NO20131664A1 - Selektivt hydraulisk bruddverktøy og tilhørende fremgangsmåte. - Google Patents
Selektivt hydraulisk bruddverktøy og tilhørende fremgangsmåte. Download PDFInfo
- Publication number
- NO20131664A1 NO20131664A1 NO20131664A NO20131664A NO20131664A1 NO 20131664 A1 NO20131664 A1 NO 20131664A1 NO 20131664 A NO20131664 A NO 20131664A NO 20131664 A NO20131664 A NO 20131664A NO 20131664 A1 NO20131664 A1 NO 20131664A1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- borehole
- valve
- valve opening
- powder
- ball seat
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 22
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims description 164
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 117
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 67
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 53
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 53
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 39
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 14
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 claims description 13
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 12
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 9
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 9
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims description 3
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 201
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 107
- 239000011162 core material Substances 0.000 description 106
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 75
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 39
- 230000001413 cellular effect Effects 0.000 description 32
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 30
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 29
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 29
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 28
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 21
- 238000005245 sintering Methods 0.000 description 20
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 19
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 19
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 19
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 17
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 16
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 14
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 12
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 12
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 12
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 12
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 11
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 11
- 229910052748 manganese Inorganic materials 0.000 description 10
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 10
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 8
- 230000006870 function Effects 0.000 description 8
- 230000008569 process Effects 0.000 description 7
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 6
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 6
- 239000007769 metal material Substances 0.000 description 6
- 239000002103 nanocoating Substances 0.000 description 6
- 230000004580 weight loss Effects 0.000 description 6
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 5
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 5
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 5
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 5
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 5
- 229910052761 rare earth metal Inorganic materials 0.000 description 5
- 150000002910 rare earth metals Chemical class 0.000 description 5
- 239000002356 single layer Substances 0.000 description 5
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 5
- 241000169624 Casearia sylvestris Species 0.000 description 4
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000005275 alloying Methods 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 239000011247 coating layer Substances 0.000 description 4
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 4
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 4
- 238000004299 exfoliation Methods 0.000 description 4
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 4
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 241000894007 species Species 0.000 description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 3
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 3
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 3
- 229910052727 yttrium Inorganic materials 0.000 description 3
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 229910000861 Mg alloy Inorganic materials 0.000 description 2
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 2
- 229910052729 chemical element Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000008199 coating composition Substances 0.000 description 2
- 230000000593 degrading effect Effects 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 239000004005 microsphere Substances 0.000 description 2
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 2
- 229910002059 quaternary alloy Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000005728 strengthening Methods 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 description 2
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910052684 Cerium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052691 Erbium Inorganic materials 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910003023 Mg-Al Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000914 Mn alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052779 Neodymium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052777 Praseodymium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 1
- 238000003483 aging Methods 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 230000002902 bimodal effect Effects 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L calcium dibromide Chemical compound [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 238000001311 chemical methods and process Methods 0.000 description 1
- 150000001805 chlorine compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000005253 cladding Methods 0.000 description 1
- 230000001427 coherent effect Effects 0.000 description 1
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012792 core layer Substances 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 239000000428 dust Substances 0.000 description 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 238000010348 incorporation Methods 0.000 description 1
- 230000002452 interceptive effect Effects 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000001788 irregular Effects 0.000 description 1
- 229910052746 lanthanum Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 239000011572 manganese Substances 0.000 description 1
- 239000000155 melt Substances 0.000 description 1
- 239000002923 metal particle Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000002071 nanotube Substances 0.000 description 1
- 150000004767 nitrides Chemical class 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 238000004382 potting Methods 0.000 description 1
- 238000004881 precipitation hardening Methods 0.000 description 1
- 239000002243 precursor Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000003014 reinforcing effect Effects 0.000 description 1
- 230000003252 repetitive effect Effects 0.000 description 1
- 229910052702 rhenium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052706 scandium Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000009919 sequestration Effects 0.000 description 1
- 238000005549 size reduction Methods 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000001778 solid-state sintering Methods 0.000 description 1
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 1
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 1
- 239000002195 soluble material Substances 0.000 description 1
- -1 stainless Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 238000005482 strain hardening Methods 0.000 description 1
- 229910052715 tantalum Inorganic materials 0.000 description 1
- 210000002105 tongue Anatomy 0.000 description 1
- VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L zinc bromide Chemical compound Br[Zn]Br VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/14—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by movement of tools, e.g. sleeve valves operated by pistons or wire line tools
- E21B34/142—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by movement of tools, e.g. sleeve valves operated by pistons or wire line tools unsupported or free-falling elements, e.g. balls, plugs, darts or pistons
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/063—Valve or closure with destructible element, e.g. frangible disc
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B2200/00—Special features related to earth drilling for obtaining oil, gas or water
- E21B2200/06—Sleeve valves
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Powder Metallurgy (AREA)
- Drilling And Boring (AREA)
- Cutting Tools, Boring Holders, And Turrets (AREA)
- Gripping On Spindles (AREA)
- Percussive Tools And Related Accessories (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Description
SELEKTIVT HYDRAULISK BRUDDVERKTØY OG TILHØRENDE FRAMGANGSMÅTE
KRYSSREFERANSE TIL RELATERTE PATENTSØKNADER
[0001] Denne søknaden krever fordelen av US patentsøknad nr. 13/193 028, inngitt 28. juli 2011, som er inkorporert her i sin helhet ved referanse.
BAKGRUNN
[0002] I bore- og kompletteringsbransjen er det vanlig å danne borehull med tanke på produksjon eller injeksjon av fluider. Borehullene brukes til leting eller utvinning av naturressurser som hydrokarboner, olje, gass, vann og C02-sekvestrering. For å bedre produksjonen og øke utvinningshastighetene fra et underjordisk borehull kan formasjonsveggene i borehullet sprekkes opp ved hjelp av trykksatt sementblanding, proppant som inneholder bruddfluid, eller andre behandlingsfluider. Sprekkene i formasjons veggen kan holdes åpne ved hjelp av støvpartiklene så snart injeksjonen av bruddfluider er ferdig.
[0003] Et konvensjonelt bruddsystem fører trykksatt bruddfluid gjennom en rørstreng som strekker seg ned gjennom borehullet som går gjennom sonene som skal oppsprekkes. Strengen kan omfatte ventiler som åpnes for å tillate bruddfluidet å dirigeres mot en målsone. For å fjernåpne ventilene fra overflaten slippes en kule ned i strengen og lander på et kulesete tilknyttet en bestemt ventil for å blokkere fluidstrømning gjennom strengen og deretter bygge opp trykk i borehullet over kulen, noe som tvinger en hylse nede i borehullet som dermed åpner en port i veggen på strengen. Når flere soner er involvert, er kulesetene av ulike størrelser med et sete lengst ned i borehullet som det minste og et sete lengst opp i borehullet som det største, slik at kuler av økende diameter slippes i rekkefølge ned i strengen for å i rekkefølge åpne ventilene fra enden nederst i borehullet til en ende øverst i borehullet. Dermed sprekkes borehullsonene opp fra bunnen og opp ved å starte med å sprekke opp en sone lengst ned i borehullet og arbeide seg opp mot en sone lengst opp i borehullet.
[0004] For å unngå uunngåelige komplikasjoner i forbindelse med å bruke kuleseter av ulik størrelse, der det minste kan hindre strømmen gjennom strømmen for mye, og tilsvarende kuler av ulik størrelse, er det foreslått å bruke deformerbare kuler og kuleseter, men hastigheten kulene tvinges gjennom kulesetene med, medfører ytterligere kompleksiteter som omfatter å håndtere ulike deformeringshastigheter hos det valgte materialet, ettersom det kanskje ikke fungerer som ønsket i borehullmiljøer. Til tross for at det gir visse fordeler framfor å bruke kuler av ulik størrelse, er rekkefølgen av bruddoperasj onene også fortsatt begrenset til å utføres fra bunnen og opp.
KORT BESKRIVELSE
[0005] Et selektivt borehullverktøy omfatter en rørkonstruksjon med en langsgående boring som gjør det mulig for fluider å passere derigjennom, og med en ventilåpning i en vegg på rørkonstruksjonen; et utvidbart kulesete som er selektivt bevegelig mellom en første størrelse som er dimensjonert til å fange en kule for å blokkere strømning gjennom rørkonstruksjonen, og en større andre størrelse som er dimensjonert til å frigi kulen gjennom rørkonstruksjonen; og et ventildeksel som er langsgående bevegelig inne i rørkonstruksjonen, der ventildekselet omfatter en oppløselig innsats.
[0006] En framgangsmåte for å operere borehullverktøyet, der framgangsmåten omfatter å kjøre borehullverktøyet ned i et borehull, der verktøyet omfatter en rørkonstruksjon med en ventilåpning dekket av et ventildeksel; å bevege ventildekselet langsgående for å avdekke ventilåpningen; å igjen dekke ventilåpningen med ventildekselet etter en operasjon gjennom ventilåpningen; og å oppløse en del av ventildekselet for å igjen eksponere ventilåpningen.
KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE
[0007] Følgende beskrivelser må ikke anses som begrensende på noe vis. Ved henvisning til de medfølgende tegningene har like elementer like henvisningstall:
[0008] Fig. 1 avbilder et tverrsnitt av en eksemplarisk utførelsesform av et selektivt hydraulisk bruddverktøy i en innkjøringsposisjon;
[0009] Fig. 2A-2C avbilder perspektivriss og tverrsnitt av en eksemplarisk utførelsesform av et kulesete for bruk inne i det selektive hydrauliske bruddverktøyet i fig. 1;
[0010] Fig. 3 avbilder et skjematisk riss av en eksemplarisk utførelsesform av en del av en vekslevei og vekslenål for delen av det selektive hydrauliske bruddverktøyet i fig. 1;
[0011] Fig. 4 avbilder et tverrsnitt av det selektive hydrauliske bruddverktøyet i fig. 1 med en kule sluppet og trykk oppbygd i seg;
[0012] Fig. 5 avbilder et skjematisk riss av delen av veksleveien og vekslenålen for delen av det selektive hydrauliske bruddverktøyet i fig. 4;
[0013] Fig. 6 avbilder et tverrsnitt av det selektive hydrauliske bruddverktøyet i fig. 1 med et kulesete utvidet;
[0014] Fig. 7 avbilder et skjematisk riss av delen av veksleveien og vekslenålen for delen av det selektive hydrauliske bruddverktøyet i fig. 6;
[0015] Fig. 8 avbilder et tverrsnitt av det selektive hydrauliske bruddverktøyet i fig. 1 med kulesetet sammentrukket;
[0016] Fig. 9 avbilder et skjematisk riss av delen av veksleveien og vekslenålen for delen av det selektive hydrauliske bruddverktøyet i fig. 8;
[0017] Fig. 10 avbilder et skjematisk riss av en bruddrekkefølge av operasjon i henhold til kjent teknikk som kan oppnås med det selektive hydrauliske bruddverktøyet;
[0018] Fig. 11 avbilder et skjematisk riss av en eksemplarisk utførelsesform av en annen bruddrekkefølge av operasjon som kan oppnås med det selektive hydrauliske bruddverktøyet;
[0019] Fig. 12 avbilder et skjematisk riss av en eksemplarisk utførelsesform av enda en bruddrekkefølge av operasjon som kan oppnås med det selektive hydrauliske bruddverktøyet;
[0020] Fig. 13 er en fotomikrograf av et pulver 310 som beskrevet her, som er plassert i et pottingmateriale og seksjonert;
[0021] Fig. 14 er en skjematisk illustrasjon av en eksemplarisk utførelsesform av en pulverpartikkel 312 som den ville framstå i et eksemplarisk snitt representert av seksjon 5-5 i figur 13;
[0022] Fig. 15 er en fotomikrograf av en eksemplarisk utførelsesform av et pulverkompakt som beskrevet her;
[0023] Figur 16 er en skjematisk illustrasjon av en eksemplarisk utførelseform av pulverkompaktet i fig. 15 laget ved hjelp av et pulver som har enlags pulverpartikler som det ville se ut tatt langs seksjon 7-7;
[0024] Fig. 17 er en skjematisk illustrasjon av en annen eksemplarisk utførelsesform av pulverkompaktet i figur 15 laget ved hjelp av et pulver som har flerlags pulverpartikler som det ville se ut tatt langs seksjon 7-7; og
[0025] Fig. 18 er en skjematisk illustrasjon av en endring i en egenskap hos et pulverkompakt som beskrevet her som en funksjon av tid og en endring i pulverkompaktets miljøforhold.
DETALJERT BESKRIVELSE
[0026] Her presenteres en detaljert beskrivelse av én eller flere utførelsesformer av oppfinnelsens anordning og framgangsmåte ved hjelp av eksemplifisering og ikke begrensning ved henvisning til figurene.
[0027] Et selektivt hydraulisk bruddverktøy 100, vist i fig. 1,4, 6 og 8 og framgangsmåte beskrives her for å sprekke opp et borehull 10, skjematisk vist i fig. 10-12, i flere konfigurasjoner, inkludert «fra toppen og ned», «fra bunnen og opp», og «inn mot sentrum».
Mens tidligere verktøy og framgangsmåter har vært begrenset til en tilnærming fra bunnen og opp for å sprekke opp et borehull som vist i fig. 10 ved å starte med kuler med små diametere og arbeide seg oppover i borehullet med stadig større kuler, tilveiebringer det selektive hydrauliske bruddverktøyet 100 en enboringsløsning som gjør at en rekke bruddrekkefølger kan utføres med det.
[0028] En eksemplarisk utførelseform av det selektive hydrauliske bruddverktøyet 100 er vist i fig. 1 i en «innkjøringsposisjon» for å kjøre verktøyet 100 inn i et borehull. Selv om verktøyet 100 er beskrevet som et bruddverktøy, kan verktøyet 100 brukes til å utføre alternative operasjoner og oppgaver i et borehull. Med tanke på beskrivelse omfatter verktøyet 100 en øvre ende 102 og en nedre ende 104, selv om det må forstås at den øvre enden 102 ikke nødvendigvis er den øverste enden av verktøyet 100 og at den nedre enden 104 ikke nødvendigvis er den nederste enden i verktøyet 100, ettersom den nedre enden 104 og/eller den øvre enden 102 kan være forbundet med en annen seksjon av verktøyet 100 som omfatter ytterligere repetitive funskjoner som de vist i fig. 1 for å sprekke opp ytterligere soner, eller kan være forbundet med rør skjøter, rørforlengelser eller andre borehull verktøydeler som ikke er vist. Verktøyet omfatter et rørlegeme 106 med en boring 108 sentralt plassert i seg som løper aksialt derigjennom for strømningen av materialer så som, men ikke begrenset til, bruddfluider, produksjonsfluider osv.
[0029] Verktøyet omfatter et utvidbart kulesete 150 som gjør at en operatør kan bruke en kule i én størrelse til alle soner, og tilveiebringer dermed en enboringsoperasjon som gjør både produksjon av verktøyet 100 samt operasjon enklere. Selv om det vanligvis brukes en sfærisk kule i en slik operasjon, omfatter begrepet kule et objekt av hvilken som helst form som kan slippes ned i boringen 108 og fanges og deretter frigis fra kulesetet 150. En veksleanordning 200 med j-mekanisme tilveiebringer alternative posisjoner for kulesetet 150 å plasseres i, og gjør at kuler kan passere gjennom kulesetet 150 uten å skjære/aktivere verktøyet 100. Et ventildeksel 250 omfatter oppløselig materiale som gjør at en innsats 252 kan stenge av en oppsprukket sone og deretter oppløses, uten intervensjon, for å tillate produksjon fra sonen etter at borehullet 10 er fullført.
[0030] I en eksemplarisk utførelsesform av det utvidbare kulesetet 150 griper en patron 152 som omfatter en mengde fingre 154 inn i veksleanordningen 200. Kulesetet 150 er vist for seg selv i fig. 2A-2C. Fingrene 154 strekker seg langsgående fra en base 156 som kan være integrert festet til en fast ende 158 av fingrene 154. Det tilveiebringes åpninger 157 nær de faste endene 158 av fingrene 154 for å gi fleksibilitet til fingrene 154. De ledige endene 160 av fingrene 154 kan beveges radialt i forhold til basen 156 fra en første tilstand der de ledige endene 160 av fingrene 154 kollapser noe innover for å tilveiebringe en redusert første diameter som vist i fig. 1 og fig. 2B til en andre tilstand der de ledige endene 160 av fingrene 154 forspennes tilbake til en usammentrykket tilstand for å tilveiebringe en økt andre diameter som vist i fig. 6 og fig. 2C. Som det kan forstås, blir i operasjon av verktøyet 100 en kule 50 med en diameter som fanges i kulesetet 150 når patronen 152 er i den første tilstanden, og kan passere gjennom kulesetet 150 når patronen 152 er i den andre tilstanden, brukt i forbindelse med verktøyet 100. Kulesetet 150 omfatter videre en tunnelformet del 162 for å lede kulen 50 inn i kulesetet 150 og mot de ledige endene 160 av fingrene 154. Den tunnelformede delen 162 kan forsegles i forhold til en ventilhylse 254 av ventildekselet 250 ved hjelp av en forsegling 256 så som en O-ring. En øvre ende 164 av den tunnelformede delen 162 omfatter en skulder 166 som støter an mot et anslag 258 på ventilhylsen 254. Nedenfor den tunnelformede delen 162 kan de ledige endene 160 av fingrene 154 også omfatte skråstilte overflater 168 som utvider seg mot den øvre enden 102 av verktøyet 100 for å akseptere kulen 50 inne i patronen 152. Når de trykkes sammen, danner de skråstilte overflatene 168 av fingrene 154 en tunnelform som mottar kulen 50 i seg. De ledige endene 160 av fingrene 154 kan trykkes sammen i den første tilstanden av den rampede overflaten 260 av ventilhylsen 254.
[0031] Selv om det er beskrevet en patron 152 for å danne det utvidbare kulesetet 150, kan en alternativ eksemplarisk utførelsesform av en utvidbar kule omfatte en splittring eller C-ring der bevegelse av veksleanordningen 200, eller en funksjon forbundet med veksleanordningen 200, mellom legemet 106 og ringen tvinge ringen til å trykkes sammen slik at den dermed reduserer en indre diameter av ringen, slik at en kule 50 hindres i å passere derigjennom før bevegelse av veksleanordningen 200 bort fra ringen åpner ringen slik at den øker ringens åpning og tillater kulen 50 å passere.
[0032] I en eksemplarisk utførelsesform av veksleanordningen 200 med j-mekanisme omfatter anordningen 200 en vekslehylse 202 som har en sentral langsgående åpning 204 for fluidstrømning, der åpningen 204 passerer gjennom boringen 108 av rørlegemet 106. Hylsen 202 omfatter også en vekslevei 206, så som en rille, som er dannet omkring en diameter av hylsen 202. En del av veksleveien 206 er vist i fig. 3, 5, 7 og 9, selv om det må forstås at veien 206 kan være dannet omkring omkretsen av hylsen 202 for at en vekslenål 208 skal passere. Veien 206 omfatter første seksjoner 210 som er forlengede langsgående øvre deler, andre seksjoner 212 som er forlengede langsgående nedre deler, to for hver første seksjon 210, og tredje seksjoner 214 som er noe utstikkende langsgående øvre deler anbrakt mellom de første seksjonene 210, der de tredje seksjonene 214 forbinder to tilstøtende andre seksjoner 212. De øvre endene 226, 228 av de første og tredje seksjonene 210, 214 er stoppunkter som forspenner vekslenålen 208 til å bli der til den flyttes derfra med forsett. Vekslenålen 208 passerer gjennom de første, andre og tredje seksjonene 210,212,214 mens den er festet til en bevegelig rørseksjon 216 fanget mellom vekslehylsen 202 og en ytre midtlegemedel 110 av verktøyet 100. Flere vekslenåler 208 kan brukes for å fordele belastningen omkring legemet 106, og da vil hver vekslenål 208 plasseres i enten en første, andre eller tredje seksjon 210, 212, 214 ved relativt samme tid som de andre nålene 208 avhengig av verktøyets 100 stadium. En kompresjonsfjær 218 omgir vekslehylsen 202 og er plassert nedenfor vekslenålen 208 for å forspenne vekslenålen 208 i forhold til vekslehylsen 202, og et fjærelement 220 ovenfor vekslenålen 208 og den bevegelige rørseksjonen 216 omgir også vekslehylsen 202. Den øvre enden 222 av fjærelementet 220 støter an mot den indre rørkonstruksjonen 172 som omfatter den rampede overflaten 170. Fjærelementet 220 og kompresjonsfjæren 218 kan omfatte en rekke vekslende stablede sprengskiver. Selv om det er avbildet på en annen måte kan dessuten kompresjonsfjæren 218 og fjærelementet 220 være en fjær av en hvilken som helst form som fungerer i kompresjon.
[0033] Den ytre midtlegemedelen 110 av verktøyet 100 er forbundet med en nederlegemedel 112 av verktøyet 100. Nederlegemedelen 112 av verktøyet 100 omfatter en sinket seksjon 114 som omfatter en øvre overflate 116 som kontakter en nedre ende 224 av kompresjonsfjæren 218. Den sinkede delen 114 av nederlegemedelen 112 er festet til en nedre ende 118 av midtlegemedelen 110, der midtlegemedelen er sinket for å passe og overlappe den sinkede seksjonen 114 av nederlegemedelen 112. En nedre ende 262 av ventilhylsen 254 er festende festet til den bevegelige rørseksjonen 216 og omgir derfor fjærelementet 220, kulesetet 150 og den indre rørkonstruksjonen 172. En øverlegemedel 120 av verktøyet 100 omgir en øvre del av ventilhylsen 254. Den nedre enden 122 av øverlegemedelen 120 er forbundet med dem ytre midtlegemedelen 110. Øverlegemedelen 120 omfatter en ventilåpning 124 for å tillate at en bruddoperasjon kan finne sted ved å gjøre det mulig for bruddfluider å passere igjennom. Ventilåpningen 124 kan også brukes til passasje av produksjonsfluider eller andre borehull operasjoner. Øverlegemedelen 120 er forbundet med ventilhylsen 254 via en bruddstift 126.
[0034] I en eksemplarisk utførelsesform av ventildekselet 250 omfatter ventildekselet 250 ventilhylsen 254 som tidligere beskrevet som forbundet via en bruddstift 126 til øverlegemedelen 120 og forbundet til den bevegelige rørseksjonen 216 i den nedre enden 262 av ventilhylsen 254. En utsparing 264 for en forsegling 266 tilveiebringes i en øvre ende 268 av ventilhylsen 254, og en utsparing 270 for en forsegling 272 tilveiebringes i et midtre område av ventilhylsen 254. Ventildekselet 250 omfatter også den oppløselige innsatsen 252 laget av et oppløselig materiale, og innsatsen 252 befinner seg nedenfor forseglingen 266 som er anbrakt i den øvre enden 268 av ventilhylsen 254. I en innkjøringsposisjon som vist i fig. 1 er innsatsen 252 innstilt med ventilåpningen 124 for å hindre tilgang til hvilke som helst soner. Forseglingene 266, 272 sørger videre for at fluider som pumpes gjennom boringen 108, ikke kommer ut av verktøyet 100 før det er meningen. En ytre omkrets av den oppløselige innsatsen 252 er større enn en ytre omkrets av ventilåpningen 124, og kan ha en oval eller rektangulær slisset form, sirkulær, rektangulær eller oval form, eller en hvilken som helst annen form som trengs for en bruddoperasjon eller annen borehulloperasjon. Den oppløselige innsatsen 252 og/eller ventildekselet 250 kan omfatte inngrepsfunksjoner for å holde den oppløselige innsatsen 252 på plass inne i ventildekselet 250 til den er oppløst. Slike inngrepsfunksjoner kan omfatte, men er ikke begrenset til, et hvilket som helst antall lepper, tunger og riller, anslag, inngrepsomkretser osv. Ytterligere funksjoner så som nåler og bindingsmaterialer kan også brukes. Alternativt eller i tillegg kan materialet i den oppløselige innsatsen 252 støpes direkte inne i åpningen på ventildekselet 250, slik at den oppløselige innsatsen 252 bindes til ventildekselet 250 til den oppløselige innsatsen 252 er oppløst.
[0035] US patent publikasjon nr. 2001/0135952 (Xu, et al.) er herved inkorporert ved referanse i sin helhet. Det oppløselige materialet i innsatsen 252 kan omfatte et kontrollert elektrolytisk metallisk materiale 300, som vist i fig. 13, så som CEMTM-materiale tilgjengelig fra Baker Hughes Inc. Materialet 300 brukes som de oppløselige innsatsene 252 for å stenge av en sone etter oppsprekking og gjøre det mulig for andre soner å oppsprekkes uten at det lekker inn i tidligere soner. Etter at alle sonene er oppsprukket, kan materialet 300 oppløses ved eksponering for visse kjemikalier, og etterlate en åpning i ventilhylsen 254 slik at det blir mulig med produksjon fra alle de tidligere oppsprukkede sonene. De oppløselige innsatsene 252 inkorporerer det nedbrytelige materialet 300 i form av en barriere, blokkering eller lag som i det minste delvis blokkerer eller hindrer åpningen i ventilhylsen 254. Materiale 300 blokkerer/hindrer initielt i det minste delvis åpningen. Materialet 300 vil deretter korrodere, oppløses, brytes ned eller på annen måte fjernes på grunn av eksponering for et fluid i kontakt med det. Generelt vil begrepet «nedbrytelig» slik det brukes her, si at det er i stand til å korrodere, oppløses, brytes ned eller på annen måte fjernes eller elimineres, mens «brytes ned» eller «bryte ned» på samme måte vil beskrive at materialet korroderer, oppløses eller på annen måte fjernes eller elimineres. Alle andre former av «bryte ned» skal inneholde denne betydningen. Fluidet kan være et naturlig borehullfluid så som vann, olje osv., eller det kan være et fluid som tilsettes borehullet med det formålet å bryte ned materialet 300. Materiale 300 kan konstrueres for en rekke materialer som er nedbrytelige som angitt ovenfor, men én utførelsesform anvender spesielt et svært nedbrytelig magnesiumbasert materiale som har en selektivt tilpassbar nedbrytningshastighet og/eller flytegrense. Selve materialet omtales nærmere senere i denne beskrivelsen. Dette materialet oppviser ekstraordinær styrke mens det er intakt, og brytes likevel lett ned på en kontrollert måte og en selektivt kort tidsramme. Materialet brytes for eksempel ned i vann, vannbasert slam, borehull-saltoppløsning eller syre, ved en valgt hastighet etter ønske (som angitt ovenfor). I tillegg kan det brukes overflateujevnheter for å øke materialets 300 overflateområde som er eksponert for nedbrytningsfluidet, så som riller, rifler, nedsenkninger osv. Under nedbrytning av materialet 300 kan åpningen i ventilhylsen 254 åpnes, avblokkeres, opprettes og/eller forstørres. Ettersom materialet 300 som beskrives ovenfor, kan tilpasses slik at det brytes fullstendig ned på omkring 4 til 10 minutter, kan åpningene åpnes, avblokkeres, opprettes og/eller forstørres praktisk talt umiddelbart etter behov. Selv om åpningene i ventilhylsen 254 initielt er fullstendig blokkert av den nedbrytelige materialet 300, betraktes og omtales de fortsatt som åpninger, ettersom det er meningen at det nedbrytelige materialet 300 i de oppløselige innsatsene 252 skal fjernes.
[0036] Materialene 300 i de oppløselige innsatsene 252 som beskrevet her, er lette metalliske materialer med høy styrke. Disse lette, velgbart og kontrollerbart nedbrytelige materialene 300 med høy styrke omfatter sintrede pulverkompakter med full tetthet dannet av belagte pulvermaterialer som omfatter ulike lette partikkelkjerner og kjernematerialer med ulike nanobelegg med ett eller flere lag. Disse pulverkompaktene er laget av belagte metallpulver som omfatter ulike elektrokjemisk-aktive (f.eks. som har relativt høyere standard oksideringspotensial), lette partikkelkjerner og kjernematerialer med høy styrke, så som elektrokjemisk aktive metaller, som spres inne i en cellulær nanomatrise dannet av de ulike metalliske nanobelegg-lagene av metalliske beleggingsmaterialer, og er særlig nyttige i borehullanvendelser. Disse pulverkompaktene tilveiebringer en unik og fordelaktig kombinasjon av mekaniske styrkeegenskaper, så som trykk- og skjærfasthet, lav tetthet og velgbare og kontrollerbare korrosjonsegenskaper, særlig rask og kontrollert oppløsning i ulike borehullfluider. For eksempel kan partikkelkjernen og belegg-lagene i disse pulverne velges slik at de tilveiebringer sintrede pulverkompakter som egner seg til bruk som høystyrkeendrede materialer som har en trykkfasthet og en skjærfasthet som kan sammenliknes med ulike andre endrede materialer, inkludert karbon, rustfritt og legeringsstål, men som også har en lav tetthet sammenliknet med ulike polymerer, elastomerer, porøse keramikker med lav tetthet, og komposittmaterialer. Som enda et eksempel kan disse pulverne og pulverkompaktmaterialene konfigureres slik at de tilveiebringer en velgbar og kontrollerbar nedbrytning eller disponering som reaksjon på en endring i en miljøtilstand, så som en overgang fra en svært lav oppløsningshastighet til en svært høy oppløsningshastighet som reaksjon på en endring i en egenskap eller en tilstand i et borehull nær de oppløselige innsatsene 252 dannet av kompaktet, inkludert en egenskapsendring i et borehullfluid som er i kontakt med pulverkompaktet. De velgbare og kontrollerbare nedbrytnings- og disponeringsegenskapene som beskrives, gjør også at dimensjonsstabiliteten og styrken til de oppløselige innsatsene 252 som lages av disse materialene, kan vedlikeholdes til de ikke lenger trengs, ved hvilket tidspunkt en forhåndsbestemt miljøtilstand, så som en borehulltilstand, inkludert temperatur, trykk eller pH-verdi hos et borehullfluid, kan endres for å fremme fjerningen av dem ved hurtig oppløsning. Disse belagte pulvermaterialene og pulverkompaktene og endrede materialene som dannes av dem, samt framgangsmåtene for å lag dem, omtales videre nedenfor.
[0037] Med henvisning til fig. 13-18 kan ytterligere enkeltheter om materiale 300 sammenfattes. I fig. 13 omfatter et metallisk pulver 310 en mengde metalliske, belagte pulverpartikler 312. Pulverpartiklene 312 kan dannes for å tilveiebringe et pulver 310, inkludert frittstrømmende pulver, som kan helles eller på annen måte anbringes i alle typer former (ikke vist) med alle typer former og størrelser, og som kan brukes til å forme prekursoriske pulverkompakter og pulverkompakter 400 (fig. 15 og 16) som her beskrevet, som kan brukes som eller til bruk i produksjon av ulike produksjonsartikler, inkludert de oppløselige innsatsene 252.
[0038] Hver av de metalliske, belagte pulverpartiklene 312 av pulver 310 omfatter en partikkelkjerne 314 og et metallisk belegg 316 som er anbrakt på partikkelkjernen 314. Partikkelkjernen 314 omfatter et kjernemateriale 318. Kjernematerialet 318 kan omfatte et hvilket som helst egnet materiale for å danne partikkelkjernen 314 som tilveiebringer pulverpartikkel 312 som kan sintres slik at den danner et lett, svært sterkt pulverkompakt 400 med valgbare og kontrollerbare oppløsningsegenskaper. Egnede kjernematerialer omfatter elektrokjemisk aktive metaller med et standard oksideringspotensial større eller lik det hos Zn, inkludert Mg, Al, Mn eller Zn, eller kombinasjoner av dette. Disse elektrokjemisk aktive metallene er svært reaktive med flere vanlig borehullfluider, inkludert et hvilket som helst antall ioniske fluider eller høypolare fluider, så som de som inneholder ulike klorider. Eksempler omfatter fluider som omfatter kaliumklorid (KCI), hydrogenkloridsyre (HCI), kalsiumklorid (CaC12), kalsiumbromid (CaBr2) eller sinkbromid (ZnBr2). Kjernemateriale 318 kan også omfatte andre metaller som er mindre elektrokjemisk aktive enn Zn, eller ikke-metalliske materialer, eller en kombinasjon av dette. Egnede ikke-metalliske materialer omfatter keramikk, kompositter, glass eller karbon, eller en kombinasjon av dette. Kjernemateriale 318 kan velges slik at det tilveiebringer en høy oppløsningshastighet i et forhåndsbestemt borehullfluid, men kan også velges slik at det tilveiebringer en relativt lav oppløsningshastighet, inkludert null oppløsning, der oppløsning av nanomatrisematerialet får partikkelkjernen 314 til å undermineres raskt og frigjøres fra partikkelkompaktet ved grenseflaten mot borehullfluidet, slik at den effektive oppløsningshastigheten til partikkelkompakter laget ved hjelp av partikkelkjerner 314 av disse kjernematerialene 318 er høy, selv om selve kjernematerialet 318 kan ha en lav oppløsningshastighet, inkludert kjernematerialene 318 som kan være vesentlig uløselige i borehullfluidet.
[0039] Med hensyn til de elektrokjemisk aktive metallene som kjernematerialer 318, inkludert Mg, Al, Mn eller Zn, kan disse metallene brukes som rene metaller eller i en hvilken som helst kombinasjon med hverandre, inkludiert ulike legeringskombinasjoner av disse materialene, inkludert binære, tertiære, eller kvaternære legeringer av disse materialene. Disse kombinasjonene kan også omfatte komposittmaterialer av disse materialene. I tillegg til kombinasjoner med hverandre kan videre kjernematerialene 318 Mg, Al, Mn eller Zn omfatte andre bestanddeler, inkludert ulike legeringstillegg, for å endre én eller flere egenskaper hos partikkelkjernene 314, så som ved å forbedre styrken, senke tettheten eller endre oppløsningsegenskapene hos kjernematerialet 318.
[0040] Blant de elektrokjemisk aktive metallene er Mg, enten som et rent metall eller en legering eller et komposittmateriale, særlig nyttig, på grunn av dets lave tetthet og evne til å danne svært sterke legeringer, samt dets høye grad av elektrokjemisk aktivitet, ettersom det har et standard oksideringspotensial høyere enn Al, Mn eller Zn. Mg-legeringer omfatter alle legeringer som har Mg som en legeringsbestanddel. Mg-legeringer som kombinerer andre elektrokjemisk aktive metaller, som beskrevet her, som legeringsbestanddeler, er særlig nyttige, inkludert binære Mg-Zn-, Mg-Al- og Mg-Mn-legeringer, samt tertiære Mg-Zn-Y- og Mg-Al-X-legeringer, der X omfatter Zn, Mn, Si, Ca eller Y, eller en kombinasjon av dette. Disse Mg-Al-X-legeringene kan omfatte, etter vekt, opptil ca. 85 % Mg, opptil ca. 15 % Al og opptil ca. 5 %> X. Partikkelkjerne 314 og kjernemateriale 318, og særlig elektrokjemisk aktive metaller som omfatter Mg, Al, Mn eller Zn, eller kombinasjoner av dette, kan også omfatte en sjelden jordart eller en kombinasjon av sjeldne jordarter. Slik begrepet brukes her, omfatter sjeldne jordarter Sc, Y, La, Ce, Pr, Nd eller Er, eller en kombinasjon av sjeldne jordarter. Der det er til stede, kan en sjelden jordart eller en kombinasjon av sjeldne jordarter være til stede, etter vekt, i en mengde av ca. 5 % eller mindre.
[0041] Partikkelkjerne 314 og kjernemateriale 318 har et smeltepunkt (TP). Slik TP brukes her, omfatter det den laveste temperaturen hvorved begynnende smelting eller utseigring eller andre former for delvis smelting skjer inne i kjernematerialet 318, uansett om kjernematerialet 318 består av et rent metall, en legering med flere faser som har ulikt smeltepunkt, eller et kompositt av materialer med ulikt smeltepunkt.
[0042] Partikkelkjerner 314 kan ha en hvilken som helst egnet partikkelstørrelse eller intervall av partikkelkjerner eller fordeling av partikkelkjerner. For eksempel kan partikkelkjernene 314 velges slik at de tilveiebringer en gjennomsnittlig partikkelstørrelse som representeres av en normal eller unimodal fordeling av Gauss-typen rundt et gjennomsnitt eller en snittverdi, som vist generelt i fig. 13. I et annet eksempel kan partikkelkjernene 314 velges eller blandes slik at de tilveiebringer en multimodal fordeling av partikkelstørrelser, inkludert en mengde gjennomsnittlige parikkelkjernestørrelser, så som for eksempel en homogen bimodal fordeling av gjennomsnittlige partikkelstørrelser. Utvalget av fordelingen av partikkelkjernestørrelse kan brukes til å bestemme for eksempel partikkelstørrelsen og partikkelmellomrommet 315 hos partiklene 312 i pulver 310. I en eksemplarisk utførelsesform kan partikkelkjernene 314 ha en unimodal fordeling og en gjennomsnittlig partikkeldiameter på ca. 5 nm til ca. 300 um, mer spesielt ca. 80 um til ca. 120 um, og enda mer spesielt ca. 100 nm.
[0043] Partikkelkjerner 314 kan ha en hvilken som helst egnet partikkelform, inkludert en hvilken som helst regulær eller irregulær geometrisk form, eller kombinasjon av dette. I en eksemplarisk utførelsesform er partikkelkjernene 314 vesentlig sfæroide elektrokjemisk aktive metallpartikler. I en annen eksemplarisk utførelsesform er partikkelkjernene 314 vesentlig irregulært formede keramiske partikler. I enda en eksemplarisk utførelsesform er partikkelkjernene 314 karbon- eller andre nanorørstrukturer eller hule glass-mikrosfærer.
[0044] Hver av de metalliske, belagte pulverpartiklene 312 av pulver 310 omfatter også et metallisk belegg 316 som er anbrakt på partikkelkjernen 314. Metallisk belegg 316 omfatter et metallisk beleggingsmateriale 320. Metallisk beleggingsmateriale 320 gir pulverpartiklene 312 og pulver 310 sin metalliske natur. Metallisk belegg 316 er et belegg på nanoskala. I en eksemplarisk utførelsesform kan metallisk belegg 316 ha en tykkelse på ca. 25 nm til ca. 2500 nm. Tykkelsen av metallisk belegg 316 kan variere over overflaten av partikkelkjerne 314, men vil fortrinnsvis ha en vesentlig uniform tykkelse over overflaten av partikkelkjerne 314. Metallisk belegg 316 kan omfatte et enkelt lag, som illustrert i fig. 14, eller en mengde lag som en beleggstruktur i flere lag. I et enkelt belegg-lag, eller i hvert av lagene i et flerlagsbelegg, kan det metallinske belegget 316 omfatte et enkelt kjemisk element eller bestanddel, eller kan omfatte en mengde kjemiske elementer eller bestanddeler. Der et lag omfatter en mengde kjemiske bestanddeler, kan de ha alle slags homogene eller heterogene fordelinger, inkludert en homogen eller heterogen fordeling av metallurgiske faser. Dette kan omfatte en gradert fordeling der de relative mengdene av de kjemiske bestanddelene varierer i henhold til de respektive bestanddelsprofilene på tvers av lagtykkelsen. I både enkelt- og flerlagsbelegg 316 kan hvert av de respektive lagene, eller kombinasjoner av dem, brukes til å tilveiebringe en forhåndsbestemt egenskap til pulverpatrikkelen 312 eller et sintret pulverkompakt dannet av dette. For eksempel kan den forhåndsbestemte egenskapen omfatte bindingsstyrken i den metallurgiske bindingen mellom partikkelkjernen 314 og beleggingsmaterialet 320; interdiffusjonsegenskapene mellom partikkelkjernen 314 og metallbelegget 316, inkludert enhver interdiffusjon mellom lagene i et flerlagsbelegg 316; interdiffusjonsegenskapene mellom de ulike lagene i et flerlagsbelegg 316; interdiffusjonsegenskapene mellom metallbelegget 316 hos én pulverpartikkel og det hos en tilstøtende pulverpartikkel 312; bindingsstyrken i den metallurgiske bindingen mellom metallbeleggene i tilstøtende sintrede pulverpartikler 312, inkludert de ytterste lagene i flerlagsbelegg; og den elektrokjemiske aktiviteten i belegget 316.
[0045] Metallisk belegg 316 og beleggingsmateriale 320 har et smeltepunkt (TC). Slik TC brukes her, omfatter det den laveste temperaturen hvorved begynnende smelting eller utseigring eller andre former for delvis smelting skjer inne i beleggingsmaterialet 320, uansett om beleggingsmaterialet 320 består av et rent metall, en legering med flere faser som hver har ulikt smeltepunkt, eller et kompositt, inkludert et kompositt som omfatter en mengde belegg-lag med ulikt smeltepunkt.
[0046] Metallisk beleggingsmateriale 320 kan omfatte et hvilket som helst egnet metallisk beleggingsmateriale 320 som tilveiebringer en sintrebar ytre overflate 321 som er konfigurert til å sintres til en tilstøtende pulverpartikkel 312 som også har et metallbelegg 316 og en sintrebar ytre overflate 321. I pulvere 310 som også omfatter andre eller ytterligere (belagte eller ubelagte) partikler, som beskrevet her, er den sintrebare ytre overflaten 321 på metallbelegget 316 også konfigurert til å sintres til en sintrebar ytre overflate 321 på andre partikler. I en eksemplarisk utførelsesform er pulverpartiklene 312 sintrebare ved et forhåndsbestemt sintrepunkt (TS) som er en funksjon av kjernematerialet 318 og beleggingsmaterialet 320, slik at sintring av pulverkompakt 400 utføres helt i fast form og der TS er mindre enn TP og TC. Sintring i fast form begrenser vekselvirkninger mellom partikkelkjerne 314 og metallbelegg 316 til diffusjonsprosesser i fast form og metallurgiske transportfenomen, og begrenser veksten av og gir kontroll over den resulterende grenseflaten mellom dem. Til forskjell fra dette vil for eksempel sintring i flytende fase gi hurtig interdiffusjon av materialene i partikkelkjernen 314 og metallbelegget 316, og gjøre det vanskelig å begrense veksten av og gi kontroll over den resulterende grenseflaten mellom dem, og dermed gripe inn i dannelsen av den ønskede mikrostrukturen av partikkelkompakt 400 som beskrevet her.
[0047] I en eksemplarisk utførelsesform vil kjernemateriale 318 velges slik at det tilveiebringer en kjemisk kjernesammensetning, og beleggingsmaterialet 320 velges slik at det tilveiebringer en kjemisk beleggingssammensetning, og disse kjemiske sammensetningene vil også velges slik at de er ulike hverandre. I en annen eksemplarisk utførelsesform vil kjernematerialet 318 velges slik at det tilveiebringer en kjemisk kjernesammensetning, og beleggingsmaterialet 320 velges slik at det tilveiebringer en kjemisk beleggingssammensetning, og disse kjemiske sammensetningene vil også velges slik at de er ulike hverandre i grenseflaten. Forskjeller i den kjemiske sammensetningen av beleggingsmateriale 320 og kjernemateriale 318 kan velges slik at det tilveiebringer ulike diffusjonshastigheter og velgbar og kontrollerbar oppløsning av pulverkompakter 400 som inkorporerer dem, slik at de blir velgbart og kontrollerbart oppløselige. Dette omfatter oppløsningshastugheter som avviker fra hverandre som reaksjon på et endret forhold i borehullet, inkludert en indirekte eller direkte endring i et borehullfluid. I en eksemplarisk utførelsesform er et pulverkompakt 400 dannet av pulver 310 som har kjemiske sammensetninger av kjernemateriale 318 og beleggingsmateriale 320 som lager kompakt 400, velgbart oppløselig i et borehullfluid som reaksjon på en endret borehulltilstand som omfatter en endring i temperatur, endring i trykk, endring i strømningshastighet, endring i pH eller endring i kjemisk sammensetning av borehullfluidet, eller en kombinasjon av dette. Den velgbare oppløsningsreaksjonen på den endrede tilstanden kan komme av faktiske kjemiske reaksjoner eller prosesser som fremmer ulike oppløsningshastigheter, men omfatter også endringer i oppløsningsreaksjonen tilknyttet fysiske reaksjoner eller prosesser, så som endringer i borehullfluidets trykk eller strømningshastighet.
[0048] Som illustrert i fig. 13 og 14 kan partikkelkjerne 314 og kjernemateriale 318 og metallbelegg 316 og beleggingsmateriale 320 velges slik at de tilveiebringer pulverpartikler 312 og et pulver 310 som er konfigurert for kompaktering og sintring for å tilveiebringe et pulverkompakt 400, vist i fig. 15-17, som har lav vekt (dvs. en relativt lav tetthet), høy styrke og kan fjernes velgbart og kontrollerbart fra et borehull som reaksjon på en endring i en borehullegenskap, inkludert å være velgbart og kontrollerbart oppløselig i et passende borehullfluid, inkludert ulike borehullfluider som beskrevet her. Pulverkompakt 400 omfatter en vesentlig-kontinuerlig, cellulær nanomatrise 416 i et nanomatrisemateriale 420 som har en mengde spredte partikler 414 spredt i hele den cellulære nanomatrisen 416. Den vesentlig-kontinuerlige cellulære nanomatrisen 416 og nanomatrisematerialet 420 dannet av sintrede metallbelegg 316 dannes ved å kompaktere og sintre mengden metallbelegg 316 hos mengden pulverpartikler 312. Den kjemiske sammensetningen av nanomatrisemateriale 420 kan være ulik den hos beleggingsmateriale 320 på grunn av diffusjonseffekter tilknyttet sintringen som beskrevet her. Pulvermetallkompakt 400 omfatter også en mengde spredte partikler 414 som omfatter partikkelkjernemateriale 418. Spredte partikkelkjerner 414 og kjernemateriale 418 tilsvarer og dannes av mengden partikkelkjerner 314 og kjernemateriale 318 hos mengden pulverpartikler 312 etter som metallbeleggene 316 sintres sammen slik at de danner nanomatrise 416. Den kjemiske sammensetningen av kjernemateriale 418 kan være ulik den hos kjernemateriale 318 på grunn av diffusjonseffekter tilknyttet sintring som beskrevet her.
[0049] Slik den brukes her, dekker ikke termen vesentlig-kontinuerlig cellulær nanomatrise 416 den største bestanddelen i pulverkompaktet, men betegner heller den mindre bestanddelen eller de mindre bestanddelene, enten etter vekt eller etter volum. Dette skiller seg fra de fleste sammensatte matrisematerialer, der matrisen omfatter den største bestanddelen etter vekt eller volum. Bruken av termen vesentlig-kontinuerlig cellulær nanomatrise er ment å beskrive den omfattende, regulære, kontinuerlige og sammenhengende naturen i fordelingen av nanomatrisemateriale 420 inne i pulverkompakt 400. Her brukes «vesentlig-kontinuerlig» til å beskrive utbredelsen av nanomatrisematerialet i hele pulverkompakt 400, slik at det strekker seg mellom og omslutter vesentlig alle de spredte partiklene 414. Vesentlig-kontinuerlig brukes til å indikere at fullstendig kontinuitet og regulær ordning av nanomatrisen rundt hver spredte partikkel 414 ikke er påkrevet. For eksempel kan defekter i belegget 316 over partikkelkjerne 314 på noen pulverpartikler 312 gjøre at det dannes bro mellom partikkelkjernene 214 under sintring av pulverkompaktet 400, slik at det fører til lokale diskontinuiteter inne i den cellulære nanomatrisen 416, selv om nanomatrisen i de andre delene av pulverkompaktet er vesentlig kontinuerlig og oppviser strukturen beskrevet her. «Cellulær» brukes her til å indikere at nanomatrisen definerer et nettverk av generelt gjentakende, sammenhengende avdelinger eller celler av nanomatrisemateriale 420 som omfatter og også forbinder de spredte partiklene 414. «Nanomatrise» brukes her til å beskrive matrisens størrelse eller skala, spesielt matrisens tykkelse mellom tilstøtende spredte partikler 414. De metalliske beleggene som sintres sammen for å danne nanomatrisen, er selv belegg med nanoskalatykkelse. Ettersom nanomatrisen de fleste steder, utenom grenseflaten mellom flere enn to spredte partikler 414, generelt omfatter interdiffusjonen og bindingen mellom to belegg 316 fra tilstøtende pulverpartikler 312 med nanoskalatykkelse, har matrisen som dannes også nanoskalatykkelse (f.eks. omtrent to ganger beleggtykkelsen som beskrives her) og beskrives dermed som en nanomatrise. Videre dekker ikke termen spredte partikler 414, slik den brukes her, den mindre bestanddelen i pulverkompakt 400, men betegner heller den største bestanddelen eller de største bestanddelene, enten etter vekt eller etter volum. Bruken av termen spredte partikler er ment å dekke den diskontinuerlige og diskrete fordelingen av partikkelkjernemateriale 418 inne i pulverkompakt 400.
[0050] Pulverkompakt 400 kan ha en hvilken som helst ønsket form eller størrelse, inkludert den til en sylindrisk barre eller stang som kan maskineres eller på annen måte brukes til å danne nyttige produskjonsartikler, inkludert de oppløselige innsatsene 252. Pressingen som brukes til å danne foreløpig pulverkompakt, og sintrings- og presseprosesser som brukes til å danne pulverkomapkt 400 og deformere pulverpartiklene 312, inkludert partikkelkjerner 314 og belegg 316, for å tilveiebringe den fulle tettheten og ønsket makroskopisk form og størrelse hos pulverkompakt 400, samt dets mikrostruktur. Mikrostrukturen hos pulverkompakt 400 omfatter en likeakset konfigurasjon av spredte partikler 414 som er spredt i hele og innhyllet i den vesentlig-kontinuerlige, cellulære nanomatrise 416 i sintrede belegg. Denne mikrostrukturen er på en måte analog med en likeakset korn-mikrostruktur med en kontinuerlig korn-grensefase, bortsett fra at den ikke krever bruk av legeringsbestanddeler som har termodynamiske faselikevektsegenskaper som er i stand til å produsere en slik struktur. Denne likeaksede spredte partikkelstrukturen og cellulære nanomatrisen 416 av sintrede metallbelegg 316 kan derimot produseres ved hjelp av bestanddeler der termodynamiske faselikevektsforhold ikke ville produsere en likeakset struktur. Den likeaksede morfologien til de spredte partiklene 414 og det cellulære nettverket 416 hos partikkellag følger av sintring og deformering av pulverpartiklene 312 idet de kompakteres og interdiffunderes og deformeres slik at de fyller rommene 315 mellom partiklene (fig. 13). Sintringstemperaturene og -trykkene kan velges slik at de sikrer at tettheten hos pulverkompakt 400 oppnår vesentlig full teoretisk tetthet.
[0051] I en eksemplarisk utførelsesform som illustrert i fig. 16 og 17 dannes spredte partikler 414 av partikkelkjerner 314 spredt i den cellulære nanomatrisen 416 hos sintrede metallbelegg 316, og nanomatrisen 416 omfatter en metallurgisk binding 417 i fast form eller et bindingslag 419, som strekker seg mellom de spredte partiklene 414 i hele den cellulære nanomatrisen 416 som dannes ved et sintringspunkt (TS), der TS er mindre enn TC og TP. Som indikert dannes metallurgisk binding 417 i fast form ved interdiffusjon i fast form mellom beleggene 316 hos tilstøtende pulverpartikler 312 spm trykkes sammen til berøringskontakt under kompakterings- og sintringsprosessene som brukes til å danne pulverkompakt 400, som beskrevet her. Som sådan omfatter sintrede belegg 316 hos cellulær nanomatrise 416 et bindingslag 419 i fast form som har en tykkelse (t) definert av rekkevidden av interdiffusjon hos beleggingsmaterialene 320 hos beleggene 316, som i sin tur vil defineres av beleggenes 316 natur, inkludert om de er en- eller flerlagsbelegg, enten de er valgt for å fremme eller begrense slik interdiffusjon, og andre faktorer, som beskrevet her, samt sintrings- og kompakteringsforhold, inkludert sintringstiden, -temperaturen og -trykket som brukes til å danne pulverkompakt 400.
[0052] Idet nanomatrise 416 dannes, inkludert binding 417 og bindingslag 419, kan den kjemiske sammensetningen eller fasefordelingen, eller begge, hos metallbelegg 316 endres. Nanomatrise 416 har også et smeltepunkt (TM). Slik TM brukes her, omfatter det den laveste temperaturen hvorved begynnende smelting eller utseigring eller andre former for delvis smelting skjer inne i nanomatrise 416, uansett om nanomatrisematerialet 420 består av et rent metall, en legering med flere faser som hver har ulikt smeltepunkt, eller et kompositt, inkludert et kompositt som omfatter en mengde lag av ulike beleggingsmaterialer med ulikt smeltepunkt, eller en kombinasjon av dette, eller annet. Etter som spredte partikler 414 og partikkelkjernematerialer 418 dannes i forbindelse med nanomatrise 416, er det også mulig med diffusjon av bestanddeler av metallbelegg 316 inn i partikkelkjernene 314, noe som kan føre til endringer i den kjemsiske sammensetningen eller fasefordelingen, eller begge, hos partikkelkjernene 314. Som en følge av dette kan spredte partikler 414 og partikkelkjernematerialer 418 ha et smeltepunkt (TDP) ulikt TP. Slik TDP brukes her, omfatter det den laveste temperaturen hvorved begynnende smelting eller utseigring eller andre former for delvis smelting skjer inne i spredte partikler 414, uansett om partikkelkjernematerialet 418 består av et rent metall, en legering med flere faser som hver har ulikt smeltepunkt, eller et kompositt, eller annet. Pulverkompakt 400 dannes ved et sintringspunkt (TS), der TS er mindre enn TC, TP, TM og TDP.
[0053] Spredte partikler 414 kan omfatte hvilke som helst av materialene som beskrives her for partikkelkjernene 314, selv om den kjemiske sammensetningen av spredte partikler 414 kan være annerledes på grunn av diffusjonseffekter som beskrevet her. I en eksemplarisk utførelsesform dannes spredte partikler 414 av partikkelkjerner 314 som omfatter materialer som har et standard oksideringspotensial større enn eller lik Zn, inkludert Mg, Al, Zn eller Mn, eller en kombinasjon av dette, og kan omfatte ulike binære, tertiære og kvaternære legeringer eller andre kombinasjoner av disse bestanddelene som beskrevet her i forbindelse med partikkelkjerner 314. Av disse materialene er de som har spredte partikler 414 som omfatter Mg og nanomatrisen 416 dannet av de metalliske beleggingsmaterialene 316 beskrevet her, særlig nyttige. Spredte partikler 414 og partikkelkjernemateriale 418 hos Mg, Al, Zn eller Mn, eller en kombinasjon av dette, kan også omfatte en sjelden jordart, eller en kombinasjon av sjeldne jordarter som beskrevet her i forbindelse med partikkelkjerner 314.
[0054] I en annen eksemplarisk utførelsesform dannes spredte partikler 414 av partikkelkjerner 314 som består av metaller som er mindre elektrokjemisk aktive enn Zn eller ikke-metalliske materialer. Egnede ikke-metalliske materialer omfatter keramikker, glass (f.eks. hule glassmikrosfærer) eller karbon, eller en kombinasjon av dette, som beskrevet her.
[0055] Spredte partikler 414 av pulverkompakt 400 kan ha en hvilken som helst egnet partikkelstørrelse, inkludert de gjennomsnittlige partikkelstørrelsene beskrevet her for partikkelkjerner 414.
[0056] Spredte partikler 314 kan ha en hvilken som helst form avhengig av formen som velges for partikkelkjerner 314 og pulverpartikler 312, samt framgangsmåten som brukes til å sintre og kompaktere pulver 310. I en eksemplarisk utførelsesform kan pulverpartikler 312 være sfæroide eller vesentlig sfæroide, og spredte partikler 414 kan omfatte en likeakset partikkelkonfigurasjon som beskrevet her.
[0057] Naturen til spredningen av spredte partikler 414 kan påvirkes av utvalget av pulveret 310 eller pulverne 310 som brukes til å lage partikkelkompakt 400. I én eksemplarisk utførelsesform kan et pulver 310 som har en unimodal fordeling av pulverpartikkelstørrelser 312 velges slik at det danne rpulverkompakt 400 og vil produsere en vesentlig homogen unimodal spredning av partikkelstørrelser av spredte partikler 414 inne i cellulær nanomatrise 416, som generelt illustrert i figur 15.1 en annen eksemplarisk utførelsesform kan en mengde pulvere 310 som har en mengde pulverpartikler med partikkelkjerner 314 som har samme kjernematerialer 318 og ulike kjernestørrelser og samme beleggingsmateriale 320, velges og blandes uniformt som beskrevet her for å tilveiebringe et pulver 310 som har en homogen, multimodal fordeling av pulverpartikkelstørrelser 312, og kan brukes til å danne pulverkompakt 400 som har en homogen, multimodal spredning av partikkelstørrelser av spredte partikler 414 inne i cellulær nanomatrise 416. På liknende vis kan i enda en eksemplarisk utførelsesform en mengde pulvere 310 som har en mengde partikkelkjerner 314 som kan ha samme kjernematerialer 318 og ulike kjernestørrelser og samme beleggingsmateriale 320, velges og fordeles på en ikke-uniform måte for å tilveiebringe en ikke-homogen, multimodal fordeling av pulverpartikkelstørrelser, og kan brukes til å danne pulverkompakt 400 som har en ikke-homogen, multimodal spredning av partikkelstørrelser av spredte partikler 414 inne i cellulær nanomatrise 416. Utvalget av fordelingen av partikkelkjernestørrelse kan brukes til å bestemme for eksempel partikkelstørrelsen og partikkelmellomrommet hos de spredte partiklene 414 inne i den cellulære nanomatrisen 416 hos pulverkompakter 400 laget av pulver 310.
[0058] Nanomatrise 416 er et vesentlig-kontinuerlig, cellulært nettverk av metallbelegg 316 som sintres til hverandre. Tykkelsen av nanomatrise 416 vil avhenge av naturen til pulveret 310 eller pulverne 310 som brukes til å danne pulverkompakt 400, samt inkorporeringen av eventuelle andre pulvere, særlig tykkelsen av beleggene tilknyttet disse partiklene. I en eksemplarisk utførelsesform er tykkelsen av nanomatrise 416 vesentlig uniform i hele mikrostrukturen til pulverkompakt 400 og omfatter omkring to ganger tykkelsen av beleggene 316 hos pulverpartikler 312.1 en annen eksemplarisk utførelsesform har det cellulære nettverket 416 en vesentlig uniform gjennomsnittlig tykkelse mellom spredte partikler 414 på ca. 50 nm til ca. 5000 nm.
[0059] Nanomatrise 416 dannes ved å sintre metallbelegg 316 hos tilstøtende partikler til hverandre ved interdiffusjon og å skape et bindingslag 419 som beskrevet her. Metallbelegg 316 kan være en- eller flerlagsstrukturer, og de kan velges slik at de fremmer eller hindrer diffusjon, eller begge deler, inne i laget eller mellom lagene av metallbelegg 316, eller mellom metallbelegget 316 og partikkelkjerne 314, eller mellom metallbelegget 316 og metallbelegget 316 hos en tilstøtende pulverpartikkel, der omfanget av interdiffusjon av metallbelegg 316 under sintring kan være begrenset eller omfattende avhengig av beleggtykkelsen, beleggingsmaterialet eller -materialene som velges, sintringsforholdene og andre faktorer. Gitt den potensielle kompleksiteten av interdiffusjonen og vekselvirkningen mellom bestanddelene, kan beskrivelse av den resulterende kjemiske sammensetningen av nanomatrise 416 og nanomatrisemateriale 420 enkelt forstås å være en kombinasjon av bestanddelene i beleggene 316, som også kan omfatte én eller flere bestanddeler fra spredte partikler 414, avhengig av omfanget av interdiffusjon, om noe, som skjer mellom de spredte partiklene 414 og nanomatrisen 416. På liknende vis kan den kjemiske sammensetningen av spredte partikler 414 og partikkelkjernemateriale 418 enkelt forstås å være en kombinasjon av bestanddelene i partikkelkjerne 314, som også kan omfatte én eller flere bestanddeler fra nanomatrise 416 og nanomatrisemateriale 420, avhengig av omfanget av interdiffusjon, om noe, som skjer mellom de spredte partiklene 414 og nanomatrisen 416.
[0060] I en eksemplarisk utførelsesform har nanomatrisematerialet 420 en kjemisk sammensetning, og partikkelkjernematerialet 418 har en kjemisk sammensetning som er ulik den hos nanomatrisemateriale 420, og forskjellene i den kjemsiske sammensetningen kan konfigureres til å tilveiebringe en velgbar og kontrollerbar oppløsningshastighet, inkludert en velgbar overgang fra en svært lav oppløsningshastighet til en svært høy oppløsningshastighet, som reaksjon på en kontrollert endring i en egenskap eller tilstand i borehullet nær kompaktet 400, inkludert en egenskapendring i et borehullfluid som er i kontakt med pulverkompaktet 400, som beskrevet her. Nanomatrise 416 kan være dannet av pulverpartikler 312 som har en- og flerlagsbelegg 316. Denne designfleksibiliteten tilveiebringer en lang rekke materialkombinasjoner, særlig i tilfellet flerlagsbelegg 316, som kan brukes til å tilpasse den cellulære nanomatrisen 416 og sammensetningen av nanomatrisematerial 420 ved å kontrollere vekselvirkningen mellom beleggets bestanddeler, både innenfor et gitt lag og mellom et belegg 316 og partikkelkjernen 314 som det er tilknyttet, eller et belegg 316 og en tilstøtende pulverpartikkel 312. Flere eksemplariske utførelsesformer som demonstrerer denne fleksibiliteten, tilveiebringes nedenfor.
[0061] Som illustrert i fig. 16 er pulverkompakt 400 i en eksemplarisk utførelsesform dannet av pulverpartikler 312, der belegget 316 består av et enkelt lag, og den resulterende nanomatrisen 416 mellom tilstøtende blant mengden spredte partikler 414 består av det enkelte metallbelegget 316 hos én pulverpartikkel 312, et bindingslag 419 og det enkelte belegget 316 på en annen av de tilstøtende pulverpartiklene 312. Tykkelsen (t) av bindingslag 419 bestemmes av omfanget av interdiffusjonen mellom de enkelte metallbeleggene 316, og kan omfatte hele tykkelsen av nanomatrise 416 eller bare en del av denne. I én eksemplarisk utførelsesform av pulverkompakt 400 dannet ved hjelp av et enlagspulver 310 kan pulverkompakt 400 omfatte spredte partikler 414 som omfatter Mg, Al, Zn eller Mn, eller en kombinasjon av dette, som beskrevet her, og nanomatrise 316 kan omfatte Al, Zn, Mn, Mg, Mo, W, Cu, Fe, Si, Ca, Co, Ta, Re eller Ni, eller et oksid, karbid eller nitrid av dette, eller en kombinasjon av et hvilket som helst av de førnevnte materialene, inkludert kombinasjoner der nanomatrisematerialet 420 i cellulær nanomatrise 416, inkludert bindingslag 419, har en kjemisk sammensetning, og kjernematerialet 418 til spredte partikler 414 har en kjemisk sammensetning som er ulik den kjemiske sammensetningen i nanomatrisemateriale 416. Forskjellen i den kjemiske sammensetningen av nanomatrisematerialet 420 og kjernematerialet 418 kan brukes til å tilveiebringe velgbar og kontrollerbar oppløsning som reaksjon på en endring i en egenskap i et borehull, inkludert et borehullfluid, som beskrevet her. I en ytterligere eksemplarisk utførelsesform av et pulverkompakt 400 dannet av et pulver 310 som har en enlags beleggkonfigurasjon, omfatter spredte partikler 414 Mg, Al, Zn eller Mn, eller en kombinasjon av dette, og den cellulære nanomatrisen 416 omfatter Al eller Ni, eller en kombinasjon av dette.
[0062] I en annen eksemplarisk utførelsesform er pulverkompakt 400 dannet av pulverpartikler 312, der belegget 316 består av et flerlagsbelegg 316 med en mengde belegg-lag, og den resulterende nanomatrisen 416 mellom tilstøtende blant mengden spredte partikler 414 består av mengden lag (t) som utgjør belegget 316 hos én partikkel 312, et bindingslag 419 og mengden lag som utgjør belegget 316 på en annen av pulverpartiklene 312. I fig. 16 er dette illustrert med et tolags metallbelegg 316, men det vil forstås at mengden lag i flerlags metallbelegg 316 kan omfatte et hvilket som helst antall lag. Tykkelsen (t) av bindingslaget 419 bestemmes igjen av omfanget av interdiffusjonen mellom mengden lag i de respektive beleggene 316, og kan omfatte hele tykkelsen av nanomatrise 416 eller bare en del av denne. I denne utførelsesformen kan mengden lag som utgjør hvert belegg 316, brukes til å kontrollere interdiffusjon og dannelse av bindingslag 419 og tykkelse (t).
[0063] Sintrede og smidde pulverkompakter 400 som omfatter spredte partikler 414 som omfatter Mg, og nanomatrise 416 som omfatter ulike nanomatrisematerialer som her beskrevet, har vist en utmerket kombinasjon av mekanisk styrke og lav tetthet som eksemplifiserer de lette materialene med høy styrke som beskrives her. Eksempler på pulverkompakter 400 som har rene, spredte Mg-partikler 414 og ulike nanomatriser 416 dannet av pulvere 310 som har rene Mg-partikkelkjerner 314 og ulike en- og flerlags metallbelegg 316 som omfatter Al, Ni, W eller A1203, eller en kombinasjon av dette. Disse pulverkompaktene 400 har gjennomgått ulik mekanisk og annen testing, inkludert tetthetstesting, og atferden ved oppløsning og nedbrytning av mekaniske egenskaper er også beskrevet her. Resultatene indikerer at disse materialene kan konfigureres slik at de tilveiebringer en lang rekke velgbar og kontrollerbar korrosjons- og oppløsningsatferd, fra svært lave korrosjonshastigheter til ekstremt høye korrosjonshastigheter, spesielt korrosjonshastigheter som er både lavere og høyere enn de hos pulverkompakter som ikke inkorporerer den cellulære nanomatrisen, så som et kompakt dannet av rent Mg-pulver ved hjelp av samme kompakterings- og sintringsprosesser i forhold til de som omfatter rene, spredte Mg-partikler i de ulike cellulære nanomatrisene beskrevet her. Disse pulverkompaktene 400 kan også konfigureres slik at de tilveiebringer vesentlig forbedrede egenskaper sammenliknet med pulverkompakter dannet av rene Mg-partikler som ikke omfatter nanobelegget beskrevet her. Pulverkompakter 400 som omfatter spredte partikler 414 som omfatter Mg, og nanomatrise 416 som omfatter ulike nanomatrisematerialer 420 beskrevet her, har vist trykkfasthet ved romtemperatur på minst ca. 37 ksi, og har videre vist trykkfasthet ved romtemperatur på over ca. 50 ksi, både tørt og nedsenket i en løsning på 3 % KC1 ved 200 °F. Til sammenlikning har pulverkompakter dannet av rene Mg-pulvere en trykkfasthet på ca. 20 ksi eller mindre. Styrken av nanomatrise-pulvermetallkompakt 400 kan ytterligere forbedres ved å optimere pulver 310, særlig vektprosenten i nanometallbeleggene 316 som brukes til å danne cellulær nanomatrise 416. Styrken av nanomatrise-pulvermetallkompakt 400 kan ytterligere forbedres ved å optimere pulver 310, særlig vektprosenten i nanometallbeleggene 316 som brukes til å danne cellulær nanomatrise 416. For eksempel vil en ved å variere vektprosenten (vekt%), dvs. tykkelsen, til et aluminabelegg inne i en cellulær nanomatrise 416 dannet av belagte pulverpartikler 312 som omfatter et flerlags (A1/A1203/A1) metallbelegg 316 på rene Mg-partikkelkjerner 314 tilveiebringe en økning på 21 % sammenliknet med den ved 0 vekt% alumina.
[0064] Pulverkompakter 400 som omfatter spredte partikler 414 som omfatter Mg, og nanomatrise 416 som omfatter ulike nanomatrisematerialer som her beskrevet, har også vist en skjærfasthet ved romtemperatur på minst ca. 20 ksi. Dette i motsetning til pulverkompakter dannet av rene Mg-pulvere, som har skjærfastheter ved romtemperatur på ca. 8 ksi.
[0065] Pulverkompakter 400 av typene beskrevet her er i stand til å oppnå en faktisk tetthet som er vesentlig lik den forhåndsbestemte teoretiske tettheten til et kompaktmateriale basert på sammensetningen av pulver 310, inkludert relative mengder bestanddeler av partikkelkjerner 314 og metallisk belegg 316, og beskrives også her som fullstendig tette pulverkompakter. Pulverkompakter 400 som omfatter spredte partikler som omfatter Mg, og nanomatrise 416 som omfatter ulike nanomatrisematerialer som her beskrevet, har vist faktiske tettheter på rundt 1,738 g/cm3 til rundt 2,50 g/cm3, som er vesentlig lik de forhåndsbestemte teoretiske tetthetene og avviker med høyst 4 % fra de forhåndsbestemte teoretiske tetthetene.
[0066] Pulverkompakter 400 som beskrevet her kan konfigureres til å være selektivt og kontrollerbart løselige i et borehullfluid som reaksjon på en endret tilstand i et borehull. Eksempler på den endrede tilstanden som kan benyttes til å tilveiebringe velgbar og kontrollerbar oppløselighet, omfatter en endring i temperatur, endring i trykk, endring i strømningshastighet, endring i pH eller endring i kjemisk sammensetning av borehullfluidet, eller en kombinasjon av dette. Et eksempel på en endret tilstand som omfatter en endring i temperatur, er en endring i borehullfluidets temperatur. For eksempel har pulverkompakter 400 som omfatter spredte partikler 414 som omfatter Mg, og cellulær nanomatrise 416 som omfatter ulike nanomatrisematerialer som beskrevet her, relativt lave korrosjonshastigheter i en 3 % KC1-løsning ved romtemperatur som strekker seg fra ca. 0 til ca. 11 mg/cm2/t, sammenliknet med relativt høye korrosjonshastigheter ved 200 °F som strekker seg fra ca. 1 til ca. 246 mg/cm2/t avhengig av ulike nanobelegg 216. Et eksempel på en endret tilstand som omfatter en endring i kjemisk sammensetning, er en endring i en konsentrasjon av kloridioner eller en pH-verdi, eller begge, i borehullfluidet. For eksempel viser pulverkompakter 400 som omfatter spredte partikler 414 som omfatter Mg, og nanomatrise 416 som omfatter ulike nanobelegg som her beskrevet, korrosjonshastigheter i 15 % HC1 som strekker seg fra ca. 4750 mg/cm2/t til ca. 7432 mg/cm2/t. Dermed kan velgbar og kontrollerbar oppløselighet som reaksjon på en endret tilstand i borehullet, nemlig endringen i borehullfluidets kjemiske sammensetning fra KC1 til HC1, brukes til å oppnå en karakteristisk reaksjon som illustrert grafisk i fig. 18, som illustrerer at det ved en valgt forhåndsbestemt kritisk servicetid (CST) kan påføres en endret tilstand på pulverkompakt 400 idet det påføres i en gitt anvendelse, så som et borehullmiljø, som forårsaker en kontrollerbar endring i en egenskap hos pulverkompakt 400 som reaksjon på en endret tilstand i miljøet der den påføres. For eksempel ved en forhåndsbestemt CST som endrer et borehullfluid som er i kontakt med pulverkompakt 400 fra et første fluid (f.eks. KC1) som tilveiebringer en første korrosjonshastighet og et tilhørende vekttap eller styrke som en funksjon av tid, til et andre borehullfluid (f.eks. HC1) som tilveiebringer en andre korrosjonshastighet og et tilhørende vekttap eller styrke som en funksjon av tid, der korrosjonshastigheten tilknyttet det første fluidet er mye mindre enn korrosjonshastigheten tilknyttet det andre fluidet. Denne karakteristiske reaksjonen på en endring i borehullfluidforhold kan for eksempel brukes til å knytte den kritiske servicetiden til en dimensjonsløs grense eller en minimumsstyrke som trengs for en viss anvendelse, slik at når et borehullverktøy eller en komponent som er dannet av pulverkompakt 400 som beskrevet her, ikke lenger trengs i borehullet (f.eks. CST), kan forholdene i borehullet (f.eks. konsentrasjonen av kloridioner i borehullfluidet) endres slik at de forårsaker en rask oppløsning av pulverkompakt 400 og dets fjerning fra borehullet. I eksempelet beskrevet ovenfor er pulverkompakt 400 velgbart oppløselig ved en hastighet som strekker seg fra ca. 0 til ca. 7000 mg/cm2/t. Dette reaksjonsområdet gir for eksempel evnen til å fjerne en kule med 3 tommer (inch) diameter dannet av dette materialet fra et borehull ved å endre borehullfluidet på mindre enn én time. Den velgbare og kontrollerbare oppløselighetsatferden beskrevet ovenfor, koplet med den utmerkede styrken og de lave tetthetsegenskapene beskrevet her, definerer et nytt endret materiale med spredt partikkel-nanomatrise som er konfigurert for kontakt med et fluid og konfigurert til å tilveiebringe en velgbar og kontrollerbar overgang fra én av en første styrketilstand til en andre styrketilstand som er lavere enn en funksjonell styrketerskel, eller en første vekttapmengde til en andre vekttapmengde som er større enn en vekttapgrense, som en funksjon av tid i kontakt med fluidet. Komposittet av spredt partikkel-nanomatrise er karakteristisk for pulverkompaktene 400 beskrevet her, og omfatter en cellulær nanomatrise 416 av nanomatrisemateriale 420, en mengde spredte partikler 414, inkludert partikkelkjernemateriale 418 som er spredt inne i matrisen. Nanomatrise 416 erkarakterisertav et bindingslag 419 i fast form som strekker seg gjennom hele nanomatrisen. Tiden i kontakt med fluidet beskrevet ovenfor kan omfatte CST som beskrevet ovenfor. CST kan omfatte en forhåndsbestemt tid som er ønskelig eller påkrevet for å oppløse en forhåndsbestemt del av pulverkompaktet 400 som er i kontakt med fluidet. CST kan også omfatte en tid som tilsvarer en endring i egenskapen til det endrede materialet eller fluidet, eller en kombinasjon av disse. Ved en endring i egenskapene hos det endrede materialet, kan endringen omfatte en endring i en temperatur hos det endrede materialet. Dersom det er en endring i egenskapene hos fluidet, kan endringen omfatte endring av en fluidtemperatur, trykk, strømningshastighet, kjemisk sammensetning eller pH, eller en kombinasjon av dette. Både det endrede materialet og endringen i egenskapen hos det endrede materialet eller fluidet, eller en kombinasjon av dette, kan tilpasses slik at det gir ønsket CST-reaksjonskarakteristikk, inkludert endringshastigheten av den aktuelle egenskapen (f.eks. vekttap, styrketap) både før CST (f.eks. trinn 1) og etter CST (f.eks. trinn 2), som vist i figur 18.
[0067] uten å være begrenset av teori dannes pulverkompakter 400 av belagte pulverpartikler 312 som omfatter en partikkelkjerne 314 og tilhørende kjernemateriale 318 i tillegg til et metallbelegg 316 og et tilhørende metallsk beleggingsmateriale 320 for å danne en vesentlig-kontinuerlig, tre-dimensional, cellulær nanomatrise 416 som omfatter et nanomatrisemateriale 420 dannet ved sintring og den tilhørende diffusjonsbindingen av de respektive beleggene 316 som omfatter en mengde spredte partikler 414 av partikkelkjernematerialene 418. Denne unike strukturen kan omfatte metastabile kombinasjoner av materialer som ville være svært vanskelige eller umulige å danne ved størkning fra en smelte som har de samme relative mengdene av de utgjørende materialene. Beleggene og de tilhørende beleggingsmaterialene kan velges slik at de tilveiebringer velgbar og kontrollerbar oppløsning i et forhåndsbestemt fluidmiljø, så som et borehullmiljø, der det forhåndsbestemte fluidet kan være et vanlig brukt borehullfluid som enten injiseres ned i borehullet eller ekstraheres fra borehullet. Som det videre vil forstås av beskrivelsen her, eksponerer kontrollert oppløsning av nanomatrisen de spredte partiklene i kjernematerialene. Partikkelkjernematerialene kan også velges slik at de også tilveiebringer velgbar og kontrollerbar oppløsning i borehullfluidet. Alternativt kan de også velges slik at de tilveiebringer en viss mekanisk egenskap, så som trykkfasthet eller skjærfasthet, til pulverkompaktet 400, uten å nødvendigvis tilveiebringe velgbar og kontrollert oppløsning av selve kjernematerialene, ettersom velgbar og kontrollerbar oppløsning av nanomatrisematerialet som omgir disse partiklene, nødvendigvis vil frigi dem slik at de føres bort av borehullfluidet. Mikrostrukturmorfologien til den vesentlig-kontinuerlige, cellulære nanomatrisen 416, som kan velges slik at den tilveiebringer et materiale i en styrkende fase, med spredte partikler 414, som kan velges slik at de tilveiebringer likeaksede spredte partikler 414, tilveiebringer disse pulverkompaktene med forbedrede mekaniske egenskaper, inkludert trykkfasthet og skjærfasthet, ettersom den resulterende morfologien i nanomatrisen/de spredte partiklene kan manipuleres slik at de tilveiebringer styrking gjennom hele prosessen som likner på tradisjonelle styrkningsmekanismer, så som reduksjon av kornstørrelse, løsningsherding gjennom bruk av urenhetsatomer, utfelling eller aldersherding og styrke-/arbeidsherdende mekanismer. Strukturen i nanomatrisen/de spredte partiklene har en tendens til å begrense forflytning som følge av de tallrike grenseflatene mellom partikler og nanomatrise, samt grenseflater mellom diskrete lag inne i nanomatrisematerialet som beskrevet her. Dette eksemplifiseres i bruddatferden hos disse materialene. Et pulverkompakt 400 laget ved hjelp av ubelagt rent Mg-pulver og påført en skjærspenning som er tilstrekkelig til å indusere bruddpåvist oppsprekking mellom korn. I motsetning til dette har et pulverkompakt 400 som er laget ved hjelp av pulverpartikler 312 som har rene Mg-pulverpartikkelkjerner 314 for å danne spredte partikler 414 og metallbelegg 316 som omfatter Al for å danne nanomatrise 416 og påført en skjærspenning som er tilstrekkelig til å indusere bruddpåvist oppsprekking mellom korn, en vesentlig høyere bruddspenning, som beskrevet her. Ettersom disse materialene har høystyrkeegenskaper, kan kjernematerialet og beleggingsmaterialet velges slik at det benytter lavtetthetsmaterialer eller andre lavtetthetsmaterialer, så som lavtetthetsmetaller, keramikk, glass eller karbon, som ellers ikke ville tilveiebringe de nødvendige styrkeegenskapene for bruk i de ønskede anvendelsene, inkludert borehullverktøy og komponenter.
[0068] Fig. 1 viser verktøyet 100 i en innkjøringsposisjon med ventildekselet 250 i en posisjon der den oppløselige innsatsen 252 er innstilt med ventilåpningen 124 i øverlegemedelen 120 for å hindre fluider i å strømme inn i eller ut av boringen 108 gjennom ventilåpningen 124. Ventilhylsen 254 på ventildekselet 250 festes til øverlegemedelen 120 med bruddstift 126 tilstøtende ventilåpningen 124. I innkjøringsposisjonen støter et anslag 128 på øverlegemedelen 120 mellom bruddstiften 126 og ventilåpningen 124 an mot en skulder 274 på ventilhylsen 254. Også i innkjøringsposisjonen trykker den rampede overflaten 260 på ventilhylsen 254 sammen fingrene 154 på patronen 152 på kulesetet 150 innover slik at det tilveiebringer kulesetet 150 i en kulefangende posisjon, klar til mottak av en kule 50. Vekslenålen 208 posisjoneres som vist i fig.
3 inne i en andre seksjon 212 av veksleveien 206.
[0069] Fig. 4 viser verktøyet 100 ved mottak av en kule 50 inne i kulesetet 150. Når kulen 50 helt eller i det minste vesentlig blokkerer fluid gjennom boringen 108, kan trykk bygges opp ovenfor kulen 50, noe som tvinger kulen 50 og det tilhørende kulesetet 150 nedover i borehullet. På grunn av festingen av basisen 156 på kulesetet 150 til den indre rørkonstruksjonen 172 som støter an mot veksleanordningen 200, beveger også veksleanordningen 200 seg nedover i borehullet, noe som posisjonerer vekslenålen 208 som vist i fig. 5 inne i en tredje seksjon 214 av veksleveien 206, som er en frac/switch-posisjon. Ettersom ventilhylsen 254 er festende festet til øverlegemedelen 120 via bruddstiften 126, kan ikke kulesetet 150 og veksleanordningen 200 bevege seg videre nedover i borehullet før bruddstiften 126 brekker. Dersom trykk slippes ut før det når bruddverdien, vil kulesetet 150 gå tilbake til innkjøringsposisjonen, og vekslenålen 208 vil posisjoneres i den andre posisjonen 212 av veksleveien 206. Dersom trykket økes over bruddverdien, vil bruddstiften 126 brekke, og ventildekselet 250, kulesetet 150 og veksleanordningen 200 vil bevege seg nedover i borehullet og trykke sammen kompresjonsfjæren 218 og dermed eksponere ventilåpningen 124 i øverlegemedelen 120. Sonen kan deretter sprekkes opp, eller det kan utføres andre borehulloperasjoner gjennom ventilåpningen 124. På dette stadiet låses kulesetet 150 i posisjon på grunn av veksleanordningen 200 som, som vist i fig. 5, holder vekslenålen 208 i en øvre ende 228 av den tredje seksjonen 214 og ikke flytter seg derfra før trykket slippes. Patronen 152 på kulesetet 150 er fortsatt i tilstanden med begrenset diameter for å holde kulen 50 i seg. Så lenge patronen 152 er ovenfor den rampede overflaten 260, vil patronen 152 forbli i tilstanden med begrenset diameter.
[0070] Fig. 6 viser verktøyet 100 i en posisjon, så som etter at en sporingsoperasjon på den bestemte sonen er fullført, der pumpetrykket slippes ut fra boringen 108 på verktøyet 100, slik at trykket slippes fra kulesetet 150. Idet kulen 50 og kulesetet 150 får bevege seg tilbake mot en øvre posisjon, vender ventilhylsen 254 tilbake til posisjonen som vist i fig. 1, der innsatsen 252 igjen blokkerer ventilåpningen 124. Ventilåpningen 254 bringes tilbake til denne posisjonen via fjærkraften fra kompresjonsfjæren 218 som trykker på den bevegelige rørdelen 216 som ventilhylsen 254 er forbundet med. Skulderen 274 på ventilhylsen 254 støter an mot anslaget 128 på øverlegemedelen 120, slik at innsatsen 252 innstiller seg passende med ventilåpningen 124. Vekslenålen 208 veksler til den andre seksjonen 212 mellom posisjonene vist i fig. 4 og 6. Når trykk igjen påføres med kulen 50 på kulesetet 150, veksler vekslehylsen 202 slik at vekslenålen 208 innstiller seg med den første seksjonen 210 tilsvarende en «pass»-seksjon. Med vekslenålen 208 hele veien inn i den forlengede langsgående delen av den første seksjonen 210, blir fjærelementet 220 sammentrykket, og den indre rørkonstruksjonen 172 dras nedover slik at den forbundne patronen 152 dras nedover. Dermed støter ikke den tunnelformede delen 162 av kulesetet 150 an mot anslaget 258 på ventilhylsen 254, og den rampede overflaten 170 på den indre rørkonstruksjonen 172 støter ikke an mot den rampede overflaten 260 på ventilhylsen 254, slik at den ledige enden 160 av fingrene 154 ikke lenger trykkes sammen, og dermed antar de en tilstand slik at en indre diameter av patronen 152 er stor nok til å la kulen 50 passere derigjennom til en lavere sone lenger ned i borehullet.
[0071] Når det gjelder fig. 8 og 9, beveger fjærelementet 220, etter at kulen 50 har passert, vekslehylsen 202 tilbake til den andre seksjonen 212 av veien 206, og kulesetet 150 går tilbake til en tilstand med redusert diameter, som vist i fig. 1 under innkjøringsposisjonen. Til forskjell fra fig. 1 er imidlertid den oppløselige innsatsen 252 i fig. 1 vist i fig. 8 med materialet oppløst ved den valgte tiden som operatøren finner riktig, generelt etter at alle soner er oppsprukket. Når den oppløselige innsatsen 252 er oppløst, tilveiebringes åpning 253 i ventildekselet 250, og kan deretter innstilles selektivt med ventilåpningen 124 i rørlegemet 106.
[0072] Som vist i fig. 10 er bruddrekkefølgen av operasjon som for tiden er mulig med konvensjonelt utstyr, og mulig med det selektive hydrauliske bruddverktøyet, tilnæringen «fra bunnen og opp». Et skjematisk riss av et borehull 10 omfatter en øvre ende 12 nærmest en overflatelokalitet, og en nedre ende 14, lengst unna overflatelokaliteten, der overflatelokaliteten er inngangspunktet for et bunnhullsverktøy. Borehullet 10 er vist med sju målsoner for bruddoperasjoner, inkludert sone 16, 18, 20, 22, 24, 26 og 28, selv om et annet antall soner kan tilsiktes. I tilnærmingen fra bunnen og opp utføres den første bruddoperasjonen 1 i sone 28, den andre bruddoperasjonen 2 i sone 26, den tredje bruddoperasjonen 3 i sone 24, den fjerde bruddoperasjonen 4 i sone 22, den femte bruddoperasjonen 5 i sone 20, den sjette bruddoperasjonen 6 i sone 18, og den sjuende bruddoperasjonen 7 i sone 16. I rekkefølgen fra bunnen og opp sprekkes dermed den laveste/fjerneste sonen 28 først, og deretter utføres bruddoperasjonene oppover i borehullet ved å sprekke opp hver påfølgende sone. I det konvensjonelle bruddverktøyet ville den initielle oppsprekkingen muliggjøres ved å slippe en kule med liten diameter inn i verktøyet, og deretter ville baller med stadig større diameter slippes mens man jobbet seg oppover borehullet. Etter at alle sonene er oppsprukket, ville kulene strømme tilbake til overflaten sammen med produksjon.
[0073] Fig. 11 og 12 viser henholdsvis to alternative bruddrekkefølger i operasjonene som er mulige takket være det selektive hydrauliske bruddverktøyet som beskrives her, men ikke med konvensjonelle borehullverktøy. Fig. 11 viser en tilnærming fra toppen og ned, som er det motsatte av tilnærmingen fra bunnen og opp vist i fig. 10. Med andre ord utføres den første bruddoperasjonen 1 i sone 16, den andre bruddoperasjonen 2 i sone 18, den tredje bruddoperasjonen 3 i sone 20, den fjerde bruddoperasjonen 4 i sone 22, den femte bruddoperasjonen 5 i sone 24, den sjette bruddoperasjonen 6 i sone 26, og den sjuende bruddoperasjonen 7 i sone 28. I denne rekkefølgen fra toppen og ned sprekkes dermed den høyeste sonen 16 først, og deretter utføres bruddene nedover i borehullet ved å sprekke opp hver påfølgende sone. Denne rekkefølgen var ikke mulig med et konvensjonelt bruddverktøy ettersom kulen på setet ville hindre operatøren i å produsere lavere soner, og selv om kulen på setet kunne fjernes, ville sonen som akkurat var oppsprukket, bli stående åpen, og dersom et brudd ble forsøkt i en lavere sone, ville derfor all pumpingen gå tapt til den øvre sonen. I det selektive bruddverktøyet derimot, må imidlertid kulen etter at en øvre sone er oppsprukket, passere gjennom det utvidbare kulesetet for å sprekke opp lavere soner, og en enkelt kule kan brukes til å sprekke opp alle soner.
[0074] Fig. 12 viser en bruddrekkefølge av operasjon mot sentrum, der den første bruddoperasjonen 1 utføres i sone 28, den andre bruddoperasjonen 2 utføres i sone 16, den tredje bruddoperasjonen 3 utføres i sone 26, den fjerde bruddoperasjonen 4 utføres i sone 18, den femte bruddoperasjonen 5 utføres i sone 24, den sjette bruddoperasjonen 6 utføres i sone 20, og den sjuende bruddoperasjonen 7 utføres i sone 22. Dermed er bruddoperasjonen mot sentrum der hvor sonene sprekkes opp på en vekslende måte fra laveste til høyeste sone til den midterste sonen er nådd. Etter at en øvre sone er oppsprukket, må kulen føres gjennom det utvidbare kulesetet for å sprekke opp lavere soner. Etter at en øvre sone er oppsprukket, vil kulen brukes til å sprekke opp den tilsvarende lavere sonen. I den illustrerte utførelsesformen vil kulen i sone 16 deretter gå til sone 26 og sprekke opp den sonen.
[0075] Selv om det er beskrevet to ytterligere bruddrekkefølger i operasjonen, må det forstås at det selektive hydrauliske bruddverktøyet kan brukes til å sprekke opp soner i borehullet i en hvilken som helst rekkefølge som operatøren finner riktig, eller ut ifra borehullforholdene.
[0076] Selv om oppfinnelsen er beskrevet med henvisning til en eksemplarisk utførelsesform eller utførelsesformer, vil fagpersonen forstå at det kan gjøres ulike endringer og settes inn ekvivalenter for elementer i den uten at det avviker fra oppfinnelsens omfang. Dessuten kan mange modifiseringer gjøres for å tilpasse en spesiell situasjon eller et spesielt materiale til oppfinnelsens lærdom uten at det avviker fra dens essensielle omfang. Det er derfor meningen at oppfinnelsen ikke skal være begrenset til den spesifikke utførelsesformen som beskrives som den best uttenkte måten å gjennomføre denne oppfinnelsen på, men at oppfinnelsen skal omfatte alle utførelsesformer som faller innenfor kravenes omfang. I tegningene og beskrivelsen er det også beskrevet eksemplariske utførelsesformer av oppfinnelsen, og selv om det kan være benyttet spesifikke termer, er de, såframt annet ikke er angitt, bare brukt i en generell og beskrivende mening, og ikke med tanke på begrensning, slik at oppfinnelsens omfang derfor ikke begrenses derved. Bruken av termene første, andre osv. betegner heller ikke noen viktighetsrekkefølge, det er heller slik at termene første, andre osv. benyttes for å skille ett element fra et annet. Videre betegner ikke bruken av termene en, et osv. noen begrensning i mengde, men betegner heller nærværet av minst ett av det nevnte objektet.
Claims (20)
1. Selektivt borehullverktøy, som omfatter: en rørkonstruksjon med en langsgående boring som gjør det mulig for fluid å passere derigjennom, og med en ventilåpning i en vegg på rørkonstruksjonen; et utvidbart kulesete som er selektivt bevegelig mellom en første størrelse som er dimensjonert til å fange en kule for å blokkere strømning gjennom rørkonstruksjonen, og en større andre størrelse som er dimensjonert til å frigi kulen gjennom rørkonstruksjonen; og et ventildeksel som er langsgående bevegelig inne i rørkonstruksjonen, der ventildekselet omfatter en oppløselig innsats.
2. Selektivt borehullverktøy i henhold til krav 1, der ventildekselet samarbeider med kulesetet og er langsgående bevegelig med kulesetet som reaksjon på en trykkendring inne i rørkonstruksj onen.
3. Selektivt borehullverktøy i henhold til krav 1, der innsatsen dekker ventilåpningen i en første tilstand og er langsgående bevegelig inne i rørkonstruksjonen for å eksponere ventilåpningen i en andre tilstand.
4. Selektivt borehullverktøy i henhold til krav 3, der innsatsen igjen dekker ventilåpningen i en tredje tilstand, og der kulesetet har den første størrelsen i den første og den andre tilstanden, og den andre størrelsen i den tredje tilstanden.
5. Selektivt borehullverktøy i henhold til krav 4, der innsatsen oppløses i den fjerde tilstanden.
6. Selektivt borehullverktøy i henhold til krav 1, der det utvidbare kulesetet omfatter en patron med en mengde fingre, der den ledige enden av fingrene beveger seg fra den første størrelsen til den andre størrelsen, og en basis forbinder en fast ende av fingrene.
7. Selektivt borehullverktøy i henhold til krav 1, som videre omfatter en veksleanordning som er inngripbar med det utvidbare kulesetet og i stand til å låse det utvidbare kulesetet i én av den første størrelsen og den andre størrelsen.
8. Selektivt borehullverktøy i henhold til krav 7, der veksleanordningen omfatter en vekslehylse som har en vekslevei, en vekslenål som er bevegelig i forhold til vekslehylsen, og minst ett fjærforspennende element som virker på vekslenålen.
9. Selektivt borehullverktøy i henhold til krav 8, der det minst ene fjærforspennende elementet omfatter en kompresjonsfjær på én side av vekslenålen og en kompresjonsfjær på en motsatt side av vekslenålen.
10. Selektivt borehullverktøy i henhold til krav 8, der veksleveien omfatter en første seksjon som strekker seg oppover i borehullet for å låse kulesetet i den andre størrelsen, en andre seksjon som strekker seg nedover i borehullet og gjør det mulig for vekslenålen å bevege seg, og en tredje seksjon som strekker seg oppover i borehullet og er kortere enn den første seksjonen, for å låse kulesetet i den første størrelsen.
11. Selektivt borehullverktøy i henhold til krav 10, der veksleveien er en kontinuerlig vei rundt en diameter av vekslehylsen og omfatter en andre seksjon anbrakt mellom hver første seksjon og tredje seksjon.
12. Selektivt borehullverktøy i henhold til krav 1, som videre omfatter en bruddstift som festende forbinder ventildekselet til rørkonstruksjonen i en innkjøringstilstand av verktøyet.
13. Selektivt borehullverktøy i henhold til krav 1, der den oppløselige innsatsen omfatter et selektivt nedbrytelig materiale som omfatter et sintret pulverkompakt dannet av elektrokjemisk aktive metaller.
14. Framgangsmåte for å operere et borehullverktøy, der framgangsmåten omfatter: å kjøre borehullverktøyet ned i et borehull, der verktøyet omfatter en rørkonstruksjon med en ventilåpning dekket av et ventildeksel; å bevege ventildekselet langsgående for å avdekke ventilåpningen; å igjen dekke ventilåpningen med ventildekselet etter en operasjon gjennom ventilåpningen; og å oppløse en del av ventildekselet for å igjen eksponere ventilåpningen.
15. Framgangsmåte i henhold til krav 14, som videre omfatter å gjenta å eksponere ventilåpningen, å utføre en operasjon gjennom ventilåpningen, og igjen dekke ventilåpningen for en mengde ventilåpninger og tilhørende ventildeksler, og deretter oppløse en del av ventildekslene for å eksponere ventilåpningene.
16. Framgangsmåte i henhold til krav 15, der operasjonen er en bruddoperasjon utført på en mengde soner i borehullet, og videre omfatter å tillate inngang av produksjonsfluider gjennom ventilåpningene etter å ha oppløst en del av ventildekslene.
17. Framgangsmåte i henhold til krav 15, der en rekkefølge av operasjonene som utføres gjennom ventilåpningene, er en rekkefølge fra toppen og ned, der en første operasjon utføres gjennom en øverste ventilåpning og en siste operasjon utføres gjennom en nederste ventilåpning.
18. Framgangsmåte i henhold til krav 15, der en rekkefølge av operasjonene som utføres gjennom ventilåpningene, er en rekkefølge mot sentrum, der påfølgende operasjoner utføres skiftende gjennom ventilåpninger nede og oppe i borehullet, nærmende en midtre ventilåpning.
19. Framgangsmåte i henhold til krav 14, som ytterligere omfatter: å slippe en kule i rørkonstruksjonen inn i et utvidbart kulesete; å fange kulen inne i kulesetet; å bygge opp trykk inne i rørkonstruksjonen og tvinge kulen og kulesetet nedover i borehullet; og å slippe ut pumpetrykk; der det å bevege ventildekselet langsgående skjer ved at det bygges opp trykk inne i rørkonstruksjonen, og å igjen dekke ventilåpningen med ventildekselet skjer ved at det slippes ut pumpetrykk.
20. Framgangsmåte i henhold til krav 14, der ventildekselet er festende forbundet til rørkonstruksjonen via en skjærskrue mens borehullverktøyet kjøres ned i borehullet, og som ytterligere omfatter å skjære skruen etter at ventilåpningen er innstilt i en målsone i borehullet.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US13/193,028 US8783365B2 (en) | 2011-07-28 | 2011-07-28 | Selective hydraulic fracturing tool and method thereof |
PCT/US2012/046231 WO2013015992A2 (en) | 2011-07-28 | 2012-07-11 | Selective hydraulic fracturing tool and method thereof |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20131664A1 true NO20131664A1 (no) | 2014-01-13 |
Family
ID=47596290
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20131664A NO20131664A1 (no) | 2011-07-28 | 2013-12-13 | Selektivt hydraulisk bruddverktøy og tilhørende fremgangsmåte. |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US8783365B2 (no) |
CN (1) | CN103688014B (no) |
AU (1) | AU2012287346B2 (no) |
CA (1) | CA2841078C (no) |
GB (1) | GB2506772A (no) |
NO (1) | NO20131664A1 (no) |
WO (1) | WO2013015992A2 (no) |
Families Citing this family (33)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20090166980A1 (en) | 2008-01-02 | 2009-07-02 | Miller John A | Packing assembly for a pump |
CA2844342C (en) | 2011-07-29 | 2019-09-03 | Packers Plus Energy Services Inc. | Wellbore tool with indexing mechanism and method |
AU2012323753A1 (en) | 2011-10-11 | 2014-05-01 | Packers Plus Energy Services Inc. | Wellbore actuators, treatment strings and methods |
US9238953B2 (en) | 2011-11-08 | 2016-01-19 | Schlumberger Technology Corporation | Completion method for stimulation of multiple intervals |
US9353597B2 (en) * | 2012-04-30 | 2016-05-31 | TD Tools, Inc. | Apparatus and method for isolating flow in a downhole tool assembly |
US9650851B2 (en) | 2012-06-18 | 2017-05-16 | Schlumberger Technology Corporation | Autonomous untethered well object |
US9714557B2 (en) * | 2012-12-13 | 2017-07-25 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Sliding sleeve having contracting, ringed ball seat |
US9528343B2 (en) | 2013-01-17 | 2016-12-27 | Parker-Hannifin Corporation | Degradable ball sealer |
US9290998B2 (en) | 2013-02-25 | 2016-03-22 | Baker Hughes Incorporated | Actuation mechanisms for downhole assemblies and related downhole assemblies and methods |
US9441467B2 (en) * | 2013-06-28 | 2016-09-13 | Team Oil Tools, Lp | Indexing well bore tool and method for using indexed well bore tools |
US9458698B2 (en) | 2013-06-28 | 2016-10-04 | Team Oil Tools Lp | Linearly indexing well bore simulation valve |
US9896908B2 (en) | 2013-06-28 | 2018-02-20 | Team Oil Tools, Lp | Well bore stimulation valve |
US10422202B2 (en) | 2013-06-28 | 2019-09-24 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Linearly indexing wellbore valve |
US9428992B2 (en) * | 2013-08-02 | 2016-08-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for restricting fluid flow in a downhole tool |
US9631468B2 (en) | 2013-09-03 | 2017-04-25 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment |
US9410413B2 (en) * | 2013-10-18 | 2016-08-09 | Baker Hughes Incorporated | Well system with annular space around casing for a treatment operation |
US9926769B2 (en) * | 2013-11-07 | 2018-03-27 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Systems and methods for downhole communication |
WO2015134014A1 (en) | 2014-03-05 | 2015-09-11 | Halliburton Energy Services Inc. | Flow control mechanism for downhole tool |
US9739115B2 (en) * | 2014-05-22 | 2017-08-22 | Baker Hughes Incorporated | Degradable fluid loss and pressure barrier for subterranean use |
WO2015199660A1 (en) * | 2014-06-24 | 2015-12-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-acting downhole tool arrangement |
CN104234661B (zh) * | 2014-09-12 | 2017-02-15 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司 | 一种一球多开式滑套开关 |
US9951596B2 (en) | 2014-10-16 | 2018-04-24 | Exxonmobil Uptream Research Company | Sliding sleeve for stimulating a horizontal wellbore, and method for completing a wellbore |
AU2015345953A1 (en) * | 2014-11-11 | 2017-06-22 | Interra Energy Services Ltd. | Wellbore tool with pressure actuated indexing mechanism and method |
CN104653138A (zh) * | 2015-01-30 | 2015-05-27 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司 | 一种双筒式气井地面捕球装置 |
EP3268831B1 (en) | 2015-03-12 | 2020-09-02 | NCS Multistage Inc. | Electrically actuated downhole flow control apparatus |
US10077635B2 (en) | 2015-05-15 | 2018-09-18 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Debris catcher |
US10337288B2 (en) * | 2015-06-10 | 2019-07-02 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Sliding sleeve having indexing mechanism and expandable sleeve |
WO2017132744A1 (en) | 2016-02-03 | 2017-08-10 | Tartan Completion Systems Inc. | Burst plug assembly with choke insert, fracturing tool and method of fracturing with same |
NO343006B1 (en) | 2017-02-15 | 2018-09-24 | Frac Tech As | Downhole tool |
USD893684S1 (en) | 2017-08-22 | 2020-08-18 | Garlock Sealing Technologies, Llc | Header ring for a reciprocating stem or piston rod |
US11143305B1 (en) | 2017-08-22 | 2021-10-12 | Garlock Sealing Technologies, Llc | Hydraulic components and methods of manufacturing |
US11098568B2 (en) * | 2017-09-22 | 2021-08-24 | Statoil Gulf Services LLC | Reservoir stimulation method and system |
US11466528B2 (en) | 2018-11-09 | 2022-10-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multilateral multistage system and method |
Family Cites Families (481)
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 |
US2301624A (en) | 1940-08-19 | 1942-11-10 | Charles K Holt | Tool for use in wells |
US2754910A (en) | 1955-04-27 | 1956-07-17 | Chemical Process Company | Method of temporarily closing perforations in the casing |
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 |
US3316748A (en) | 1960-12-01 | 1967-05-02 | Reynolds Metals Co | Method of producing propping agent |
GB912956A (en) | 1960-12-06 | 1962-12-12 | Gen Am Transport | Improvements in and relating to chemical nickel plating of magnesium and its alloys |
US3196949A (en) | 1962-05-08 | 1965-07-27 | John R Hatch | Apparatus for completing wells |
US3152009A (en) | 1962-05-17 | 1964-10-06 | Dow Chemical Co | Electroless nickel plating |
US3395758A (en) | 1964-05-27 | 1968-08-06 | Otis Eng Co | Lateral flow duct and flow control device for wells |
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 |
US3765484A (en) | 1972-06-02 | 1973-10-16 | Shell Oil Co | Method and apparatus for treating selected reservoir portions |
US3878889A (en) | 1973-02-05 | 1975-04-22 | Phillips Petroleum Co | Method and apparatus for well bore work |
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 |
US3924677A (en) | 1974-08-29 | 1975-12-09 | Harry Koplin | Device for use in the completion of an oil or gas well |
US4050529A (en) | 1976-03-25 | 1977-09-27 | Kurban Magomedovich Tagirov | Apparatus for treating rock surrounding a wellbore |
US4407368A (en) | 1978-07-03 | 1983-10-04 | Exxon Production Research Company | Polyurethane ball sealers for well treatment fluid diversion |
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 |
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 |
US4499049A (en) | 1983-02-23 | 1985-02-12 | Metal Alloys, Inc. | Method of consolidating a metallic or ceramic body |
US4499048A (en) | 1983-02-23 | 1985-02-12 | Metal Alloys, Inc. | Method of consolidating a metallic body |
US4498543A (en) | 1983-04-25 | 1985-02-12 | Union Oil Company Of California | Method for placing a liner in a pressurized well |
US4554986A (en) | 1983-07-05 | 1985-11-26 | Reed Rock Bit Company | Rotary drill bit having drag cutting elements |
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 |
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 |
US4869325A (en) | 1986-06-23 | 1989-09-26 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for setting, unsetting, and retrieving a packer or bridge plug from a subterranean well |
US4688641A (en) | 1986-07-25 | 1987-08-25 | Camco, Incorporated | Well packer with releasable head and method of releasing |
US5063775A (en) | 1987-08-19 | 1991-11-12 | Walker Sr Frank J | Method and system for controlling a mechanical pump to monitor and optimize both reservoir and equipment performance |
US5222867A (en) | 1986-08-29 | 1993-06-29 | Walker Sr Frank J | Method and system for controlling a mechanical pump to monitor and optimize both reservoir and equipment performance |
US4714116A (en) | 1986-09-11 | 1987-12-22 | Brunner Travis J | Downhole safety valve operable by differential pressure |
US4817725A (en) | 1986-11-26 | 1989-04-04 | C. "Jerry" Wattigny, A Part Interest | Oil field cable abrading system |
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 |
US5084088A (en) | 1988-02-22 | 1992-01-28 | University Of Kentucky Research Foundation | High temperature alloys synthesis by electro-discharge compaction |
US4975412A (en) | 1988-02-22 | 1990-12-04 | University Of Kentucky Research Foundation | Method of processing superconducting materials and its products |
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 |
FR2651244B1 (fr) | 1989-08-24 | 1993-03-26 | Pechiney Recherche | Procede d'obtention d'alliages de magnesium par pulverisation-depot. |
US5117915A (en) | 1989-08-31 | 1992-06-02 | Union Oil Company Of California | 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 |
US5456317A (en) | 1989-08-31 | 1995-10-10 | Union Oil Co | Buoyancy assisted running of perforated tubulars |
IE903114A1 (en) | 1989-08-31 | 1991-03-13 | Union Oil Co | Well casing flotation device and method |
US4981177A (en) | 1989-10-17 | 1991-01-01 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for establishing communication with a downhole portion of a control fluid pipe |
US4944351A (en) | 1989-10-26 | 1990-07-31 | Baker Hughes Incorporated | Downhole safety valve for subterranean well and method |
US4949788A (en) | 1989-11-08 | 1990-08-21 | Halliburton Company | Well completions using casing valves |
US5095988A (en) | 1989-11-15 | 1992-03-17 | Bode Robert E | Plug injection method and apparatus |
GB2240798A (en) | 1990-02-12 | 1991-08-14 | Shell Int Research | Method and apparatus for perforating a well liner and for fracturing a surrounding formation |
US5178216A (en) | 1990-04-25 | 1993-01-12 | Halliburton Company | Wedge lock ring |
US5271468A (en) | 1990-04-26 | 1993-12-21 | Halliburton Company | Downhole tool apparatus with non-metallic components and methods of drilling thereof |
US5665289A (en) | 1990-05-07 | 1997-09-09 | Chang I. Chung | Solid polymer solution binders for shaping of finely-divided inert particles |
US5074361A (en) | 1990-05-24 | 1991-12-24 | Halliburton Company | Retrieving tool and method |
US5010955A (en) | 1990-05-29 | 1991-04-30 | Smith International, Inc. | Casing mill and method |
US5048611A (en) | 1990-06-04 | 1991-09-17 | Lindsey Completion Systems, Inc. | Pressure operated circulation valve |
US5036921A (en) | 1990-06-28 | 1991-08-06 | Slimdril International, Inc. | Underreamer with sequentially expandable cutter blades |
US5090480A (en) | 1990-06-28 | 1992-02-25 | Slimdril International, Inc. | Underreamer with simultaneously expandable cutter blades and method |
US5188182A (en) | 1990-07-13 | 1993-02-23 | Otis Engineering Corporation | System containing expendible isolation valve with frangible sealing member, seat arrangement and method for use |
US5061323A (en) | 1990-10-15 | 1991-10-29 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy | Composition and method for producing an aluminum alloy resistant to environmentally-assisted cracking |
US5188183A (en) | 1991-05-03 | 1993-02-23 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for controlling the flow of well bore fluids |
US5161614A (en) | 1991-05-31 | 1992-11-10 | Marguip, Inc. | Apparatus and method for accessing the casing of a burning oil well |
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 |
US5318746A (en) | 1991-12-04 | 1994-06-07 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of Commerce | Process for forming alloys in situ in absence of liquid-phase sintering |
US5226483A (en) | 1992-03-04 | 1993-07-13 | Otis Engineering Corporation | Safety valve landing nipple and method |
US5285706A (en) | 1992-03-11 | 1994-02-15 | Wellcutter Inc. | Pipe threading apparatus |
US5293940A (en) | 1992-03-26 | 1994-03-15 | Schlumberger Technology Corporation | Automatic tubing release |
US5477923A (en) | 1992-08-07 | 1995-12-26 | Baker Hughes Incorporated | Wellbore completion using measurement-while-drilling techniques |
US5623993A (en) | 1992-08-07 | 1997-04-29 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for sealing and transfering force in a wellbore |
US5417285A (en) | 1992-08-07 | 1995-05-23 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for sealing and transferring force in a wellbore |
US5454430A (en) | 1992-08-07 | 1995-10-03 | Baker Hughes Incorporated | Scoophead/diverter assembly for completing lateral wellbores |
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 |
KR950014350B1 (ko) | 1993-10-19 | 1995-11-25 | 주승기 | W-Cu 계 합금의 제조방법 |
US5398754A (en) | 1994-01-25 | 1995-03-21 | Baker Hughes Incorporated | Retrievable whipstock anchor assembly |
US5472048A (en) | 1994-01-26 | 1995-12-05 | Baker Hughes Incorporated | Parallel seal assembly |
US5435392A (en) | 1994-01-26 | 1995-07-25 | Baker Hughes Incorporated | Liner tie-back sleeve |
US5411082A (en) | 1994-01-26 | 1995-05-02 | Baker Hughes Incorporated | Scoophead running tool |
US5439051A (en) | 1994-01-26 | 1995-08-08 | Baker Hughes Incorporated | Lateral connector receptacle |
DE4407593C1 (de) | 1994-03-08 | 1995-10-26 | Plansee Metallwerk | Verfahren zur Herstellung von Pulverpreßlingen hoher Dichte |
US5479986A (en) | 1994-05-02 | 1996-01-02 | Halliburton Company | Temporary plug system |
US5826661A (en) | 1994-05-02 | 1998-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Linear indexing apparatus and methods of using same |
US5526881A (en) | 1994-06-30 | 1996-06-18 | Quality Tubing, Inc. | Preperforated coiled tubing |
US5707214A (en) | 1994-07-01 | 1998-01-13 | Fluid Flow Engineering Company | Nozzle-venturi gas lift flow control device and method for improving production rate, lift efficiency, and stability of gas lift wells |
US5526880A (en) | 1994-09-15 | 1996-06-18 | Baker Hughes Incorporated | Method for multi-lateral completion and cementing the juncture with lateral wellbores |
US5558153A (en) | 1994-10-20 | 1996-09-24 | Baker Hughes Incorporated | Method & apparatus for actuating a downhole tool |
US5934372A (en) | 1994-10-20 | 1999-08-10 | Muth Pump Llc | Pump system and method for pumping well fluids |
US5765639A (en) | 1994-10-20 | 1998-06-16 | Muth Pump Llc | Tubing pump system for pumping well fluids |
US6250392B1 (en) | 1994-10-20 | 2001-06-26 | Muth Pump Llc | Pump systems and methods |
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 |
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 |
US5810084A (en) * | 1996-02-22 | 1998-09-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gravel pack apparatus |
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 |
US5960881A (en) | 1997-04-22 | 1999-10-05 | Jerry P. Allamon | Downhole surge pressure reduction system and method of use |
JP4945814B2 (ja) | 1997-05-13 | 2012-06-06 | アロメット コーポレイション | タフコートされた硬い粉末およびその焼結製品 |
GB9715001D0 (en) | 1997-07-17 | 1997-09-24 | Specialised Petroleum Serv Ltd | A downhole tool |
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 |
US6167970B1 (en) | 1998-04-30 | 2001-01-02 | B J Services Company | Isolation tool release mechanism |
CA2296108C (en) | 1998-05-05 | 2008-10-14 | Baker Hughes Incorporated | Actuation system for a downhole tool |
US6675889B1 (en) | 1998-05-11 | 2004-01-13 | Offshore Energy Services, Inc. | Tubular filling system |
WO1999058814A1 (en) | 1998-05-14 | 1999-11-18 | Fike Corporation | Downhole dump valve |
US6135208A (en) | 1998-05-28 | 2000-10-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable wellbore junction |
CA2239645C (en) | 1998-06-05 | 2003-04-08 | Top-Co Industries Ltd. | Method and apparatus for locating a drill bit when drilling out cementing equipment from a wellbore |
US6273187B1 (en) | 1998-09-10 | 2001-08-14 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for downhole safety valve remediation |
US6142237A (en) | 1998-09-21 | 2000-11-07 | Camco International, Inc. | Method for coupling and release of submergible equipment |
US6213202B1 (en) | 1998-09-21 | 2001-04-10 | Camco International, Inc. | Separable connector for coil tubing deployed systems |
US6779599B2 (en) | 1998-09-25 | 2004-08-24 | Offshore Energy Services, Inc. | Tubular filling system |
DE19844397A1 (de) | 1998-09-28 | 2000-03-30 | Hilti Ag | Abrasive Schneidkörper enthaltend Diamantpartikel und Verfahren zur Herstellung der Schneidkörper |
US6161622A (en) | 1998-11-02 | 2000-12-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remote actuated plug method |
US5992452A (en) | 1998-11-09 | 1999-11-30 | Nelson, Ii; Joe A. | Ball and seat valve assembly and downhole pump utilizing the valve assembly |
US6220350B1 (en) | 1998-12-01 | 2001-04-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | High strength water soluble plug |
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 |
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 |
ATE296177T1 (de) | 2000-01-25 | 2005-06-15 | Glatt Systemtechnik Dresden | Hohlkugel und verfahren zur herstellung von hohlkugeln und leichtbauteilen mit hohlkugeln |
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 |
DE60116096D1 (de) | 2000-06-30 | 2006-01-26 | Watherford Lamb Inc | Verfahren und vorrichtung zur komplettierung einer abzweigung in bohrlöchern mit einer mehrzahl seitlicher bohrungen |
GB0016595D0 (en) | 2000-07-07 | 2000-08-23 | Moyes Peter B | Deformable member |
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 |
GB0025302D0 (en) | 2000-10-14 | 2000-11-29 | Sps Afos Group Ltd | Downhole fluid sampler |
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 |
CA2462609A1 (en) | 2001-10-09 | 2003-04-17 | Burlington Resources Oil & Gas Company Lp | Downhole well pump |
US20030070811A1 (en) | 2001-10-12 | 2003-04-17 | Robison Clark E. | Apparatus and method for perforating a subterranean formation |
US6601648B2 (en) | 2001-10-22 | 2003-08-05 | Charles D. Ebinger | Well completion method |
RU2320867C2 (ru) | 2001-12-03 | 2008-03-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ и устройство для введения жидкости в пласт |
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 |
US6899176B2 (en) | 2002-01-25 | 2005-05-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and treatment method using the same |
US7096945B2 (en) | 2002-01-25 | 2006-08-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and treatment method using the same |
US6719051B2 (en) | 2002-01-25 | 2004-04-13 | 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 |
CA2436248C (en) | 2002-07-31 | 2010-11-09 | Schlumberger Canada Limited | 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 |
CA2493267C (en) | 2002-09-11 | 2011-11-01 | 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 |
US8403037B2 (en) | 2009-12-08 | 2013-03-26 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable tool and method |
US9682425B2 (en) | 2009-12-08 | 2017-06-20 | Baker Hughes Incorporated | Coated metallic powder and method of making the same |
US8327931B2 (en) | 2009-12-08 | 2012-12-11 | Baker Hughes Incorporated | Multi-component disappearing tripping ball and method for making the same |
US9101978B2 (en) | 2002-12-08 | 2015-08-11 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix powder metal compact |
US9109429B2 (en) | 2002-12-08 | 2015-08-18 | Baker Hughes Incorporated | Engineered powder compact composite material |
AU2003299763B2 (en) | 2002-12-26 | 2009-01-22 | Baker Hughes Incorporated | Alternative packer setting method |
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 |
ATE442510T1 (de) | 2003-03-13 | 2009-09-15 | Tesco Corp | Verfahren und vorrichtung zum bohren eines bohrlochs mit einem bohrloch-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 |
JP4599294B2 (ja) | 2003-04-14 | 2010-12-15 | 積水化学工業株式会社 | 合わせガラスの剥離方法 |
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 |
US7097906B2 (en) | 2003-06-05 | 2006-08-29 | Lockheed Martin Corporation | Pure carbon isotropic alloy of allotropic forms of carbon including single-walled carbon nanotubes and diamond-like carbon |
EP1649134A2 (en) | 2003-06-12 | 2006-04-26 | Element Six (PTY) Ltd | Composite material for drilling applications |
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 |
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 |
US7461699B2 (en) | 2003-10-22 | 2008-12-09 | Baker Hughes Incorporated | Method for providing a temporary barrier in a flow pathway |
US8342240B2 (en) | 2003-10-22 | 2013-01-01 | Baker Hughes Incorporated | Method for providing a temporary barrier in a flow pathway |
US20070057415A1 (en) | 2003-10-29 | 2007-03-15 | Sumitomo Precision Products Co., Ltd. | Method for producing carbon nanotube-dispersed composite material |
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 |
US7503390B2 (en) | 2003-12-11 | 2009-03-17 | Baker Hughes Incorporated | Lock mechanism for a sliding sleeve |
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 |
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 |
GB2411918B (en) | 2004-03-12 | 2006-11-22 | Schlumberger Holdings | System and method to seal using a swellable material |
US7353879B2 (en) | 2004-03-18 | 2008-04-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Biodegradable 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 |
US7168494B2 (en) | 2004-03-18 | 2007-01-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Dissolvable downhole tools |
US7255172B2 (en) | 2004-04-13 | 2007-08-14 | Tech Tac Company, Inc. | Hydrodynamic, down-hole anchor |
US20050241835A1 (en) | 2004-05-03 | 2005-11-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-activating downhole tool |
US7163066B2 (en) | 2004-05-07 | 2007-01-16 | Bj Services Company | Gravity valve for a downhole tool |
US7723272B2 (en) | 2007-02-26 | 2010-05-25 | Baker Hughes Incorporated | Methods and compositions for fracturing subterranean formations |
US20080060810A9 (en) | 2004-05-25 | 2008-03-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for treating a subterranean formation with a curable composition using a jetting tool |
US10316616B2 (en) | 2004-05-28 | 2019-06-11 | Schlumberger Technology Corporation | Dissolvable bridge plug |
US8211247B2 (en) | 2006-02-09 | 2012-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable compositions, apparatus comprising same, and method of use |
JP4476701B2 (ja) | 2004-06-02 | 2010-06-09 | 日本碍子株式会社 | 電極内蔵焼結体の製造方法 |
US7819198B2 (en) | 2004-06-08 | 2010-10-26 | Birckhead John M | Friction spring release mechanism |
US7287592B2 (en) | 2004-06-11 | 2007-10-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Limited entry multiple fracture and frac-pack placement in liner completions using liner fracturing tool |
US7401648B2 (en) | 2004-06-14 | 2008-07-22 | Baker Hughes Incorporated | One trip well apparatus with sand control |
US7243723B2 (en) | 2004-06-18 | 2007-07-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for fracturing and gravel packing a borehole |
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 |
US7337854B2 (en) | 2004-11-24 | 2008-03-04 | Weatherford/Lamb, Inc. | Gas-pressurized lubricator and method |
US20090084553A1 (en) | 2004-12-14 | 2009-04-02 | Schlumberger Technology Corporation | Sliding sleeve valve assembly with sand screen |
US7322417B2 (en) | 2004-12-14 | 2008-01-29 | Schlumberger Technology Corporation | Technique and apparatus for completing multiple zones |
GB2424233B (en) | 2005-03-15 | 2009-06-03 | Schlumberger Holdings | Technique and apparatus for use in wells |
US7387165B2 (en) | 2004-12-14 | 2008-06-17 | Schlumberger Technology Corporation | System for completing multiple well intervals |
US7513320B2 (en) | 2004-12-16 | 2009-04-07 | Tdy Industries, Inc. | Cemented carbide inserts for earth-boring bits |
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 |
US20060150770A1 (en) | 2005-01-12 | 2006-07-13 | Onmaterials, Llc | Method of making composite particles with tailored surface characteristics |
WO2006101618A2 (en) | 2005-03-18 | 2006-09-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Hydraulically controlled burst disk subs (hcbs) |
US7537825B1 (en) | 2005-03-25 | 2009-05-26 | Massachusetts Institute Of Technology | Nano-engineered material architectures: ultra-tough hybrid nanocomposite system |
US8256504B2 (en) | 2005-04-11 | 2012-09-04 | Brown T Leon | Unlimited stroke drive oil well pumping system |
US20060260031A1 (en) | 2005-05-20 | 2006-11-23 | Conrad Joseph M Iii | Potty training device |
US20070131912A1 (en) | 2005-07-08 | 2007-06-14 | Simone Davide L | Electrically conductive adhesives |
US7422055B2 (en) | 2005-07-12 | 2008-09-09 | Smith International, Inc. | Coiled tubing wireline cutter |
US7422060B2 (en) | 2005-07-19 | 2008-09-09 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus for completing a well |
CA2555563C (en) | 2005-08-05 | 2009-03-31 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods for creation of down hole annular barrier |
US7451815B2 (en) | 2005-08-22 | 2008-11-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly enhanced with disappearing sleeve and burst disc |
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 |
US8230936B2 (en) | 2005-08-31 | 2012-07-31 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of forming acid particle based packers for wellbores |
US20070051521A1 (en) | 2005-09-08 | 2007-03-08 | Eagle Downhole Solutions, Llc | Retrievable frac packer |
US7776256B2 (en) | 2005-11-10 | 2010-08-17 | Baker Huges Incorporated | Earth-boring rotary drill bits and methods of manufacturing earth-boring rotary drill bits having particle-matrix composite bit bodies |
US20080020923A1 (en) | 2005-09-13 | 2008-01-24 | Debe Mark K | Multilayered nanostructured films |
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 |
FI120195B (fi) | 2005-11-16 | 2009-07-31 | Canatu Oy | Hiilinanoputket, jotka on funktionalisoitu kovalenttisesti sidotuilla fullereeneilla, menetelmä ja laitteisto niiden tuottamiseksi ja niiden komposiitit |
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 |
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 |
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 |
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 |
EP2010754A4 (en) | 2006-04-21 | 2016-02-24 | Shell Int Research | ADJUSTING ALLOY COMPOSITIONS FOR SELECTED CHARACTERISTICS IN TEMPERATURE-LIMITED HEATERS |
US7513311B2 (en) | 2006-04-28 | 2009-04-07 | Weatherford/Lamb, Inc. | Temporary well zone isolation |
US7621351B2 (en) | 2006-05-15 | 2009-11-24 | Baker Hughes Incorporated | Reaming tool suitable for running on casing or liner |
CN101074479A (zh) | 2006-05-19 | 2007-11-21 | 何靖 | 镁合金工件的表面处理方法、处理所得的工件及用于该方法的各组成物 |
US20080097620A1 (en) | 2006-05-26 | 2008-04-24 | Nanyang Technological University | Implantable article, method of forming same and method for reducing thrombogenicity |
US7661481B2 (en) | 2006-06-06 | 2010-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole wellbore tools having deteriorable and water-swellable components thereof and methods of use |
US7575062B2 (en) | 2006-06-09 | 2009-08-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and devices for treating multiple-interval well bores |
US7478676B2 (en) | 2006-06-09 | 2009-01-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and devices for treating multiple-interval well bores |
US7441596B2 (en) | 2006-06-23 | 2008-10-28 | Baker Hughes Incorporated | Swelling element packer and installation method |
US7897063B1 (en) | 2006-06-26 | 2011-03-01 | Perry Stephen C | Composition for denaturing and breaking down friction-reducing polymer and for destroying other gas and oil well contaminants |
US20130133897A1 (en) | 2006-06-30 | 2013-05-30 | Schlumberger Technology Corporation | Materials with environmental degradability, methods of use and making |
US8211248B2 (en) | 2009-02-16 | 2012-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Aged-hardenable aluminum alloy with environmental degradability, methods of use and making |
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 |
GB0621073D0 (en) | 2006-10-24 | 2006-11-29 | Isis Innovation | Metal matrix composite material |
US7712541B2 (en) | 2006-11-01 | 2010-05-11 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for protecting downhole components during deployment and wellbore conditioning |
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 |
US7628228B2 (en) | 2006-12-14 | 2009-12-08 | Longyear Tm, Inc. | Core drill bit with extended crown height |
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 |
US20080202814A1 (en) | 2007-02-23 | 2008-08-28 | Lyons Nicholas J | Earth-boring tools and cutter assemblies having a cutting element co-sintered with a cone structure, methods of using the same |
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 |
US7770652B2 (en) | 2007-03-13 | 2010-08-10 | 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 |
US7708078B2 (en) | 2007-04-05 | 2010-05-04 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for delivering a conductor downhole |
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 |
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 |
JP5229934B2 (ja) | 2007-07-05 | 2013-07-03 | 住友精密工業株式会社 | 高熱伝導性複合材料 |
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 |
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 |
US7644772B2 (en) | 2007-08-13 | 2010-01-12 | Baker Hughes Incorporated | Ball seat having segmented arcuate ball support member |
US9157141B2 (en) | 2007-08-24 | 2015-10-13 | Schlumberger Technology Corporation | Conditioning ferrous alloys into cracking susceptible and fragmentable elements for use in a well |
US7703510B2 (en) | 2007-08-27 | 2010-04-27 | Baker Hughes Incorporated | Interventionless multi-position frac tool |
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 |
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 |
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 |
CA2629651C (en) | 2008-03-18 | 2015-04-21 | Packers Plus Energy Services Inc. | Cement diffuser for annulus cementing |
US7686082B2 (en) | 2008-03-18 | 2010-03-30 | Baker Hughes Incorporated | Full bore cementable gun system |
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 |
CA2660219C (en) | 2008-04-10 | 2012-08-28 | Bj Services Company | System and method for thru tubing deepening of gas lift |
US7828063B2 (en) | 2008-04-23 | 2010-11-09 | Schlumberger Technology Corporation | Rock stress modification technique |
US8757273B2 (en) | 2008-04-29 | 2014-06-24 | Packers Plus Energy Services Inc. | Downhole sub with hydraulically actuable sleeve valve |
US8540035B2 (en) | 2008-05-05 | 2013-09-24 | Weatherford/Lamb, Inc. | Extendable cutting tools for use in a wellbore |
US8286717B2 (en) | 2008-05-05 | 2012-10-16 | Weatherford/Lamb, Inc. | Tools and methods for hanging and/or expanding liner strings |
US8171999B2 (en) | 2008-05-13 | 2012-05-08 | Baker Huges Incorporated | Downhole flow control device and method |
US8221517B2 (en) | 2008-06-02 | 2012-07-17 | TDY Industries, LLC | Cemented carbide—metallic alloy composites |
US8631877B2 (en) | 2008-06-06 | 2014-01-21 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and methods for inflow control |
WO2009146563A1 (en) | 2008-06-06 | 2009-12-10 | 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 |
US7775285B2 (en) | 2008-11-19 | 2010-08-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for servicing a wellbore |
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 |
CN101457321B (zh) | 2008-12-25 | 2010-06-16 | 浙江大学 | 一种镁基复合储氢材料及制备方法 |
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 |
WO2010126889A1 (en) | 2009-04-27 | 2010-11-04 | Med Institute, Inc. | Stent with protected barbs |
US8261761B2 (en) | 2009-05-07 | 2012-09-11 | Baker Hughes Incorporated | Selectively movable seat arrangement and method |
US8413727B2 (en) | 2009-05-20 | 2013-04-09 | Bakers Hughes Incorporated | Dissolvable downhole tool, method of making and using |
US8109340B2 (en) | 2009-06-27 | 2012-02-07 | Baker Hughes Incorporated | High-pressure/high temperature packer seal |
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 |
US8113290B2 (en) | 2009-09-09 | 2012-02-14 | Schlumberger Technology Corporation | Dissolvable connector guard |
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 |
US8881833B2 (en) | 2009-09-30 | 2014-11-11 | Baker Hughes Incorporated | Remotely controlled apparatus for downhole applications and methods of operation |
US9127515B2 (en) | 2010-10-27 | 2015-09-08 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix carbon composite |
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 |
WO2011133810A2 (en) | 2010-04-23 | 2011-10-27 | 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 |
US9068447B2 (en) | 2010-07-22 | 2015-06-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods for stimulating multi-zone wells |
US8039422B1 (en) | 2010-07-23 | 2011-10-18 | Saudi Arabian Oil Company | Method of mixing a corrosion inhibitor in an acid-in-oil emulsion |
US8668019B2 (en) | 2010-12-29 | 2014-03-11 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable barrier for downhole use and method thereof |
US20120211239A1 (en) | 2011-02-18 | 2012-08-23 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for controlling gas lift assemblies |
US8695714B2 (en) | 2011-05-19 | 2014-04-15 | Baker Hughes Incorporated | Easy drill slip with degradable materials |
US9139928B2 (en) | 2011-06-17 | 2015-09-22 | Baker Hughes Incorporated | Corrodible downhole article and method of removing the article from downhole environment |
-
2011
- 2011-07-28 US US13/193,028 patent/US8783365B2/en active Active
-
2012
- 2012-07-11 AU AU2012287346A patent/AU2012287346B2/en not_active Ceased
- 2012-07-11 CA CA2841078A patent/CA2841078C/en active Active
- 2012-07-11 GB GB1322012.4A patent/GB2506772A/en not_active Withdrawn
- 2012-07-11 CN CN201280036266.0A patent/CN103688014B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2012-07-11 WO PCT/US2012/046231 patent/WO2013015992A2/en active Application Filing
-
2013
- 2013-12-13 NO NO20131664A patent/NO20131664A1/no not_active Application Discontinuation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CA2841078A1 (en) | 2013-01-31 |
US20130025876A1 (en) | 2013-01-31 |
WO2013015992A2 (en) | 2013-01-31 |
WO2013015992A3 (en) | 2013-04-04 |
AU2012287346B2 (en) | 2016-09-22 |
CN103688014A (zh) | 2014-03-26 |
AU2012287346A1 (en) | 2014-01-09 |
CA2841078C (en) | 2016-04-12 |
GB2506772A (en) | 2014-04-09 |
GB201322012D0 (en) | 2014-01-29 |
CN103688014B (zh) | 2016-12-28 |
US8783365B2 (en) | 2014-07-22 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO20131664A1 (no) | Selektivt hydraulisk bruddverktøy og tilhørende fremgangsmåte. | |
US10669797B2 (en) | Tool configured to dissolve in a selected subsurface environment | |
US8403037B2 (en) | Dissolvable tool and method | |
AU2016203091B2 (en) | Plug and method of unplugging a seat | |
US9022107B2 (en) | Dissolvable tool | |
CA2834794C (en) | Formation treatment system and method | |
US8297364B2 (en) | Telescopic unit with dissolvable barrier | |
US9574415B2 (en) | Method of treating a formation and method of temporarily isolating a first section of a wellbore from a second section of the wellbore | |
US9080439B2 (en) | Disintegrable deformation tool | |
US20120211239A1 (en) | Apparatus and method for controlling gas lift assemblies | |
WO2013169416A1 (en) | Disintegrable tubular anchoring system and method of using the same |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
FC2A | Withdrawal, rejection or dismissal of laid open patent application |