11 Halliburton Energy Services, Inc. Dissolvable and millable isolation devices
US10378303B2 (en) 2015-03-05 2019-08-13 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Downhole tool and method of forming the same
EP3277916B1 (en) 2015-04-02 2020-03-11 Services Petroliers Schlumberger Wellbore plug and abandonment
US10408012B2 (en) 2015-07-24 2019-09-10 Innovex Downhole Solutions, Inc. Downhole tool with an expandable sleeve
US9976381B2 (en) 2015-07-24 2018-05-22 Team Oil Tools, Lp Downhole tool with an expandable sleeve
WO2017019500A1 (en) 2015-07-24 2017-02-02 Team Oil Tools, Lp 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
US20170183950A1 (en) * 2015-11-10 2017-06-29 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
US20180328140A1 (en) * 2015-12-31 2018-11-15 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
WO2018164780A2 (en) * 2017-01-30 2018-09-13 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
US12059511B2 (en) 2018-04-16 2024-08-13 Martha Elizabeth Hightower Baker Dissolvable compositions that include an integral source of electrolytes
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
US10975646B2 (en) 2018-07-26 2021-04-13 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Object removal enhancement arrangement and method
US10900311B2 (en) 2018-07-26 2021-01-26 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
US11834919B2 (en) 2021-01-14 2023-12-05 Thru Tubing Solutions, Inc. Downhole plug deployment

Family Cites Families (477)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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
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
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
US4688641A (en) 1986-07-25 1987-08-25 Camco, Incorporated Well packer with releasable head and method of releasing
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
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
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
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
US4986361A (en) 1989-08-31 1991-01-22 Union Oil Company Of California 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
US5090480A (en) 1990-06-28 1992-02-25 Slimdril International, Inc. Underreamer with simultaneously expandable cutter blades and method
US5036921A (en) 1990-06-28 1991-08-06 Slimdril International, Inc. Underreamer with sequentially expandable cutter blades
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
US5454430A (en) 1992-08-07 1995-10-03 Baker Hughes Incorporated Scoophead/diverter assembly for completing lateral wellbores
US5623993A (en) 1992-08-07 1997-04-29 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for sealing and transfering force in a wellbore
US5477923A (en) 1992-08-07 1995-12-26 Baker Hughes Incorporated Wellbore completion using measurement-while-drilling techniques
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
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
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
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
US5435392A (en) 1994-01-26 1995-07-25 Baker Hughes Incorporated Liner tie-back sleeve
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
US5425424A (en) 1994-02-28 1995-06-20 Baker Hughes Incorporated Casing valve
DE4407593C1 (de) 1994-03-08 1995-10-26 Plansee Metallwerk Verfahren zur Herstellung von Pulverpreßlingen hoher Dichte
US5456327A (en) 1994-03-08 1995-10-10 Smith International, Inc. O-ring seal for rock bit bearings
US5826661A (en) 1994-05-02 1998-10-27 Halliburton Energy Services, Inc. Linear indexing apparatus and methods of using same
US5479986A (en) * 1994-05-02 1996-01-02 Halliburton Company Temporary plug system
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
US5934372A (en) 1994-10-20 1999-08-10 Muth Pump Llc Pump system and method 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
US5765639A (en) 1994-10-20 1998-06-16 Muth Pump Llc Tubing pump system 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
WO1996028269A1 (fr) 1995-03-14 1996-09-19 Nittetsu Mining Co., Ltd. Poudre a pellicule multicouche sur sa surface et son procede de preparation
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
WO1997016838A1 (en) 1995-10-31 1997-05-09 Ecole Polytechnique Federale De Lausanne A battery of photovoltaic cells and process for manufacturing the same
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
US6349766B1 (en) 1998-05-05 2002-02-26 Baker Hughes Incorporated Chemical actuation of downhole tools
US6675889B1 (en) 1998-05-11 2004-01-13 Offshore Energy Services, Inc. Tubular filling system
BR9910447A (pt) 1998-05-14 2001-01-02 Fike Corp Válvula basculante de furo descendente
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
US6213202B1 (en) 1998-09-21 2001-04-10 Camco International, Inc. Separable connector for coil tubing deployed systems
US6142237A (en) 1998-09-21 2000-11-07 Camco International, Inc. Method for coupling and release of submergible equipment
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
US7600572B2 (en) 2000-06-30 2009-10-13 Bj Services Company Drillable bridge plug
US7255178B2 (en) 2000-06-30 2007-08-14 Bj Services Company Drillable bridge plug
WO2002002900A2 (en) 2000-06-30 2002-01-10 Watherford/Lamb, Inc. Apparatus and method to complete a multilateral junction
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
US7331388B2 (en) 2001-08-24 2008-02-19 Bj Services Company Horizontal single trip system with rotating jetting tool
US7017664B2 (en) 2001-08-24 2006-03-28 Bj Services Company Single trip horizontal gravel pack and stimulation system and method
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
AU2002334963A1 (en) 2001-10-09 2003-04-22 Burlington Resources Oil And 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
GB2402443B (en) 2002-01-22 2005-10-12 Weatherford Lamb Gas operated pump for hydrocarbon wells
US7445049B2 (en) 2002-01-22 2008-11-04 Weatherford/Lamb, Inc. Gas operated pump for hydrocarbon wells
US7096945B2 (en) 2002-01-25 2006-08-29 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
US6899176B2 (en) 2002-01-25 2005-05-31 Halliburton Energy Services, Inc. Sand control screen assembly and treatment method using the same
US6776228B2 (en) 2002-02-21 2004-08-17 Weatherford/Lamb, Inc. Ball dropping assembly
US6715541B2 (en) 2002-02-21 2004-04-06 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
US6945331B2 (en) 2002-07-31 2005-09-20 Schlumberger Technology Corporation 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
AU2003269322A1 (en) 2002-09-11 2004-04-30 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
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
US9079246B2 (en) 2009-12-08 2015-07-14 Baker Hughes Incorporated Method of making a nanomatrix powder metal compact
US8327931B2 (en) * 2009-12-08 2012-12-11 Baker Hughes Incorporated Multi-component disappearing tripping ball and method for making the same
US9101978B2 (en) 2002-12-08 2015-08-11 Baker Hughes Incorporated Nanomatrix powder metal compact
US8297364B2 (en) 2009-12-08 2012-10-30 Baker Hughes Incorporated Telescopic unit with dissolvable barrier
US9682425B2 (en) 2009-12-08 2017-06-20 Baker Hughes Incorporated Coated metallic powder and method of making the same
CA2511826C (en) 2002-12-26 2008-07-22 Baker Hughes Incorporated Alternative packer setting method
JP2004225084A (ja) 2003-01-21 2004-08-12 Nissin Kogyo Co Ltd 自動車用ナックル
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
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
EP1604093B1 (en) 2003-03-13 2009-09-09 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
GB2428719B (en) 2003-04-01 2007-08-29 Specialised Petroleum Serv Ltd Method of Circulating Fluid in a Borehole
US20060102871A1 (en) 2003-04-08 2006-05-18 Xingwu Wang Novel composition
WO2004092292A1 (ja) 2003-04-14 2004-10-28 Sekisui Chemical Co., Ltd. 被着体の剥離方法
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
US20040231845A1 (en) 2003-05-15 2004-11-25 Cooke Claude E. Applications of degradable polymers in wells
US20090107684A1 (en) 2007-10-31 2009-04-30 Cooke Jr Claude E Applications of degradable polymers for delayed mechanical changes in wells
US8181703B2 (en) 2003-05-16 2012-05-22 Halliburton Energy Services, Inc. Method useful for controlling fluid loss in subterranean formations
WO2004111284A2 (en) 2003-06-12 2004-12-23 Element Six (Pty) Ltd Composite material for drilling applications
CA2530471A1 (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
JP4593473B2 (ja) 2003-10-29 2010-12-08 住友精密工業株式会社 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
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
US7353879B2 (en) 2004-03-18 2008-04-08 Halliburton Energy Services, Inc. Biodegradable downhole tools
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
US7363967B2 (en) 2004-05-03 2008-04-29 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole tool with navigation system
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
US8999364B2 (en) 2004-06-15 2015-04-07 Nanyang Technological University Implantable article, method of forming same and method for reducing thrombogenicity
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
US7825181B2 (en) 2004-12-03 2010-11-02 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Modified layered fillers and their use to produce nanocomposite compositions
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
US7387165B2 (en) 2004-12-14 2008-06-17 Schlumberger Technology Corporation System for completing multiple well intervals
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
US7640988B2 (en) 2005-03-18 2010-01-05 Exxon Mobil Upstream Research Company Hydraulically controlled burst disk subs and methods for their use
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
US8567494B2 (en) 2005-08-31 2013-10-29 Schlumberger Technology Corporation Well operating elements comprising a soluble component and methods of use
US8230936B2 (en) 2005-08-31 2012-07-31 Schlumberger Technology Corporation Methods of forming acid particle based packers for wellbores
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
US20110067889A1 (en) 2006-02-09 2011-03-24 Schlumberger Technology Corporation Expandable and degradable downhole hydraulic regulating assembly
US8220554B2 (en) 2006-02-09 2012-07-17 Schlumberger Technology Corporation Degradable whipstock apparatus and method of use
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
DK1840325T3 (da) 2006-03-31 2012-12-17 Schlumberger Technology Bv Fremgangsmåde og indretning til at cementere et perforeret foringsrør
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
US7866385B2 (en) 2006-04-21 2011-01-11 Shell Oil Company Power systems utilizing the heat of produced formation fluid
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
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
US7478676B2 (en) 2006-06-09 2009-01-20 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and devices for treating multiple-interval well bores
US7575062B2 (en) 2006-06-09 2009-08-18 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
EP2082619B1 (en) 2006-11-06 2022-10-12 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
US8028767B2 (en) 2006-12-04 2011-10-04 Baker Hughes, Incorporated Expandable stabilizer with roller reamer elements
US8056628B2 (en) 2006-12-04 2011-11-15 Schlumberger Technology Corporation System and method for facilitating downhole operations
US7699101B2 (en) 2006-12-07 2010-04-20 Halliburton Energy Services, Inc. Well system having galvanic time release plug
US8485265B2 (en) 2006-12-20 2013-07-16 Schlumberger Technology Corporation Smart actuation materials triggered by degradation in oilfield environments and methods of use
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
US20080223587A1 (en) 2007-03-16 2008-09-18 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
US7503392B2 (en) 2007-08-13 2009-03-17 Baker Hughes Incorporated Deformable ball seat
US7637323B2 (en) 2007-08-13 2009-12-29 Baker Hughes Incorporated Ball seat having fluid activated ball support
US7673677B2 (en) * 2007-08-13 2010-03-09 Baker Hughes Incorporated Reusable ball seat having ball support member
US7644772B2 (en) * 2007-08-13 2010-01-12 Baker Hughes Incorporated Ball seat having segmented arcuate ball support member
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
US20090084600A1 (en) 2007-10-02 2009-04-02 Parker Hannifin Corporation Nano coating for emi gaskets
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
US8196663B2 (en) 2008-03-25 2012-06-12 Baker Hughes Incorporated Dead string completion assembly with injection system and methods
US7806192B2 (en) 2008-03-25 2010-10-05 Foster Anthony P Method and system for anchoring and isolating a wellbore
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
CA2722608C (en) 2008-05-05 2015-06-30 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
US8631877B2 (en) 2008-06-06 2014-01-21 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and methods for inflow control
US8511394B2 (en) 2008-06-06 2013-08-20 Packers Plus Energy Services Inc. Wellbore fluid treatment process and installation
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
US7900696B1 (en) 2008-08-15 2011-03-08 Itt Manufacturing Enterprises, Inc. Downhole tool with exposable and openable flow-back vents
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
CA2775744A1 (en) 2009-09-30 2011-04-07 Baker Hughes Incorporated Remotely controlled apparatus for downhole applications and methods of operation
US20110135805A1 (en) 2009-12-08 2011-06-09 Doucet Jim R High diglyceride structuring composition and products and methods using the same
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
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
WO2011130350A2 (en) 2010-04-16 2011-10-20 Smith International, Inc. Cementing whipstock apparatus and methods
CA2795798C (en) 2010-04-23 2019-08-27 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
WO2012011993A1 (en) 2010-07-22 2012-01-26 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

Also Published As

Publication number Publication date
AU2016203091A1 (en) 2016-06-02
CA2816744A1 (en) 2012-05-24
GB201306862D0 (en) 2013-05-29
DK201300256A (en) 2013-05-01
WO2012067786A3 (en) 2012-07-26
GB2499739B (en) 2018-08-01
BR112013011764B1 (pt) 2021-02-23
DK180394B1 (en) 2021-03-15
AU2016203091B2 (en) 2016-08-18
US20120118583A1 (en) 2012-05-17
WO2012067786A2 (en) 2012-05-24
AU2011329424B2 (en) 2016-02-25
NO346604B1 (no) 2022-10-24
GB2499739A (en) 2013-08-28
CA2816744C (en) 2015-08-04
US8573295B2 (en) 2013-11-05
AU2011329424A1 (en) 2013-05-02
BR112013011764A2 (pt) 2016-09-13

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO20130496A1 (no) Propp og fremgangsmate for a trekke en propp ut av et sete.
US9267347B2 (en) Dissolvable tool
US10669797B2 (en) Tool configured to dissolve in a selected subsurface environment
AU2010328531B2 (en) Telescopic unit with dissolvable barrier
US9022107B2 (en) Dissolvable tool
US8714268B2 (en) Method of making and using multi-component disappearing tripping ball
NO20131664A1 (no) Selektivt hydraulisk bruddverktøy og tilhørende fremgangsmåte.
BR112012022367B1 (pt) disposição e método de controle de fluxo
WO2012162157A2 (en) Formation treatment system and method
CA2926044C (en) Downhole flow inhibition tool and method of unplugging a seat

Legal Events

Date Code Title Description
CHAD Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften)

Owner name: BAKER HUGHES HOLDINGS LLC, US