NO345702B1 - Nedbrytelig kileelement og fremgangsmåte for å fjerne et kileelement - Google Patents
Nedbrytelig kileelement og fremgangsmåte for å fjerne et kileelement Download PDFInfo
- Publication number
- NO345702B1 NO345702B1 NO20131704A NO20131704A NO345702B1 NO 345702 B1 NO345702 B1 NO 345702B1 NO 20131704 A NO20131704 A NO 20131704A NO 20131704 A NO20131704 A NO 20131704A NO 345702 B1 NO345702 B1 NO 345702B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- substrate
- degradable
- wedge element
- fluid
- wedge
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 13
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 76
- 239000000758 substrate Substances 0.000 claims description 52
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 36
- 238000005266 casting Methods 0.000 claims description 16
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 12
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 claims description 11
- 238000003801 milling Methods 0.000 claims description 11
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 claims description 9
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 9
- 238000000576 coating method Methods 0.000 claims description 7
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 claims description 6
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 6
- 239000007769 metal material Substances 0.000 claims description 6
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 claims description 5
- 150000004767 nitrides Chemical class 0.000 claims description 4
- 239000011195 cermet Substances 0.000 claims description 3
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 18
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 7
- 239000011162 core material Substances 0.000 description 6
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 4
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 3
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 3
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 3
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 3
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 3
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 3
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 3
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910001018 Cast iron Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910000831 Steel 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
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 2
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000001413 cellular effect Effects 0.000 description 2
- 238000005253 cladding Methods 0.000 description 2
- 239000011247 coating layer Substances 0.000 description 2
- 229910052593 corundum Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 2
- 238000000465 moulding Methods 0.000 description 2
- 239000002103 nanocoating Substances 0.000 description 2
- ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N phenol group Chemical group C1(=CC=CC=C1)O ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 2
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 2
- 229910001845 yogo sapphire Inorganic materials 0.000 description 2
- 241000251468 Actinopterygii Species 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910052684 Cerium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052691 Erbium Inorganic materials 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052779 Neodymium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052777 Praseodymium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004873 anchoring Methods 0.000 description 1
- 238000005219 brazing Methods 0.000 description 1
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L calcium dibromide Chemical compound [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 150000001805 chlorine compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 239000012792 core layer Substances 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 description 1
- 238000009713 electroplating Methods 0.000 description 1
- 239000011152 fibreglass Substances 0.000 description 1
- 238000000227 grinding Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 229910052746 lanthanum Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052748 manganese Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011572 manganese Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 150000001247 metal acetylides Chemical class 0.000 description 1
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004005 microsphere Substances 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 229910052759 nickel Inorganic materials 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
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 229910052761 rare earth metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002910 rare earth metals Chemical class 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 229910052706 scandium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005245 sintering Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 230000001960 triggered effect Effects 0.000 description 1
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052727 yttrium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052725 zinc Inorganic materials 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
- E21B19/00—Handling rods, casings, tubes or the like outside the borehole, e.g. in the derrick; Apparatus for feeding the rods or cables
- E21B19/10—Slips; Spiders ; Catching devices
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells
- E21B23/01—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells for anchoring the tools or the like
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
- E21B33/129—Packers; Plugs with mechanical slips for hooking into the casing
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Powder Metallurgy (AREA)
- Hooks, Suction Cups, And Attachment By Adhesive Means (AREA)
- Manufacturing Of Printed Circuit Boards (AREA)
- Insulation, Fastening Of Motor, Generator Windings (AREA)
- Thermistors And Varistors (AREA)
Description
NEDBRYTELIG KILEELEMENT OG FREMGANGSMÅTE FOR Å FJERNE ET
KILEELEMENT
BAKGRUNN
[0001] Kiler er kjent i bore- og kompletteringsbransjen for å forankre komponenter i et borehull. Kiler er generelt kileformede anordninger som har tenner eller andre fremspring som «biter» seg inn i en rørvegg, typisk et fôringsrør, etter som belastning påføres kilene av komponenter som forankres av kilene. Når de ikke lenger trengs, er det vanlig å fjerne komponentene ved å frese eller bore dem. Eksisterende kilesammenstillinger kan omfatte f.eks. en hylse eller en rekke segmenterte kiler laget av støpejern eller andre materialer som er vanskelige å fjerne ved boring eller fresing. Bore-/freseoperasjonene er tidkrevende og skader borkronene som benyttes. Det blir også ofte igjen store klumper med støpejern eller andre materialer i borehullet etter fresing, og de er svært vanskelige å fiske ut. Som en følge av det ovenstående blir fremganger innen kilesammenstillinger godt mottatt av bransjen.
KORT BESKRIVELSE
[0002] Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer et kileelement som angitt i det selvstendige krav 1.
[0003] Videre tilveiebringes en fremgangsmåte for å fjerne et kileelement som angitt i det selvstendige krav 13. Ytterligere trekk ved oppfinnelsen er angitt i de uselvstendige krav.
KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE
[0004] Den følgende beskrivelsen må ikke oppfattes som begrensende på noen måte. Ved henvisning til de medfølgende tegningene har like elementer like henvisningstall:
[0005] Figur 1 er et perspektivriss av et kileelement i henhold til én utførelsesform beskrevet her;
[0006] Figur 2 er et perspektivriss av et kileelement som omfatter kileelementet i figur 1 beskyttet av en støpning; og
[0007] Figur 3 er et perspektivriss av et kileelement i henhold til en annen utførelsesform beskrevet her.
DETALJERT BESKRIVELSE
[0008] Her presenteres en detaljert beskrivelse av én eller flere utførelsesformer av oppfinnelsens anordning og fremgangsmåte ved hjelp av eksemplifisering og ikke begrensning ved henvisning til figurene.
[0009] Én utførelsesform av et kileelement 10 vises i figur 1. Kileelementet 10 omfatter en ytre overflate 12 på et substrat 14. En mengde tenner 16 er dannet på den ytre overflaten 12. Tennene 16 strekker seg fra kileelementet 10 for å bite inn i en vegg på en rørkonstruksjon, så som en brønnfôring, slik at kileelementet 10 blir i stand til å forankre en streng, et verktøy, en borehullkomponent osv. på plass. For eksempel kan elementet eller en sammenstilling der elementet er installert (se figur 2), være kileformet for å gripe inn i en rørvegg som reaksjon på en belastning som påføres kileelementet eller -sammenstillingen.
[0010] I denne utførelsesformen er substratet 14 laget av et første materiale eller en kombinasjon av materialer som kan brytes ned ved eksponering for et fluid, mens den ytre overflaten 12 er laget av et andre materiale eller en kombinasjon av materialer som kan eller ikke kan brytes ned ved eksponering for fluidet, avhengig av utførelsesformen slik det er diskutert nærmere nedenfor. Det er meningen at «nedbrytelig» vil si at substratet 14 kan oppløses, svekkes, korroderes, fortæres eller fjernes på annen måte. Det må forstås at begrepet «brytes ned», i en hvilken som helst form, omfatter denne betydningen. Det nedbrytelige materialet som danner substratet 14 og/eller den ytre overflaten 12, kan være magnesium, aluminium, kontrollerte elektrolytiske metalliske materialer, eller andre materialer som kan brytes ned som reaksjon på et borehullfluid. Borehullfluidet kan være syre, vann, saltoppløsning eller andre fluider som er tilgjengelige eller kan leveres i borehullet.
Kontrollerte elektrolytiske metalliske materialer, som beskrives nærmere nedenfor, er særlig fordelaktige fordi de i tillegg til å være kontrollert nedbrytelige har god styrke og seighet sammenliknet med andre nedbrytelige materialer. Videre kan substratet 14 være en kombinasjon av både nedbrytelige og ikke-nedbrytelige materialer som for eksempel kan brukes til å fastsette visse egenskaper hos substratet, så som styrke, seighet, nedbrytningshastighet osv.
[0011] I noen utførelsesformer kan den ytre overflaten 12 dannes av samme nedbrytelige materiale som substratet 14, et annet nedbrytelig materiale enn substratet 14, et ikkenedbrytelig materiale, et komposittmateriale eller en sammensetning som omfatter et ikkenedbrytelig materiale og det nedbrytelige materialet i substratet 14 eller et annet nedbrytelig materiale osv.
[0012] I utførelsesformer der den ytre overflaten 12 er dannet av et annet materiale enn substratet 14, kan et gradert lag 18 være tatt med mellom den ytre overflaten 12 og substratet 14. Det graderte laget 18 er f.eks. et funksjonelt gradert materiallag som overgår fra det nedbrytelige materialet i substratet til en sammensetning som har en økende høy andel av materialet som danner den ytre overflaten 12. For eksempel kan det graderte laget 18 slutte ved den ytre overflaten 12 som en sammensetning av både det nedbrytelige materialet i substratet og noen andre nedbrytelige eller ikke-nedbrytelige materialer.
[0013] Alternativt til det ovenstående kan den ytre overflaten 12 være fullstendig dannet av et ikke-nedbrytelig materiale. I en annen utførelsesform er det intet gradert lag 18 med den ytre overflaten 12 i stedet dannet av samme materiale som substratet 14. I en annen utførelsesform kan hele kileelementet 10 være dannet som et gradert lag, f.eks. funksjonelt gradert materiale.
[0014] Fremgangsmåter for å danne funksjonelt graderte materialer er kjent teknikk og kan brukes til å danne det graderte laget 18. Disse fremgangsmåtene omfatter å binde sammen lag som har ulike andeler materialer (f.eks. ulike andeler nedbrytelige og ikke-nedbrytelige materialer) ved hjelp av sintring og pressing, cladding, laser-3D-prototyping, diffusjonsslaglodding osv. Det må forstås at det graderte laget 18 kan være av en hvilken som helst ønsket tykkelse. For eksempel kan lasere brukes i claddingteknikker eller liknende for å binde et første materiale til et andre materiale med en mikroskopisk eller metallurgisk overgang eller gradert lag.
[0015] Kileelementets 10 evne til å forankre andre komponenter er i det minste delvis avhengig av den ytre overflatens 12 hardhet (dvs. tennenes 16 evne til å bite inn i en rørkonstruksjon). I utførelsesformer der den ytre overflaten 12 og substratet 14 dannes av ulike materialer, kan kileelementets 10 ytelse dermed forbedres ved å velge et materiale for den ytre overflaten 12 som har en hardhet som egner seg for å bite inn i en rørvegg (typisk et fôringsrør av stål), som også kan freses osv. For eksempel kan den ytre overflaten være dannet i det minste delvis av en keramikk, et kermet, et karbid, et nitrid, en sammensetning av dette, eller et annet hardt materiale som er bundet til substratet 14. I noen utførelsesformer kan selvfølgelig hardheten til materialet som danner substratet 14 være tilstrekkelig og brukelig som materiale for den ytre overflaten 12, eller substratets 14 hardhet kan økes ved en overflateherdingsbehandling eller annen modifisering for å danne den ytre overflaten 12.
[0016] Hastigheten som elementet 10 brytes ned ved grunnet eksponering for borehullfluidet, er proporsjonal med prosentdelen av det nedbrytelige materialet som er med i den eksponerte delen, sammensetningen av det nedbrytelige materialet i elementet 10 osv. Dermed kan den ytre overflaten 12 ordnes slik at den brytes relativt sakte ned, ved å velge et nedbrytelig materiale med en lav nedbrytningshastighet, og danne den ytre overflaten 12 som en kombinasjon av nedbrytelige og ikke-nedbrytelige materialer med en liten andel av nedbrytelig materiale osv. Eksponering for det riktige borehullfluidet kan dermed ordnes slik at det har liten eller ingen innvirkning på kileelementets 10 funksjon. I utførelsesformer som omfatter det graderte laget 18, kan nedbrytningshastigheten også innstilles slik at den øker etter som prosentdelen av nedbrytelig materiale øker, eller sammensetningen av materialet endres i eller nær substratet 14. På denne måten kan den ytre overflaten 12 og/eller det graderte laget 18 brukes som en tidsforsinkelsesmekanisme for å forsinke nedbrytningen av kileelementet 10. Det vil si at når kileelementet 10 eksponeres for borehullfluider ved normal bruk, vil det føre til en betydelig nedbrytning av kileelementet 10 bare etter en forhåndsbestemt tidsperiode. I noen utførelsesformer kan det derfor være fordelaktig å ta med et relativt tykt gradert lag 18 eller en ytre overflate 12 med relativt høy motstandsevne for å bremse ned kileelementets 10 nedbrytningshastighet.
[0017] I utførelsesformen i figur 2 omfatter en kilesammenstilling 20 kileelementet 10 anbrakt i en støpning 22, som er vist delvis gjennomsiktig. Støpningen 22 er med for å hjelpe til i installeringen av kileelementene 10 i en borehullsammenstilling, initielt beskytte kileelementets 10 nedbrytelige substrat 14 mot borehullfluidet osv. Sammenstillingen 20 kan installeres i et hvilket som helst egnet system, for eksempel som beskrevet i US patent nr. 6 167 963 (McMahan et al.). Videre kan kilesammenstillingen 20 brukes til andre formål enn en broplugg som beskrevet i McMahan et al., så som en pakker, whipstock, eller en hvilken som helst annen komponent som må forankres i et borehull. I tillegg kan støpningen 22 være et fiberglassforsterket fenolmateriale som beskrevet i McMahan et al., eller et hvilket som helst annet egnet materiale.
[0018] Støpningen 22 kan brekkes, knuses eller fjernes, for eksempel ved boring eller fresing, for å eksponere substratet 14 for det riktige fluidet. Særlig dersom støpningen 22 er laget av et fenolmateriale vil det være relativt enkelt å fjerne ved fresing. En slik bore- eller freseoperasjon kan settes i gang for å brekke, knuse eller fjerne støpningen 22 eller en del av denne, stanses slik at borehullfluidene kan bryte ned substratet 14 for å hindre unødig slitasje av freseutstyret, og settes i gang igjen for å fjerne eventuelt gjenværende ikke-nedbrytelig materiale. Alternativt kan frese- eller boreoperasjonen settes i gang samtidig med nedbrytningen av substratet 14, der eventuelle biter av elementet 10 som er igjen i borehullet, fortsetter å brytes ned, slik at de ikke må fiskes ut senere. I andre utførelsesformer kan støpningen 22 ha en passasje som kan åpnes ved styring av en hylse eller annen ventilmekanisme for å utløse nedbrytning.
[0019] Også illustrert i figur 2 er en fluidkanal 24 inntatt i støpningen 22 og fylt, pakket eller blokkert med et nedbrytelig materiale 26, f.eks. i form av en plugg, blokkering osv. Materialet 26 brytes ned ved eksponering for et fluid, for å åpne kanalen 24 slik at fluidet kan nå og bryte ned substratmaterialet 14 uten frese- eller boreoperasjonen nevnt ovenfor. I utførelsesformer der overflaten 12 er ikke-nedbrytelig, kan dermed materialets 26 nedbrytningshastighet velges slik at det gir en tidsforsinkelsesfunksjon som beskrevet ovenfor, før fluidet når og bryter ned substratet 14. Selvfølgelig kan et hvilket som helst antall kanaler tas med i støpningen, og kanalen eller kanalene kan ta en hvilken som helst størrelse, form eller orientering i forhold til støpningen. I utførelsesformer der den ytre overflaten 12 er ikke-nedbrytelig, kan videre et område av den ytre overflaten 12 være nedbrytelig, noe som effektivt skaper en tidsforsinkelseskanal som fører til substratet 14.
[0020] Nedbrytning av substratet 14 kan utløses på andre måter. For eksempel kan den ytre overflaten 12 dannes som et belegg som er nedbrytelig ved eksponering for samme fluid, men ved en lavere hastighet (f.eks. en sammensetning av nedbrytelige og ikke-nedbrytelige materialer som diskutert ovenfor, et annet materiale som er i det minste delvis motstandsdyktig mot borehullfluidet osv.), ved eksponering for et annet fluid, ved en viss temperatur eller andre forhold som nås osv. Fluidkommunikasjon kan også aktiveres ved å styre en hylse eller en ventilmekanisme, mekanisk slipning eller fjerning av den ytre overflaten 12 eller støpningen 22, eller på andre mekaniske eller kjemiske måter. Belegg som danner den ytre overflaten 12 eller på annen måte tas med for å beskytte substratet 14, kan påføres ved galvanisering, plasma eller laserteknikker osv.
[0021] En annen måte å minimere materialmengden som etterlates nede i borehullet på, er foreslått i figur 3. I utførelsesformen i figur 3 er et kileelement 28 vist vesentlig likt elementet 10, dvs. med en ytre overflate 30 og et nedbrytelig substrat 32. Kileelementet 28 har imidlertid en mengde biteelementer 34 anbrakt på den ytre overflaten 30 på hver tann 36. Biteelementene 34 kan være laget av et hardt materiale, så som et kermet, et karbid, et nitrid, en keramikk, et komposittmateriale, overflateherdbart metall osv., for å muliggjøre evnen til å bite inn i en rørvegg, selv om andre materialer kan brukes. I utførelsesformen i figur 3 tar elementene 34 formen av plater, selv om biteelementene 34 kan ha andre former eller byttes ut med andre elementer, f.eks. plater med L-tverrsnitt anbrakt i spissen på tennene 36, innsettbare knapper eller andre elementer osv. Se for eksempel US patent nr.5 984 007 (Yuan et al.). Ettersom biteelementene 34 tilveiebringer den påkrevde hardheten for å forankre kilen, er hardheten til det ikke-nedbrytelige materialet som danner den ytre overflaten 30, mindre viktig enn i utførelsesformene som er diskutert ovenfor. Med hensyn til denne utførelsesformen kan det dermed velges et bredere utvalg av materialer til den ytre overflaten 30 (og/eller substratet 32), inkludert de som kan ha vært uegnet for utførelsesformer der de måtte bite inn i en rørvegg. Hvis for eksempel den ytre overflaten 30 og substratet 32 er ulike materialer, kan den ytre overflaten 30 dannes som et materiale som har bedre bindeegenskaper med det nedbrytelige materialet i substratet 32. Materialet som danner den ytre overflaten 30, kan være ikke-nedbrytelig for borehullfluidet, fungere som et tidsforsinkelsesmateriale, være dannet som et belegg osv. I tillegg har elementene 34 en enklere geometri enn den ytre overflaten 30, og kan derfor produseres billigere og enkelt ut ifra en lang rekke harde materialer, inkludert de som har relativt dårlig produserbarhet.
[0022] Materialer som egner seg til formålet som nedbrytelige substrater som beskrevet her, er lette metalliske materialer med høy styrke. Eksempler på egnede materialer, f.eks. kontrollerte elektrolytiske metalliske materialer med høy styrke, og deres produksjonsmetoder, er gitt i US patent publikasjon nr.2011/0135953 (Xu, et al.). Disse lette, valgbart og kontrollerbart nedbrytelige materialene 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 beleggmaterialer, og er særlig nyttige i borehullanvendelser. Egnede kjernematerialer omfatter elektrokjemisk aktive metaller med et standard oksideringspotensial større eller lik det hos Zn, inkludert Mg, Al, Mn eller Zn, eller legeringer eller kombinasjoner av dette. For eksempel kan tertiære Mg-Al-X-legeringer omfatte, etter vekt, opptil ca.85 % Mg, opptil ca.15 % Al og opptil ca.5 % X, der X er et annet materiale. Kjernematerialet kan også omfatte en sjelden jordart, så som Sc, Y, La, Ce, Pr, Nd eller Er, eller en kombinasjon av sjeldne jordarter. I andre utførelsesformer kan materialene omfatte andre metaller som har et standard oksideringspotensial mindre enn det hos Zn. Egnede ikke-metalliske materialer omfatter også keramikker, glass (f.eks. hule glassmikrosfærer), karbon, metalliske oksider, nitrider, karbider eller en kombinasjon av dette. I én utførelsesform har den cellulære nanomatrisen en vesentlig uniform gjennomsnittlig tykkelse mellom spredte partikler på ca. 50 nm til ca.5000 nm. I én utførelsesform er belegg-lagene dannet av Al, Ni, W eller Al2O3, eller kombinasjoner av dette. I én utførelsesform er belegget et flerlagsbelegg, for eksempel bestående av et første Al-lag, et Al2O3-lag, og et andre Al-lag. I noen utførelsesformer kan belegget ha en tykkelse på ca. 25 nm til ca.2500 nm.
[0023] Disse pulverkompaktene tilveiebringer en unik og fordelaktig kombinasjon av mekaniske styrkeegenskaper, så som kompresjons- og skjærstyrke, lav tetthet og valgbare og kontrollerbare korrosjonsegenskaper, særlig rask og kontrollert oppløsning i ulike borehullfluider. Fluidene kan inneholde 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 (CaCl2), kalsiumbromid (CaBr2) eller sinkbromid (ZnBr2). 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 kompresjonsstyrke og en skjærstyrke 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.
[0024] Den foreliggende oppfinnelsen skal ikke være begrenset til den spesifikke utførelsesformen som beskrives som den best uttenkte måten å gjennomføre denne oppfinnelsen på, men oppfinnelsen omfatter alle utførelsesformer som faller innenfor kravenes omfang. 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 (17)
1. Kileelement (10, 28) som omfatter:
et substrat (14, 32) som i det minste delvis er dannet av et materiale som kan brytes ned ved eksponering for et fluid;
k a r a k t e r i s e r t v e d at det videre omfatter
en ytre overflate (12, 30) anbrakt på substratet (14, 32), der den ytre overflaten (12, 30) har større hardhet enn substratet; og
et funksjonelt gradert lag (18) er anbrakt mellom den ytre overflaten (12, 30) og substratet (14, 32), der det funksjonelle graderte laget (18) er distinkt fra og har en sammensetning forskjellig fra den ytre overflaten (12, 30).
2. Kileelement (10, 28) i henhold til krav 1, der den ytre overflaten (12, 30) er dannet i det minste delvis av et annet materiale enn substratet (14, 32).
3. Kileelement (10, 28) i henhold til krav 2, der den ytre overflaten (12, 30) omfatter en sammensetning av nedbrytelige og ikke-nedbrytelige materialer med hensyn til fluidet, der sammensetningen har en langsommere nedbrytningsrate enn substratet.
4. Kileelement (10, 28) i henhold til krav 2, der den ytre overflaten (12, 30) består bare av et ikke-nedbrytelig materiale og isolerer substratet mot fluidet.
5. Kileelement (10, 28) i henhold til krav 1, der substratet (14, 32) omfatter et kontrollert elektrolytisk metallisk materiale.
6. Kileelement (10, 28) i henhold til krav 2, der den ytre overflaten (12, 30) omfatter en keramikk, et karbid, et nitrid, et kermet, et overflateherdbart metall eller kombinasjoner som omfatter minst én av de foregående.
7. Kileelement (10, 28) i henhold til krav 1, som ytterligere omfatter minst ett biteelement (34) som er anbrakt på eller strekker seg fra den ytre overflaten (12, 30).
8. Kileelement (10, 28) i henhold til krav 7, der biteelementet (34) er tilveiebrakt på minst én tann (36) på kileelementet.
9. Kileelement (10, 28) i henhold til krav 1, der den ytre overflaten (12,30) er dannet av et belegg.
10. Kilesammenstilling (20) som omfatter kileelement (10, 28) i henhold til krav 1 anbrakt i en støpning (22).
11. Kilesammenstilling (20) i henhold til krav 10, der støpningen (22) er ikke-nedbrytelig i forhold til fluidet og isolerer substratet (14, 32) mot fluidet.
12. Kilesammenstilling i henhold til krav 11, der minst én kanal (24) er dannet som strekker seg gjennom støpningen (22) til substratet (14, 32), der kanalen (24) i det minste delvis er fylt med det nedbrytelige materialet.
13. Fremgangsmåte for å fjerne et kileelement (10, 18), som omfatter:
å eksponere et substrat (14, 32) av kileelementet (10, 18) som har en ytre overflate (12, 30) som har større hardhet enn en hardhet av substratet og et funksjonelt gradert lag (18) anbrakt mellom substratet (14, 32) og den ytre overflaten (12, 30) for et borehullfluid for å bryte ned substratet (14, 32), der det funksjonelle graderte laget (18) er distinkt fra og har en sammensetning forskjellig fra den ytre overflaten (12, 30).
14. Fremgangsmåte i henhold til krav 13, der kileelementet (10, 28) er anbrakt i en støpning (22), der støpningen er ikke-nedbrytelig ved eksponering for borehullfluid for å initielt isolere substratet (14, 32) fra borehullfluidet.
15. Fremgangsmåte i henhold til krav 14, der det å eksponere substratet (14, 32) omfatter å frese eller bore støpningen (22).
16. Fremgangsmåte i henhold til krav 13, der den ytre overflaten er ikke-nedbrytelig ved eksponering for borehullfluidet.
17. Fremgangsmåte i henhold til krav 13, der den ytre overflaten (12, 30) på kileelementets substrat (14, 32) omfatter en sammensetning av nedbrytelige og ikkenedbrytelige materialer med hensyn til fluidet, og det å eksponere substratet (14, 32) omfatter å først bryte ned den ytre overflaten (12, 30) med borehullfluidet, der en nedbrytningsrate hos den ytre overflaten er langsommere enn hos substratet.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US13/214,779 US9027655B2 (en) | 2011-08-22 | 2011-08-22 | Degradable slip element |
PCT/US2012/049441 WO2013028332A1 (en) | 2011-08-22 | 2012-08-03 | Degradable slip element |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20131704A1 NO20131704A1 (no) | 2014-01-10 |
NO345702B1 true NO345702B1 (no) | 2021-06-21 |
Family
ID=47741974
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20131704A NO345702B1 (no) | 2011-08-22 | 2012-08-03 | Nedbrytelig kileelement og fremgangsmåte for å fjerne et kileelement |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US9027655B2 (no) |
AU (1) | AU2012299339B2 (no) |
CA (1) | CA2841996C (no) |
GB (1) | GB2510727B (no) |
NO (1) | NO345702B1 (no) |
WO (1) | WO2013028332A1 (no) |
Families Citing this family (67)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US9682425B2 (en) | 2009-12-08 | 2017-06-20 | Baker Hughes Incorporated | Coated metallic powder and method of making the same |
US9500061B2 (en) | 2008-12-23 | 2016-11-22 | Frazier Technologies, L.L.C. | Downhole tools having non-toxic degradable elements and methods of using the same |
US10240419B2 (en) | 2009-12-08 | 2019-03-26 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole flow inhibition tool and method of unplugging a seat |
US9080098B2 (en) | 2011-04-28 | 2015-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Functionally gradient composite article |
US8631876B2 (en) | 2011-04-28 | 2014-01-21 | Baker Hughes Incorporated | Method of making and using a functionally gradient composite tool |
US9139928B2 (en) | 2011-06-17 | 2015-09-22 | Baker Hughes Incorporated | Corrodible downhole article and method of removing the article from downhole environment |
US9707739B2 (en) | 2011-07-22 | 2017-07-18 | Baker Hughes Incorporated | Intermetallic metallic composite, method of manufacture thereof and articles comprising the same |
US9643250B2 (en) | 2011-07-29 | 2017-05-09 | Baker Hughes Incorporated | Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle |
US9833838B2 (en) | 2011-07-29 | 2017-12-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle |
US9033055B2 (en) | 2011-08-17 | 2015-05-19 | Baker Hughes Incorporated | Selectively degradable passage restriction and method |
US9090956B2 (en) | 2011-08-30 | 2015-07-28 | Baker Hughes Incorporated | Aluminum alloy powder metal compact |
US9856547B2 (en) | 2011-08-30 | 2018-01-02 | Bakers Hughes, A Ge Company, Llc | Nanostructured powder metal compact |
US9109269B2 (en) | 2011-08-30 | 2015-08-18 | Baker Hughes Incorporated | Magnesium alloy powder metal compact |
US9643144B2 (en) | 2011-09-02 | 2017-05-09 | Baker Hughes Incorporated | Method to generate and disperse nanostructures in a composite material |
US10662732B2 (en) | 2014-04-02 | 2020-05-26 | Magnum Oil Tools International, Ltd. | Split ring sealing assemblies |
US10337279B2 (en) | 2014-04-02 | 2019-07-02 | Magnum Oil Tools International, Ltd. | Dissolvable downhole tools comprising both degradable polymer acid and degradable metal alloy elements |
US9284803B2 (en) | 2012-01-25 | 2016-03-15 | Baker Hughes Incorporated | One-way flowable anchoring system and method of treating and producing a well |
US9010416B2 (en) | 2012-01-25 | 2015-04-21 | Baker Hughes Incorporated | Tubular anchoring system and a seat for use in the same |
US9309733B2 (en) | 2012-01-25 | 2016-04-12 | Baker Hughes Incorporated | Tubular anchoring system and method |
US9605508B2 (en) | 2012-05-08 | 2017-03-28 | Baker Hughes Incorporated | Disintegrable and conformable metallic seal, and method of making the same |
US9016363B2 (en) * | 2012-05-08 | 2015-04-28 | Baker Hughes Incorporated | Disintegrable metal cone, process of making, and use of the same |
AR092855A1 (es) | 2012-07-10 | 2015-05-06 | Kemira Oyj | Composiciones polimericas de inhibicion de incrustaciones marcadas y metodos para inhibir la formacion de incrustaciones |
US9470060B2 (en) * | 2012-09-06 | 2016-10-18 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Standoff device for downhole tools using slip elements |
US9085968B2 (en) | 2012-12-06 | 2015-07-21 | Baker Hughes Incorporated | Expandable tubular and method of making same |
US20180128073A1 (en) * | 2016-11-08 | 2018-05-10 | Magnum Oil Tools International, Ltd. | Powder metal gripping elements for settable downhole tools having slips |
US9816339B2 (en) | 2013-09-03 | 2017-11-14 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Plug reception assembly and method of reducing restriction in a borehole |
US10465461B2 (en) | 2013-09-16 | 2019-11-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Apparatus and methods setting a string at particular locations in a wellbore for performing a wellbore operation |
AU2014318416B2 (en) | 2013-09-16 | 2018-12-13 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and methods for locating a particular location in a wellbore for performing a wellbore operation |
US10689740B2 (en) | 2014-04-18 | 2020-06-23 | Terves, LLCq | Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools |
US9757796B2 (en) | 2014-02-21 | 2017-09-12 | Terves, Inc. | Manufacture of controlled rate dissolving materials |
US10865465B2 (en) | 2017-07-27 | 2020-12-15 | Terves, Llc | Degradable metal matrix composite |
US9903010B2 (en) | 2014-04-18 | 2018-02-27 | Terves Inc. | Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools |
WO2015127174A1 (en) | 2014-02-21 | 2015-08-27 | Terves, Inc. | Fluid activated disintegrating metal system |
US20170268088A1 (en) | 2014-02-21 | 2017-09-21 | Terves Inc. | High Conductivity Magnesium Alloy |
US11167343B2 (en) | 2014-02-21 | 2021-11-09 | Terves, Llc | Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools |
US9790762B2 (en) * | 2014-02-28 | 2017-10-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Corrodible wellbore plugs and systems and methods including the same |
CA2886988C (en) | 2014-04-02 | 2017-08-29 | Magnum Oil Tools International, Ltd. | Dissolvable aluminum downhole plug |
US9869160B2 (en) * | 2014-06-02 | 2018-01-16 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Dissolvable sieve, particulate tolerant system and method of protecting a tool from particulate |
NO3120944T3 (no) | 2014-06-18 | 2018-10-20 | ||
GB2543678B (en) | 2014-08-14 | 2020-01-15 | Halliburton Energy Services Inc | Degradable wellbore isolation devices with varying degradation rates |
US10526868B2 (en) | 2014-08-14 | 2020-01-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable wellbore isolation devices with varying fabrication methods |
GB2540918B (en) | 2014-08-25 | 2020-12-09 | Halliburton Energy Services Inc | Coatings for a degradable wellbore isolation device |
GB2544422B (en) | 2014-08-28 | 2019-05-01 | Halliburton Energy Services Inc | Fresh water degradable downhole tools comprising magnesium alloys |
CA2955922C (en) * | 2014-08-28 | 2019-02-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable wellbore isolation devices with large flow areas |
US10125568B2 (en) | 2014-08-28 | 2018-11-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean formation operations using degradable wellbore isolation devices |
US10106872B2 (en) * | 2014-08-28 | 2018-10-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable downhole tools comprising magnesium alloys |
US11613688B2 (en) | 2014-08-28 | 2023-03-28 | Halliburton Energy Sevices, Inc. | Wellbore isolation devices with degradable non-metallic components |
US9835016B2 (en) * | 2014-12-05 | 2017-12-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method and apparatus to deliver a reagent to a downhole device |
US9970249B2 (en) | 2014-12-05 | 2018-05-15 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Degradable anchor device with granular material |
US9910026B2 (en) | 2015-01-21 | 2018-03-06 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | High temperature tracers for downhole detection of produced water |
US10378303B2 (en) | 2015-03-05 | 2019-08-13 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole tool and method of forming the same |
US10221637B2 (en) | 2015-08-11 | 2019-03-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Methods of manufacturing dissolvable tools via liquid-solid state molding |
WO2017053332A1 (en) * | 2015-09-23 | 2017-03-30 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable grip |
US10016810B2 (en) | 2015-12-14 | 2018-07-10 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Methods of manufacturing degradable tools using a galvanic carrier and tools manufactured thereof |
RO132930A2 (ro) | 2015-12-29 | 2018-11-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Dispozitive de izolare a puţului de foraj cu benzi de alunecare şi benzi de uzură având suprafeţe modificate |
US20170314103A1 (en) * | 2016-05-02 | 2017-11-02 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable carbide grip |
US20170314102A1 (en) * | 2016-05-02 | 2017-11-02 | Schlumberger Technology Corporation | Multiple portion grip |
US10435554B2 (en) | 2016-09-20 | 2019-10-08 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable polymer and fiber components |
US10683718B2 (en) * | 2016-11-15 | 2020-06-16 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole tools having easily removable inserts |
US10677008B2 (en) * | 2017-03-01 | 2020-06-09 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole tools and methods of controllably disintegrating the tools |
WO2019168503A1 (en) * | 2018-02-27 | 2019-09-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole check valve assembly with a ratchet mechanism |
US10954735B2 (en) * | 2018-09-14 | 2021-03-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable window for multilateral junction |
US11434717B2 (en) | 2018-10-26 | 2022-09-06 | Solgix, Inc | Method and apparatus for providing a plug with a deformable expandable continuous ring creating a fluid barrier |
US11306559B2 (en) | 2019-11-12 | 2022-04-19 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Degradable anchoring device with gavanic corrosion resistant component interface |
US11230903B2 (en) | 2020-02-05 | 2022-01-25 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Downhole tool having low density slip inserts |
US11761297B2 (en) | 2021-03-11 | 2023-09-19 | Solgix, Inc | Methods and apparatus for providing a plug activated by cup and untethered object |
US11608704B2 (en) | 2021-04-26 | 2023-03-21 | Solgix, Inc | Method and apparatus for a joint-locking plug |
Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6167963B1 (en) * | 1998-05-08 | 2001-01-02 | Baker Hughes Incorporated | Removable non-metallic bridge plug or packer |
US20110048743A1 (en) * | 2004-05-28 | 2011-03-03 | Schlumberger Technology Corporation | Dissolvable bridge plug |
Family Cites Families (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5984007A (en) | 1998-01-09 | 1999-11-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Chip resistant buttons for downhole tools having slip elements |
US7168494B2 (en) | 2004-03-18 | 2007-01-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Dissolvable downhole tools |
US20070284097A1 (en) | 2006-06-08 | 2007-12-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Consumable downhole tools |
CA2639342C (en) | 2007-09-07 | 2016-05-31 | W. Lynn Frazier | Degradable downhole check valve |
US8528633B2 (en) * | 2009-12-08 | 2013-09-10 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable tool and method |
US8695714B2 (en) * | 2011-05-19 | 2014-04-15 | Baker Hughes Incorporated | Easy drill slip with degradable materials |
-
2011
- 2011-08-22 US US13/214,779 patent/US9027655B2/en active Active
-
2012
- 2012-08-03 AU AU2012299339A patent/AU2012299339B2/en active Active
- 2012-08-03 CA CA2841996A patent/CA2841996C/en active Active
- 2012-08-03 NO NO20131704A patent/NO345702B1/no unknown
- 2012-08-03 WO PCT/US2012/049441 patent/WO2013028332A1/en active Application Filing
- 2012-08-03 GB GB1404813.6A patent/GB2510727B/en active Active
Patent Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6167963B1 (en) * | 1998-05-08 | 2001-01-02 | Baker Hughes Incorporated | Removable non-metallic bridge plug or packer |
US20110048743A1 (en) * | 2004-05-28 | 2011-03-03 | Schlumberger Technology Corporation | Dissolvable bridge plug |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NO20131704A1 (no) | 2014-01-10 |
AU2012299339B2 (en) | 2016-05-26 |
CA2841996A1 (en) | 2013-02-28 |
CA2841996C (en) | 2016-11-29 |
GB2510727A (en) | 2014-08-13 |
AU2012299339A1 (en) | 2014-01-16 |
US20130048305A1 (en) | 2013-02-28 |
GB201404813D0 (en) | 2014-04-30 |
US9027655B2 (en) | 2015-05-12 |
GB2510727B (en) | 2018-09-19 |
WO2013028332A1 (en) | 2013-02-28 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO345702B1 (no) | Nedbrytelig kileelement og fremgangsmåte for å fjerne et kileelement | |
US10576544B2 (en) | Methods of forming triggering elements for expandable apparatus for use in subterranean boreholes | |
EP2946064B1 (en) | Degradable ball sealer | |
CA2931846C (en) | Degradable metal composites, methods of manufacture, and uses thereof | |
US10016810B2 (en) | Methods of manufacturing degradable tools using a galvanic carrier and tools manufactured thereof | |
AU2014404418B2 (en) | Degradable wellbore isolation devices with large flow areas | |
US8789610B2 (en) | Methods of casing a wellbore with corrodable boring shoes | |
EP2542754B1 (en) | Flow control arrangement and method | |
DK180394B1 (en) | Plug and method for unplugging a seat | |
CN103703210B (zh) | 可选择性移除的通道限制装置 | |
CA2834794C (en) | Formation treatment system and method | |
US20150093589A1 (en) | Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle | |
CA3056776A1 (en) | Downhole tools having controlled disintegration and applications thereof | |
NO20131664A1 (no) | Selektivt hydraulisk bruddverktøy og tilhørende fremgangsmåte. | |
NO20120596A1 (no) | Teleskopisk enhet med opploselig barriere | |
US10683718B2 (en) | Downhole tools having easily removable inserts | |
WO2016064491A1 (en) | Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle | |
AU2014329957B2 (en) | Downhole flow inhibition tool and method of unplugging a seat |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: BAKER HUGHES HOLDINGS LLC, US |