NO345702B1 - Nedbrytelig kileelement og fremgangsmåte for å fjerne et kileelement - Google Patents

Nedbrytelig kileelement og fremgangsmåte for å fjerne et kileelement Download PDF

Info

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
Application number
NO20131704A
Other languages
English (en)
Other versions
NO20131704A1 (no
Inventor
Zhiyue Xu
Richard Ying Qing Xu
Original Assignee
Baker Hughes Holdings Llc
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Baker Hughes Holdings Llc filed Critical Baker Hughes Holdings Llc
Publication of NO20131704A1 publication Critical patent/NO20131704A1/no
Publication of NO345702B1 publication Critical patent/NO345702B1/no

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B19/00Handling rods, casings, tubes or the like outside the borehole, e.g. in the derrick; Apparatus for feeding the rods or cables
    • E21B19/10Slips; Spiders ; Catching devices
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B23/00Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells
    • E21B23/01Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells for anchoring the tools or the like
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/12Packers; Plugs
    • E21B33/129Packers; 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)

Patentkrav
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.
NO20131704A 2011-08-22 2012-08-03 Nedbrytelig kileelement og fremgangsmåte for å fjerne et kileelement NO345702B1 (no)

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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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