NO346604B1 - Propp som omfatter en hoveddel med en ytre overflate konfigurert til å innkoble et sete på en innsettende måte, der minst den ytre overflate av proppen er konfigurert til å oppløses ved eksponering for et målmiljø - Google Patents
Propp som omfatter en hoveddel med en ytre overflate konfigurert til å innkoble et sete på en innsettende måte, der minst den ytre overflate av proppen er konfigurert til å oppløses ved eksponering for et målmiljø Download PDFInfo
- Publication number
- NO346604B1 NO346604B1 NO20130496A NO20130496A NO346604B1 NO 346604 B1 NO346604 B1 NO 346604B1 NO 20130496 A NO20130496 A NO 20130496A NO 20130496 A NO20130496 A NO 20130496A NO 346604 B1 NO346604 B1 NO 346604B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- nanomatrix
- particle
- plug
- powder
- dispersed particles
- Prior art date
Links
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 208
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims description 165
- 239000011162 core material Substances 0.000 claims description 112
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 103
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 69
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 69
- 230000001413 cellular effect Effects 0.000 claims description 39
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 37
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 33
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 claims description 16
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 claims description 16
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 claims description 16
- 229910052748 manganese Inorganic materials 0.000 claims description 15
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 12
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 229910052727 yttrium Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 229910003023 Mg-Al Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 150000004767 nitrides Chemical class 0.000 claims description 2
- 229910052702 rhenium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910052715 tantalum Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910018125 Al-Si Inorganic materials 0.000 claims 1
- 229910018137 Al-Zn Inorganic materials 0.000 claims 1
- 229910018520 Al—Si Inorganic materials 0.000 claims 1
- 229910018573 Al—Zn Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000002344 surface layer Substances 0.000 description 84
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 44
- 230000008859 change Effects 0.000 description 38
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 36
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 33
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 30
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 30
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 27
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 26
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 26
- 238000005245 sintering Methods 0.000 description 21
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 20
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 20
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 17
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 17
- 238000000034 method Methods 0.000 description 15
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 13
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 13
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 13
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 13
- 239000002356 single layer Substances 0.000 description 13
- 230000004044 response Effects 0.000 description 12
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 10
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 10
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 9
- 230000008569 process Effects 0.000 description 8
- 229910052761 rare earth metal Inorganic materials 0.000 description 8
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 7
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 7
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000011159 matrix material 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
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 5
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 5
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 5
- 239000007769 metal material Substances 0.000 description 5
- 238000005275 alloying Methods 0.000 description 4
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 4
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 4
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 description 4
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 3
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 3
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 3
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 3
- 238000005496 tempering Methods 0.000 description 3
- 230000007704 transition Effects 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
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 2
- 229910052729 chemical element Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052593 corundum Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 239000004005 microsphere Substances 0.000 description 2
- 229910002059 quaternary alloy Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 description 2
- 229910001256 stainless steel alloy Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 229910001845 yogo sapphire Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910001339 C alloy Inorganic materials 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
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-M Methacrylate Chemical compound CC(=C)C([O-])=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-M 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
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 1
- 238000003483 aging Methods 0.000 description 1
- 230000003466 anti-cipated effect Effects 0.000 description 1
- 239000002585 base Substances 0.000 description 1
- 230000002902 bimodal effect Effects 0.000 description 1
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 1
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L calcium dibromide Chemical compound [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 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
- 230000000295 complement effect Effects 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
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 description 1
- 238000010348 incorporation Methods 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 1
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000001788 irregular Effects 0.000 description 1
- 229910052746 lanthanum Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000000670 limiting effect Effects 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
- 239000002071 nanotube Substances 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 229920005596 polymer binder Polymers 0.000 description 1
- 239000002491 polymer binding agent Substances 0.000 description 1
- 238000004881 precipitation hardening Methods 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 229910052706 scandium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 238000005549 size reduction Methods 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 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
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 238000005728 strengthening Methods 0.000 description 1
- 230000036962 time dependent Effects 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
- E21B29/00—Cutting or destroying pipes, packers, plugs or wire lines, located in boreholes or wells, e.g. cutting of damaged pipes, of windows; Deforming of pipes in boreholes or wells; Reconditioning of well casings while in the ground
- E21B29/02—Cutting or destroying pipes, packers, plugs or wire lines, located in boreholes or wells, e.g. cutting of damaged pipes, of windows; Deforming of pipes in boreholes or wells; Reconditioning of well casings while in the ground by explosives or by thermal or chemical means
-
- 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
- E21B23/04—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells operated by fluid means, e.g. actuated by explosion
- E21B23/0413—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells operated by fluid means, e.g. actuated by explosion using means for blocking fluid flow, e.g. drop balls or darts
-
- 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
-
- 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
- E21B34/12—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by movement of casings or tubings
-
- 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
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Powder Metallurgy (AREA)
- Closures For Containers (AREA)
- Connector Housings Or Holding Contact Members (AREA)
- Pens And Brushes (AREA)
- Photoreceptors In Electrophotography (AREA)
- Hand Tools For Fitting Together And Separating, Or Other Hand Tools (AREA)
Description
KRYSSHENVISNING TIL TILKNYTTEDE SØKNADER
[0001] Denne patentsøknaden krever nytten av U.S. Patentsøknad nr. 12/947048, inngitt den 16. november 2010, som er innlemmet heri i sin helhet.
[0002] Denne patentsøknaden inneholder sakens gjenstand tilknyttet sakens gjenstand i samtidig verserende patenter, som er overdratt til den samme assignatar som denne patentsøknaden, Baker Hughes Incorporated of Houston, Texas, som alle ble inngitt den 8. desember 2009. Patentsøknadene nevnt under her herved innlemmet med henvisning til deres helhet.
[0003] U.S. patentsøknad nr. 12/633,682, sakførers rettslistenr. MTL4‐49581‐US (BAO0372US), med tittelen NANOMATRISE KOMPAKTERT PULVERMETALLPRODUKT;
[0004] U.S. patentsøknad nr. 12/633,686, sakførers rettslistenr. OMS4‐50039‐US (BAO0386US), med tittelen BELAGT METALLPULVER OG FREMGANGSMÅTE FOR Å GJØRE DET SAMME;
[0005] U.S. patentsøknad nr. 12/633 688, sakførers rettslistenr. MTL4‐50131‐US (BAO0389US), med tittelen FREMGANGSMÅTE FOR Å LAGE ET NANOMATRISE KOMPAKTERT PULVERMETALLPRODUKT;
[0006] U.S. patentsøknad nr. 12/633,678, sakførers rettslistenr. MTL4‐50132‐US (BAO0390US) med tittelen KONSTRUERT KOMPAKTERT PULVERPRODUKTKOMPOSITTMATERIALE.
BAKGRUNN
[0007] I bore‐ og ferdigstillingsindustrien er det ofte ønskelig å bruke det som er kjent innen teknikken som utløsningskuler, bor (generelt kalt propper) for en mengde forskjellige operasjoner som krever tilfeller med stigende trykk. Slik det er kjent av fagkyndige på området, slippes uløsningskuler på utvalgte tidspunkt for å plasseres i et nedihulls kulesete og opprette en forsegling der. Forseglinger som er opprettet er ofte ment å være midlertidig. Etter at operasjonen hvor utløsningskulen var sluppet er fullført, fjernes kulen fra borehullet ved hjelp av fremgangsmåter slik som snudd sirkulasjon av kulen ut av brønnen. Dette krever likevel at kulen løsnes fra setet. Enkelte ganger kan kulene sette seg fast i et sete og dermed hindre den fra å sirkuleres ut av brønnen, og dermed kreves det mer tidkrevende og kostbare fremgangsmåter for å fjerne kulen, slik som ved å bore kulen ut, for eksempel. Anordninger og fremgangsmåter som gjør det mulig for en operatør å fjerne en kule uten å gjøre bruk av kostbare prosesser ville bli godt mottatt innen området.
KORT BESKRIVELSE
[0008] Målene med foreliggende oppfinnelse oppnås ved en propp som omfatter en hoveddel med en ytre overflate konfigurert til å innkoble et sete på en innsettende måte, der minst den ytre overflaten av proppen er konfigurert til å oppløses ved eksponering for et målmiljø, kjennetegnet ved at minst én del av hoveddelen som avgrenser den ytre overflaten er laget av et sintret pulvermetall, som omfatter: en vesentlig kontinuerlig, cellulær nanomatrise som omfatter et nanomatrisemateriale; en mengde spredte partikler som omfatter et partikkelkjernemateriale som omfatter Mg, Al, Zn eller Mn, eller en kombinasjon av disse, spredt i den cellulære nanomatrisen; og et faststoff bindingslag som strekker seg gjennom den cellulære nanomatrisen mellom de spredte partiklene.
[0009] Foretrukne utførelsesformer av proppen er videre utdypet i kravene 2 til og med 6.
[0010] Det beskrives her en fremgangsmåte for å trekke en propp ut av et sete, som omfatter å oppløse minst én overflate av en propp innsatt mot setet, og å fjerne proppen fra setet.
[0011] Det beskrives også en propp som omfatter en hoveddel med en ytre overflate konfigurert til på en innsettende måte å innkoble et sete, der minst den ytre overflaten av proppen er konfigurert til å oppløses ved eksponering for et målmiljø.
KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE
[0012] Følgende beskrivelser skal ikke betraktes som begrensende på noe vis. Med henvisning til de vedlagte tegningene, har like elementer like nummer:
[0013] FIG. 1 avbilder et tverrsnittbilde av en her propp beskrevet inne i et rør;
[0014] FIG. 2 avbilder et tverrsnittbilde av en alternativ propp beskrevet her;
[0015] FIG. 3 er et fotomikrogram av et pulver 210 slik det beskrives her som er innebygd i et innstøpningsmateriale og seksjonert;
[0016] FIG. 4 er en skjematisk fremstilling av en eksempelvis utførelsesform av en pulverpartikkel 12 slik det angis i en eksempelvis tverrsnitt vist i snitt 4‐4 i figur 3;
[0017] figur 5 er et fotomikrogram av en eksempelvis utførelsesform av et kompaktert pulverprodukt slik det beskrives her;
[0018] figur 6 er en skjematisk fremstilling av en eksempelvis utførelsesform av et kompaktert pulverprodukt laget ved bruk av et pulver med ettlags pulverpartikler slik det angis tatt langs snittet 6‐6 i figur 5;
[0019] Figur 7 er en skjematisk fremstilling av en annen eksempelvis utførelsesform av et kompaktert pulverprodukt laget ved bruk av et pulver med flerlags pulverpartikler slik det angis tatt langs snittet 6‐6 i figur 5;
[0020] Figur 8 er en skjematisk fremstilling av en endring i en egenskap til et kompaktert pulverprodukt slik det beskrives her avhengig av tid og en endring i tilstanden til det kompakterte pulverproduktets omgivelser.
DETALJERT BESKRIVELSE
[0021] En detaljert beskrivelse av én eller flere utførelsesformer av det beskrevne apparatet og fremstillingsmåten presenteres her ved hjelp av eksemplifisering og ikke begrensning med henvisning til figurene.
[0022] Med henvisning til FIG. 1, en utførelsesform for en utløsningskule, her også beskrevet i mer generelle termer som en propp slik det illustreres generelt i 10. Selv om proppen 10 er illustrert som en kule, overveies andre former slik som konisk, elliptisk, mv. Proppen 10 er konfigurert til å innkoble et sete 14 på en innsettende måte. Setet 14 illustrert her omfatter en konisk overflate 18 innkoblet på en forseglende måte med et rør 22. Innsettende innkobling av proppen 10 med setet 14 gjør det mulig for hoveddelen 12 å forsegles til setet 14 og tillater følgelig at trykket oppbygges imot dette. Hoveddelen 12 har en ytre overflate 26 som er konfigurert til å oppløses ved eksponering for et miljø 30 som er antesipert i løpet av installasjon av proppen 10. Denne oppløsningen kan omfatte korrosjon, for eksempel, i anvendelsområder der den ytre overflaten 26 er en del av en elektrokjemisk celle. Oppløsningen av den ytre overflaten 26 gjør det mulig for hoveddelen 12, når den har satt seg fast, er fastkilet eller blitt satt fast mot setet 14, å løsnes og fjernes derifra. Denne løsningen kan skyldes, i alle fall delvis, en reduksjon i friksjonsinngrep mellom proppen 10 og setet 14 når hoveddelen 12 begynner å oppløses. Dessuten kan fjerningen skyldes dimensjonsendringer i proppen 10 når hoveddelen 12 oppløses innledningsvis fra den ytre overflaten 26.
[0023] Evnen til å fjerne proppen 10 fra setet 14 er særdeles nyttig i tilfeller hvor proppen 10 er blitt fastkilt inn i en åpning 34 i setet 14. En slik fastkilings alvorlighet kan være betydelig i tilfeller hvor hoveddelen 12 er blitt deformert grunnet kraft som trykker proppen 10 mot setet 14. En slik deformasjon kan forårsake at en del 38 av hoveddelen 12 strekker seg inn i åpningen 34, og følgelig øker friksjonsinngrep mellom delen 38 og en dimensjon 42 av åpningen 34.
[0024] I anvendelsesområder for bruk i boring‐ og ferdigstillingsindustrier, slik det omtales over, der proppen 10 er en utløsningskule, vil kulen bli eksponert for et nedihulls miljø 30. Nedihulls miljøet 30 kan omfatte høye temperaturer, høye trykk og borehullfluider, slik som etsende kjemikalier, syrer, baser og saltoppløsninger, for eksempel. Ved å lage hoveddelen 12 av et materiale 46 (dette er ikke vist i figurene) som forringes i styrke i miljøet 30, kan hoveddelen 12 lages for å oppløse effektivt som en reaksjon på eksponering for nedihulls miljøet 30. Starten på oppløsning eller desintegrasjon av hoveddelen 12 kan begynne ved den ytre overflaten 26 idet styrken til den ytre overflaten 26 reduseres først og kan forplante seg til hoveddelens 12 likevekt. Mulige valg for materialet 46 omfatter men er ikke begrenset til magnesium, polymer‐bindemidler slik som strukturelt metakrylatbindemiddel, oppløselig materiale med høy styrke (detaljert omtalt senere i denne beskrivelsen), mv.
[0025] Hoveddelen 12 og den ytre overflaten 26 til proppen 10 i utførelsesformen i FIG. 1 er begge laget av materialet 46. I den hensikt kan oppløsningen av materialet 46 etterlate både hoveddelen 12 og den ytre overflaten 26 i små stykker som ikke er skadelig for videre drift av brønnen, følgelig negeres behovet enten for å pumpe hoveddelen 12 ut av røret 22 eller kjøre et verktøy inn i borehullet for å bore eller male hoveddelen 12 i stykker som er små nok til å fjerne hindring derifra.
[0026] Med henvisning til FIG. 2, en alternativ utførelsesform for en propp beskrevet her illustreres i 110. I motsetning til propp 10 har propp 110 en hoveddel 112 som er laget av minst to forskjellige materialer. Hoveddelen 112 omfatter en kjerne 116 laget av et første materiale 117 og en mantel 120 laget av et andre materiale 121. Ettersom, i denne utførelsesformen, en ytre overflate 126 (denne er ikke vist i figurene) som faktisk berører setet 14 er kun på mantelen 120, kun det andre materialet 121 behøver å være oppløselig i målmiljøet 30. I motsetning til dette kan det første materialet 117 være eller ikke være oppløselig i miljøet 30.
[0027] Hvis det første materialet 117 ikke er oppløselig kan det være ønskelig å lage en største dimensjon 124 av kjernen 116 mindre enn dimensjonen 42 til setet 14 for å muliggjøre at kjernen 116 passerer derigjennom etter oppløsning av mantelen 120. Ved å gjøre dette kan kjernen 116 kjøres, eller las falle ned, ut av en nedre ende av røret 22 i stedet for å bli pumpet opp for å fjerne det derifra.
[0028] Slik det nevnes over, er ytterligere materialer som kan brukes med kulen slik det beskrives her lette metallmaterialer med høy styrke som kan brukes i en bred rekke anvendelser og anvendelsesomgivelser, inkludert bruk i forskjellige borehullomgivelser for å lage forskjellige valgbare og styrbare engangs eller nedbrytbare lette, nedihulls verktøyer eller andre nedihulls komponenter med høy styrke, samt mange andre anvendelser til bruk både i varige og engangs eller nedbrytbare gjenstander. Disse lette, høystyrke og valgbare og styrbare nedbrytbare materialene omfatter fullstendig faste sintermetallprodukter dannet fra belagte pulvermaterialer som omfatter forskjellige lette partikkelkjerner og kjernematerialer som har forskjellige ettlags og flerlags nanoskalabelegg. Disse kompakterte pulverproduktene er laget av belagte metallpulvere som omfatter forskjellig elektrokjemisk aktive (f.eks. med relativt høyere standard oksideringspotensialer), lettvekts, høystyrke partikkelkjerner og kjernematerialer, slik som elektrokjemisk aktive metaller, som er spredt inne i en cellulær nanomatrise dannet fra de forskjellige nanoskala metalloverflatelagene med metallbeleggmaterialer, og er særdeles nyttige i borehullanvendelser. Disse kompakterte pulverproduktene gir en enestående og fordelaktig kombinasjon av mekaniske styrke‐egenskaper, slik som kompresjon og skjærfasthet, lav tetthet og valgbare og styrbare korrosjonsegenskaper, særdeles rask og styrt oppløsning i forskjellige borehullfluider. For eksempel kan partikkelkjernen og overflatelag til disse pulverne velges for å gi sintrede pulverprodukter som egner seg til å brukes som høystyrke konstruerte materialer med en trykkstyrke og en skjærfasthet som kan sammenlignes med forskjellige andre konstruerte materialer, inkludert karbon, rustfritt stål og stållegeringer, men som også har lav tetthet sammenlignet med forskjellige polymerer, elastomerer, keramikk med lav tetthet og komposittmaterialer. I enda et eksempel kan disse pulverne og kompakterte pulvermaterialene konfigureres for å gi en valgbar og styrbar nedbrytning eller fjerning som en reaksjon på en endring i en miljøtilstand, slik som en overgang fra en svært lav oppløsningshastighet til en svært rask oppløsningshastighet som en reaksjon på en endring av egenskapen eller tilstanden til et borehull nær en gjenstand dannet fra det sintrede produktet, inkludert en egenskapsendring i et borehullsfluid som er i berøring med det kompakterte pulverproduktet. De beskrevne valgbare og styrbare nedbrytnings‐ eller fjerningsegenskapene tillater også gjenstandenes dimensjonsstabilitet og styrke, slik som borehullverktøyer eller andre komponenter, laget av disse materialene for å opprettholdes til de ikke behøves lenger, da en forhåndsbestemt miljøtilstand, slik som en borehulltilstand, inkludert borehullfluidtemperatur, trykk eller pH‐verdi, kan endres for å fremme deres fjerning ved rask oppløsning. Disse belagte pulvermaterialene og kompakterte pulverproduktene og konstruerte materialer dannet fra dem, samt fremgangsmåter for å lage dem, beskrives ytterligere under.
[0029] Med henvisning til figur 3, omfatter et metallpulver 210 en mengde metalliske, belagte pulverpartikler 212. Pulverpartikler 212 kan dannes for å gi et pulver 210, inkludert fritt utstrømmende pulver, som kan helles eller ellers anbringes på alle vis i forskalinger eller former (ikke vist) med alle typer former og størrelser som kan brukes til å forme kompakterte pulverprodukter 400 (figur 6 og 7), slik det beskrives her, som kan brukes som, eller til bruk i tilvirkning, forskjellige tilvirkningsgjenstander, inkludert forskjellige borehullverktøyer og komponenter.
[0030] Hver av de metalliske, belagte pulverpartiklene 212 av pulver 210 omfatter en partikkelkjerne 214 og et metallisk overflatelag 216 anbrakt på partikkelkjernen 214. Partikkelkjernen 214 omfatter et kjernemateriale 218. Kjernematerialet 218 kan omfatte ethvert egnet materiale for å danne partikkelkjernen 214 som gir pulverpartikkel 212 som kan sintres til å danne et lettvekts, høystyrke kompaktert pulverproduktprodukt 400 med valgbare og styrbare oppløsningsegenskaper. Egnede kjernematerialer omfatter elektrokjemisk aktive metaller med et standard oksidasjonspotensiale som er større enn eller lik det for Zn, inkludert som Mg, Al, Mn eller Zn eller en kombinasjon av disse. Disse elektrokjemisk aktive metallene er svært reaktive med en mengde vanlige borehullfluider, inkludert ethvert antall ioniske fluider eller svært polare fluider, slik som de som inneholder forskjellige klorider. Eksempler omfatter kaliumklorid (KCl), saltsyre (HCl), kalsiumklorid (CaCl2), kalsiumbromid (CaBr2) eller sinkbromid (ZnBr2). Kjernematerialer 218 kan også omfatte andre metaller som er mindre elektrokjemisk aktive enn Zn eller ikke‐metalliske materialer, eller en kombinasjon av disse. Egnede ikke‐metalliske materialer omfatter keramikk, kompositter, glass eller karbon, eller en kombinasjon av disse. Kjernemateriale 218 kan velges for å gi en høy oppløsningshastighet i et forhåndsbestemt borehullfluid, men kan også velges for å gi relativt lav oppløsningshastighet, inkludert null oppløsning, hvor oppløsning av nanomatrisematerialet forårsaker at partikkelkjernen 214 blir raskt underminert og frigitt fra det sintrede partikkelproduktet ved grenseflaten med borehullfluidet, slik at den effektive oppløsningshastigheten av kompakterte partikkelprodukter laget ved bruk av partikkelkjerner 214 av disse kjernematerialene 218 er høy, selv om selve kjernematerialet 218 kan ha en lav oppløsningshastighet, inkludert kjernematerialer 220 som kan være vesentlig uoppløselige i borehullfluidet.
[0031] Når det gjelder de elektrokjemisk aktive metallene som kjernemetaller 218, inkludert Mg, Al, Mn eller Zn, kan disse metallene brukes som rene metaller eller i enhver kombinasjon med hverandre, inkludert forskjellige legeringskombinasjoner av disse materialene, inkludert binære, tertiære eller kvartære legeringer av disse materialene. Disse kombinasjonene kan også omfatte kompositter av disse materialene. Videre, i tillegg til kombinasjoner med hverandre, kan Mg, Al, Mn eller Zn kjernematerialene 18 også omfatte andre konstituenter, inkludert forskjellige legeringstilsetninger, for å endre én eller flere egenskaper ved partikkelkjernene 214, for eksempel ved å forbedre styrken, redusere tettheten eller endre oppløsningsegenskapene til kjernematerialet 218.
[0032] Blant de elektrokjemisk aktive metallene, er Mg, enten som et rent metall eller i en legering eller et komposittmateriale, særdeles nyttig på grunn av dets lave tetthet og evne til å danne legeringer med høy styrke, og dets høye grad av elektrokjemisk aktivitet, ettersom det har et standard oksideringspotensial som er høyere enn Al, Mn eller Zn. Mg‐legeringer inkluderer alle legeringer som har Mg som en legeringskonstituent. Mg‐legeringer som kombinerer andre elektrokjemisk aktive metaller, som beskrevet her, ettersom legeringskonstituenter er særdeles nyttige, inkludert binære Mg‐Zn, Mg‐Al og Mg‐Mn‐legeringer, og tertiære Mg‐Zn‐Y og Mg‐Al‐X-legeringer, hvor X omfatter Zn, Mn, Si, Ca eller Y, eller en kombinasjon av disse. Disse Mg‐Al‐X-legeringene kan omfatte, i vekt, opptil cirka 85 % Mg, opptil cirka 15 % Al og opptil cirka 5 % X. Partikkelkjerne 214 og kjernemateriale 218, og især elektrokjemisk aktive metaller inkludert Mg, Al, Mn eller Zn, eller kombinasjoner av disse, kan også omfatte et sjeldent jordartselement eller kombinasjon av sjeldne jordartselementer. Slik det brukes her, omfatter sjeldne jordartelementer Sc, Y, La, Ce, Pr, Nd eller Er, eller en kombinasjon av sjeldne jordartselementer. Der de finnes, kan et sjeldent jordartselement eller kombinasjoner av sjeldne jordartselementer være tilstede, i vekt, i en mengde på cirka 5 % eller mindre.
[0033] Partikkelkjerne 214 og kjernemateriale 218 har en smeltetemperatur (TP). Slik den brukes her, omfatter Tp den laveste temperaturen ved hvilken begynnende smelting eller seigringssmelting eller andre former for delvis smelting skjer inne i kjernemateriale 218, uten hensyn til om kjernematerialet 218 omfatter et rent metall, en legering med flere faser som har forskjellige smeltetemperaturer eller et kompositt av materialer med forskjellige smeltetemperaturer.
[0034] Partikkelkjerner 214 kan ha hvilken som helst egnet partikkelstørrelse eller partikkelstørrelsesområde eller fordeling av partikkelstørrelser. For eksempel kan partikkelkjernene 214 velges for å gi en gjennomsnittlig partikkelstørrelse som representeres av en normal eller Gaussian‐type unimodal fordeling rundt et gjennomsnitt eller middeltall, slik det illustreres generelt i figur 3. I et annet eksempel, kan partikkelkjerner 214 velges eller blandes for å gi en multimodal fordeling av partikkelstørrelser, inkludert en mengde av gjennomsnittlige partikkelkjernestørrelser, slik som for eksempel en homogen bimodal fordeling av gjennomsnittlige partikkelstørrelser. Valget av fordelingen av partikkelkjernestørrelse kan brukes for å fastsette, for eksempel, partikkelstørrelse og interpartikulær avstand 215 til partiklene 212 til pulver 210. I en eksempelvis utførelsesform, kan partikkelkjernene 214 ha en unimodal fordeling og en gjennomsnittlig partikkeldiameter på omtrent 5 μm til omtrent 300 μm, mer især omtrent 80 μm til omtrent 120 μm, og enda mer især omtrent 100 μm.
[0035] Partikkelkjerner 214 kan ha enhver egnet partikkelform, inkludert enhver regulær eller irregulær geometrisk form, eller kombinasjoner av disse. I en eksempelvis utførelsesform er partikkelkjerner 214 vesentlig sfæroidale, elektrokjemisk aktive metallpartikler. I en annen utførelsesform, er partikkelkjerner 214 vesentlig irregulært formet keramiske partikler. I enda en eksempelvis utførelsesform, er partikkelkjerner 214 karbon eller andre nanorørstrukturer eller hule glassmikrokuler.
[0036] Hver av de metalliske, belagte pulverpartiklene 212 til pulver 210 omfatter også et metallisk overflatelag 216 som er anbrakt på partikkelkjernen 214. Metalloverflatelag 216 omfatter et metallisk beleggmateriale 220. Metallisk beleggmateriale 220 gir pulverpartiklene 212 og pulver 210 dets metalliske art. Metallisk overflatelag 216 er et nanoskala overflatelag. I en eksempelvis utførelsesform, kan metallisk overflatelag 216 ha en tykkelse på omtrent 25 nm til omtrent 2500 nm. Tykkelsen på metallisk overflatelag 216 kan variere over overflaten til partikkelkjernen 214, men har fortrinnsvis en vesentlig uniform tykkelse over overflaten til partikkelkjernen 214. Metallisk overflatelag 216 kan omfatte et enkelt lag, slik det vises i figur 4, eller en mengde lag slik som en flerlags beleggstruktur. I et ettlags belegg, eller i hvert av lagene i et flerlags belegg, kan det metalliske overflatelaget 216 omfatte et enkeltkonstituent kjemisk element eller sammensetning, eller kan omfatte en mengde kjemiske elementer eller sammensetninger. Der hvor et lag omfatter en mengde kjemiske konstituenter eller sammensetninger, kan de ha alle typer homogene eller heterogene fordelinger, inkludert en homogen eller heterogen fordeling av metallurgiske faser. Dette kan omfatte en sortert fordeling hvor de relative mengdene av de kjemiske konstituentene eller sammensetningene varierer ifølge henholdsvise konstituentprofiler på tvers av lagets tykkelse. I både ettlags og flerlags belegg 216, kan hvert av de henholdsvise lagene, eller kombinasjoner av disse, brukes for å gi en forhåndsbestemt egenskap til pulverpartikkelen 212 eller et sintret pulverprodukt dannet derifra. For eksempel kan den forhåndsbestemte egenskapen omfatte bindingsstyrken til den metallurgiske bindingen mellom partikkelkjernen 214 og beleggmaterialet 220; blandingsegenskapene mellom partikkelkjernen 214 og metalloverflatelaget 216, inkludert enhver blanding mellom lagene til et flerlags overflatelag 216; blandingsegenskapene mellom de forskjellige lagene til et flerlags overflatelag 216; blandingsegenskapene mellom metalloverflatelaget 216 til én pulverpartikkel og den for en tilstøtende pulverpartikkel 212; bindingsstyrken til den metallurgiske bindingen mellom metalloverflatelagene til de tilstøtende sintrede pulverpartiklene 212, inkludert de ytterste lagene til flerlags overflatelag; og den elektrokjemiske aktiviteten til overflatelaget 216.
[0037] Metalloverflatelag 216 og beleggmateriale 220 har en smeltetemperatur (TC). Slik den brukes her, omfatter TC den laveste temperaturen ved hvilken begynnende smelting eller seigringssmelting eller andre former for delvis smelting skjer inne i kjernemateriale 220, uten hensyn til om beleggmaterialet 220 omfatter et rent metall, en legering med flere faser som hver har forskjellige smeltetemperaturer eller et kompositt, inkludert et kompositt som omfatter en mengde overflatemateriallag med forskjellige smeltetemperaturer.
[0038] Metallisk beleggmateriale 220 kan omfatte ethvert egnet metallbeleggmateriale 220 som gir en sinterbar ytre overflate 221 som er konfigurert til å sintres til en tilstøtende pulverpartikkel 212 som også har et metalloverflatelag 216 og sinterbare ytre overflater 221. I pulvere 210 som også omfatter andre eller ekstra (belagte eller ubelagte) partikler 232, slik det beskrives her, er den sinterbare ytre overflaten 221 av metalloverflatelag 216 også konfigurert til å sintres til en sinterbar ytre overflate 221 av andre partikler 232. I en eksempelvis utførelsesform, er pulverpartiklene 212 sinterbare ved en forhåndsbestemt sintringstemperatur (TS) som er avhengig av kjernematerialet 218 og beleggmaterialet 220, slik at sintring av det kompakterte pulverproduktet 400 gjennomføres fullstendig i fast tilstand og der TS er mindre enn TP og TC. Sintring i fast tilstand begrenser partikkelkjernens 214/metalloverflatelagets 216 interaksjoner med faststoff fordelingsprosesser og metallurgiske transportfenomener og begrenser vekst av og gir kontroll over de resulterende grenseflater mellom dem. I motsetning til dette, for eksempel, vil innføring av flytende‐fase sintring gi rask blanding av partikkelkjerne‐ 214/metalloverflatelag‐ 216 materialer og gjøre det vanskelig å begrense veksten av og gi kontroll over de resulterende grenseflatene mellom dem, og følgelig interferere med formasjonen av de ønskede mikrostrukturene til kompaktert partikkelmasse 400, slik det beskrives her.
[0039] I en eksempelvis utførelsesform, vil kjernematerialet 218 bli valgt for å gi en kjernekjemisk sammensetning og beleggmaterialet 220 vil bli valgt for å gi en overflatekjemisk sammensetning og disse kjemiske sammensetningene vil også bli valgt for å avvike fra hverandre. I en annen eksempelvis utførelsesform, vil kjernematerialet 218 bli valgt for å gi en kjernekjemisk sammensetning og beleggmaterialet 220 vil bli valgt for å gi en overflatekjemisk sammensetning og disse kjemiske sammensetningene vil også bli valgt for å avvike fra hverandre ved deres grenseflate. Forskjeller i de kjemiske sammensetningene av beleggmateriale 220 og kjernemateriale 218 kan velges for å gi forskjellige oppløsningshastigheter og valgbar og styrbar oppløsning av kompaktert pulverprodukt 400 som innlemmer dem ved å gjøre dem valgbart og styrbart oppløselig. Dette omfatter oppløsningshastigheter som avviker som en reaksjon på en endret tilstand i borehullet, inkludert en indirekte eller direkte endring i et borehullfluid. I en eksempelvis utførelsesform, er et kompaktert pulverprodukt 400 dannet fra pulver 210 som har kjemiske sammensetninger av kjernemateriale 218 og beleggmateriale 220 som gjør det kompakterte produktet 400 valgbart oppløselig i et borehullfluid som en reaksjon på en endret borehulltilstand som omfatter en temperaturendring, trykkendring, endring i strømningshastighet, pH‐endring eller endring i kjemisk sammensetning til borehullfluidet, eller en kombinasjon av disse. Den valgbare oppløsningsreaksjonen på den endrede tilstanden kan være et resultat av gjeldende kjemiske reaksjoner eller prosesser som fremmer forskjellige oppløsningshastigheter, men omfatter også endringer i oppløsningsreaksjonen som er tilknyttet fysiske reaksjoner eller prosesser, slik som endringer i borehullfluidtrykket eller strømningshastighet.
[0040] Som vist i figurene 3 og 5, kan partikkelkjerne 214 og kjernemateriale 218 og metalloverflatelag 216 og beleggmateriale 220 velges for å gi pulverpartikler 212 og et pulver 210 som er konfigurert for kompaktering og sintring for å gi et kompaktert pulverprodukt 400 som er lettvekt (dvs., at den har relativt lav tetthet), høy styrke og fjernes på en valgbar og styrbar måte fra et borehull som en reaksjon på en endring i en borehullegenskap, inkludert å være valgbart og styrbart oppløselig i et egnet borehullfluid, inkludert forskjellige borehullfluider slik det beskrives her. Kompaktert pulverprodukt 400 omfatter en vesentlig kontinuerlig, cellulær nanomatrise 416 av et nanomatrisemateriale 420 som har en mengde spredte partikler 414 spredd gjennom den cellulære nanomatrisen 416. Den vesentlig kontinuerlige cellulære nanomatrisen 416 og nanomatrisematerialet 420 dannet av sintrede metalloverflatelag 216 dannes av kompakteringen og sintringen av mengden metalloverflatelag 216 til mengden av pulverpartikler 212. Den kjemiske sammensetningen av nanomatrisemateriale 420 kan være forskjellig fra den for beleggmateriale 220 grunnet fordelingsvirkninger tilknyttet sintringen slik det beskrives her. Kompaktert pulvermetallprodukt 400 omfatter også en mengde spredde partikler 414 som omfatter partikkelkjernemateriale 418. Spredte partikkelkjerner 414 og kjernematerialer 418 samsvarer med og er dannet fra mengden av partikkelkjerner 214 og kjernemateriale 218 av mengden av pulverpartikler 212 siden metalloverflatelagene 216 er sintret sammen for å danne en nanomatrise 416. Den kjemiske sammensetningen av kjernemateriale 418 kan være forskjellig fra den for kjernemateriale 218 grunnet fordelingsvirkninger tilknyttet sintringen slik det beskrives her.
[0041] Slik den brukes her, innebærer ikke bruken av benevnelsen vesentlig kontinuerlig cellulær nanomatrise 416 storpartskonstituenten av det kompakterte pulverproduktet, men henviser snarere til den mindretalls konstituenten eller konstituenter, enten i vekt eller i volum. Dette utmerker seg fra de fleste matrisekomposittmaterialer hvor matrisen omfatter storpartskonstituenten i vekt eller volum. Bruken av benevnelsen vesentlig kontinuerlig, cellulær nanomatrise er ment å beskrive den utfyllende, regulære, kontinuerlige og sammenkoblede arten av fordelingen av nanomatrisemateriale 420 inne i kompaktert pulverprodukt 400. Slik det er brukt her, beskriver "vesentlig kontinuerlig" utvidelsen av nanomatrisematerialet gjennom kompaktert pulverprodukt 400 slik at det strekker seg mellom og omgir vesentlig alle de spredte partiklene 414. Vesentlig kontinuerlig brukes for å angi at fullstendig kontinuitet og regulær rekkefølge av nanomatrisen rundt hver spredte partikkel 414 ikke er påkrevd. For eksempel, kan feil i overflatelaget 216 over partikkelkjernen 214 på noen pulverpartikler 212 forårsake brodannelse av partikkelkjernene 214 i løpet av sintring av det kompakterte pulverproduktet 400, og følgelig forårsake at lokaliserte diskontinuiteter ender inne i den cellulære nanomatrisen 416, selv om i de andre delene av det kompakterte pulverproduktet, er nanomatrisen vesentlig kontinuerlig og viser strukturen beskrevet her. Slik det er brukt her, brukes "cellulær" til å angi at nanomatrisen definerer et nettverk av vanligvis gjentakende, sammenkoblede rom eller celler eller celler med nanomatrisemateriale 420 som omgir og også sammenkobler de spredte partiklene 414. Slik det er brukt her, brukes "nanomatrise" til å beskrive matrisens størrelse eller skala, spesielt tykkelsen på matrisen mellom tilstøtende, spredte partikler 414. Metalloverflatelagene som er sintret sammen for å danne nanomatrisen er selv overflatelag med nanoskala tykkelse. Siden nanomatrisen ved de fleste plasseringer, andre enn skjæringspunktet mellom mer enn to spredte partikler 414, vanligvis omfatter blanding og binding av to overflatelag 216 fra tilstøtende pulverpartikler 212 med nanoskala tykkelser, har den dannede matrisen også en nanoskala tykkelse (f.eks., tilnærmelsesvis to ganger tykkelsen på overflatelaget slik det beskrives her) og er følgelig dermed beskrevet som en nanomatrise. Videre angir ikke bruken av benevnelsen spredte partikler 414 mindretallskonstituenten av det kompakterte pulverproduktet 400, men henviser snarere til storpartskonstituenten eller konstituentene, enten i vekt eller i volum. Bruken av benevnelsen spredt partikkel er ment å uttrykke diskontinuerlig og diskret fordeling av partikkelkjernemateriale 418 inne i et kompaktert pulverprodukt 400.
[0042] Kompaktert pulverprodukt 400 kan ha hvilken som helst ønsket form eller størrelse, inkludert den for en sylindrisk kloss eller stang som kan maskinbearbeides eller brukes ellers til å danne nyttige fabrikkerte gjenstander, inkludert forskjellige borehullverktøyer og komponenter. Sintrings‐ og presseprosessene som brukes til å danne kompaktert pulverprodukt 400 og deformere pulverpartiklene 212, inkludert partikkelkjerner 214 og overflatelag 216, for å gi fullstendig tetthet og ønsket makroskopisk form og størrelse på kompaktert pulverprodukt 400 og dets mikrostruktur. Mikrostrukturen til det kompakterte pulverproduktet 400 omfatter en ekviakset konfigurasjon av spredte partikler 414 som er spredt gjennom og innkapslet inne i den vesentlig kontinuerlig, cellulære nanomatrisen 416 til de sintrede overflatelagene. Denne mikrostrukturen er i noen grad analog med en ekviakset kornmikrostruktur med en kontinuerlig kornbindingsfase, unntatt at den ikke påkrever bruk av legeringskonstituenter som har termodynamiske faseekvilibriumsegenskaper som er i stand til å produsere en slik struktur. Snarere kan denne ekviaksede spredte partikkelstrukturen og cellulære nanomatrisen 416 av sintrede metalloverflatelag 216 produseres ved bruk av konstituenter der termodynamiske faseekvilibriumsbetingelser ikke vil produsere en ekviakset struktur. Den ekviaksede morfologien til de spredte partiklene 414 og cellulære nettverk 416 av partikkellag resulterer fra sintring og deformering av pulverpartiklene 212 siden de er kompaktert og blander og deformerer for å fylle de interpartikulære mellomrommene 215 (figur 3). Sintringstemperaturene og ‐trykkene kan velges for å sikre at tettheten til kompaktert pulverprodukt 400 når vesentlig fullstendig teoretisk tetthet.
[0043] I en eksempelvis utførelsesform slik det illustreres i figurene 3 og 5, dannes spredte partikler 414 fra partikkelkjerner 214 spredt i den cellulære nanomatrisen 416 til sintrede metalloverflatelag 216, og nanomatrisen 416 omfatter en faststoff metallurgisk binding 417 eller bindingslag 419, slik det er skjematisk fremstilt i figur 6, som strekker seg mellom de spredte partiklene 414 gjennom den cellulære nanomatrisen 416 som dannes ved sintringstemperatur (TS), hvor TS er mindre enn TC og TP. Slik det er angitt, dannes en faststoff metallurgisk binding 417 i faststoffet ved faststoffblanding mellom overflatelagene 216 til tilstøtende pulverpartikler 212 som er komprimert ved berøringskontakt under kompakterings‐ og sintringsprosessene brukt til å danne kompaktert pulverprodukt 400, slik det beskrives her. I den hensikt, omfatter sintrede overflatelag 216 på cellulær nanomatrise 416 et faststoff bindingslag 419 som har en tykkelse (t) bestemt av graden av blandingen med beleggmaterialene 220 til overflatelagene 216, som igjen vil bli bestemt av overflatelagenes 216 art, inkludert om de er ettlags eller flerlags overflatelag, om de er blitt valgt til å fremme eller begrense en slik blanding, og andre faktorer, slik det beskrives her, og sintrings‐ og kompakteringstilstandene, inkludert sintringstiden, ‐temperaturen og trykket som brukes til å danne kompaktert pulverprodukt 400.
[0044] Når nanomatrise 416 dannes, inkludert binding 417 og bindingslag 419, kan den kjemiske sammensetningen eller fasefordelingen, eller begge, til mettalloverflatelag 216 endres. Nanomatrise 416 har også en smeltetemperatur (TM). Slik den brukes her, omfatter TM den laveste temperaturen ved hvilken begynnende smelting eller seigringssmelting eller andre former for delvis smelting skjer inne i nanomatrisen 416, uten hensyn til om nanomatrisematerialet 420 omfatter et rent metall, en legering med flere faser som hver har forskjellige smeltetemperaturer eller et kompositt, inkludert et kompositt som omfatter en mengde lag med forskjellige beleggmaterialer med forskjellige smeltetemperaturer, eller en kombinasjon av disse, eller annet. Når spredte partikler 414 og partikkelkjernematerialer 418 dannes i kombinasjon med nanomatrise 416, er fordeling av konstituenter av metalloverflatelag 216 inni partikkelkjernene 214 også mulig, noe som kan føre til endringer i den kjemiske sammensetningen eller fasefordelingen, eller begge, til partikkelkjerner 214. Som et resultat, kan spredte partikler 414 og partikkelkjernematerialer 418 ha en smeltetemperatur (TDP)som er forskjellig fra TP. Slik den brukes her, omfatter TDP den laveste temperaturen ved hvilken begynnende smelting eller seigringssmelting eller andre former for delvis smelting skjer inne i de spredte partiklene 214, uten hensyn til om partikkelkjernematerialet 218 omfatter et rent metall, en legering med flere faser som har forskjellige smeltetemperaturer eller et kompositt, eller annet. Kompaktert partikkelprodukt 400 dannes ved en sintringstemperatur (TS), hvor TS er mindre enn TC,TP, TM og TDP.
[0045] Spredte partikler 414 kan omfatte hvilket som helst av de materialene som er beskrevet her for partikkelkjerner 214, selv om den kjemiske sammensetningen til spredte partikler 414 kan være forskjellig grunnet fordelingseffekter slik det beskrives her. I en eksempelvis utførelsesform, dannes spredte partikler 414 fra partikkelkjerner 214 som omfatter materialer med et standard oksideringspotensiale som er større enn eller lik Zn, inkludert Mg, Al, Zn eller Mn, eller en kombinasjon av disse, kan omfatte forskjellige binære, tertiære og kvartære legeringer eller andre kombinasjoner av disse konstituentene slik det beskrives her i kombinasjon med partikkelkjerner 214. Blant disse materialene, er de med spredte partikler 414 som omfatter Mg og nanomatrisen 416 dannet fra metalloverflatelagene 216 beskrevet her spesielt nyttige. Spredte partikler 414 og partikkelkjernematerialene 418 til Mg, Al, Zn eller Mn, eller en kombinasjon av disse, kan også omfatte et sjeldent jordartselement, eller en kombinasjon av sjeldne jordartselementer slik det beskrives her i kombinasjon med partikkelkjerner 214.
[0046] I en annen eksempelvis utførelsesform, dannes spredte partikler 414 fra partikkelkjerner 214 som omfatter metaller som er mindre elektrokjemisk aktive enn Zn eller ikke‐metalliske materialer. Egnede ikke‐metalliske materialer omfatter keramikk, glass (f.eks. hule glassmikrokuler) eller karbon, eller en kombinasjon av disse, slik det beskrives her.
[0047] Spredte partikler 414 av kompaktert pulverprodukt 400 kan ha enhver egnet partikkelstørrelse, inkludert de gjennomsnittlige partikkelstørrelsene som beskrives her for partikkelkjerner 214.
[0048] Spredte partikler 414 kan ha enhver egnet form avhengig av den formen som er valgt for partikkelkjerner 214 og pulverpartikler 212, og den fremgangsmåten som er brukt til å sintre og kompaktere pulver 210. I en eksempelvis utførelsesform, kan pulverpartikler 212 være kuleformede eller vesentlig kuleformede og spredte partikler 414 kan omfatte en ekviakset partikkelkonfigurasjon slik det beskrives her.
[0049] Spredningsarten til de spredte partiklene 414 kan være påvirket av valg av pulveret 210 eller pulverne 210 brukt til å lage kompaktert partikkelprodukt 400. I en eksempelvis utførelsesform, kan et pulver 210 med unimodal fordeling av pulverpartikkel‐ 212 størrelser velges for å danne kompaktert pulverprodukt 2200 og vil produsere en vesentlig homogen unimodal fordeling av partikkelstørrelser av spredte partikler 414 inne i den cellulære nanomatrisen 416, slik det illustreres generelt i figur 5. I en annen eksempelvis utførelsesform, kan en mengde pulvere 210 med en mengde pulverpartikler med partikkelkjerner 214 som har de samme kjernematerialene 218 og forskjellige kjernestørrelser og samme beleggmateriale 220 velges og blandes ensartet slik det beskrives her for å gi et pulver 210 med en homogen, multimodal fordeling av pulverpartikkel‐ 212 størrelser, og kan brukes til å danne kompaktert pulverprodukt 400 med en homogen, multimodal fordeling av partikkelstørrelser til spredte partikler 414 inne i cellulær nanomatrise 416. Likeledes, i enda en annen eksempelvis utførelsesform, kan en mengde pulvere 210 med en mengde partikkelkjerner 214 som kan ha de samme kjernematerialene 218 og forskjellige kjernestørrelser og samme beleggmateriale 220 velges og fordeles på en uensartet måte for å gi en ikke‐homogen, multimodal fordeling av pulverpartikkel‐størrelser, og kan brukes til å danne kompaktert pulverprodukt 400 med en ikke‐homogen, multimodal fordeling av partikkelstørrelser til spredte partikler 414 inne i cellulær nanomatrise 416. Valget av fordelingen av partikkelkjernestørrelse kan brukes for å fastsette, for eksempel, partikkelstørrelse og interpartikulær avstand til de fordelte partiklene 414 inne i den cellulære nanomatrisen 416 til kompakterte pulverprodukter 400 laget av pulver 210.
[0050] Nanomatrise 416 er et vesentlig kontinuerlig, cellulært nettverk av metalloverflatelag 216 som er sintret til hverandre. Nanomatrisens 416 tykkelse avhenger av arten til pulveret 210 eller pulverne 210 som brukes til å danne kompaktert pulverprodukt 400, og innlemmingen av annet pulver 230, særlig tykkelsen på overflatelagene som er tilknyttet disse partiklene. I en eksempelvis utførelsesform, er nanomatrisens 416 tykkelse vesentlig uniform gjennom hele mikrostrukturen til det kompakterte pulverproduktet 400 og omfatter omtrent to ganger tykkelsen på overflatelagene 216 til pulverpartiklene 212. I en annen eksemplarisk utførelsesform, har det cellulære nettverket 416 en vesentlig uniform gjennomsnittlig tykkelse mellom spredte partikler 414 på omtrent 50 nm til omtrent 5000 nm.
[0051] Nanomatrise 416 dannes ved å sintre metalloverflatelag 216 til tilstøtende partikler til hverandre ved blanding og dannelse av bindingslag 419 slik det beskrives her. Metalloverflatelag 216 kan være ettlags‐ eller flerlagsstrukturer, og de kan velges for å fremme eller forhindre fordeling, eller begge, inne i laget eller mellom lagene med mettalloverflatelag 216, eller mellom metalloverflatelaget 216 og partikkelkjernen 214, eller mellom metalloverflatelaget 216 og metalloverflatelaget 216 til en tilstøtende pulverpartikkel, graden blanding av metalloverflatelag 216 i løpet av sintring kan være begrenset eller ekstensiv avhengig av beleggtykkelsene, beleggmateriale eller ‐materialer som er valgt, sintringsforholdene og andre faktorer. Tatt i betraktning av den potensielle kompleksiteten ved blandingen og interaksjonen av konstituentene, kan beskrivelse av den resulterende kjemiske sammensetningen av nanomatrise 416 og nanomatrisemateriale 420 enkelt forstås som en kombinasjon av konstituentene til overflatelagene 216 som også kan omfatte én eller flere konstituenter av spredte partikler 414, avhengig av graden av blanding, i det forekommende tilfelle, som skjer mellom de spredte partiklene 414 og nanomatrisen 416. Likeledes kan den kjemiske sammensetningen av spredte partikler 414 og partikkelkjernemateriale 418 enkelt forstås som en kombinasjon av konstituentene til partikkelkjerne 214 som også kan omfatte én eller flere konstituenter av nanomatrise 416 og nanomatrisemateriale 420, avhengig av graden av blanding, i det forekommende tilfelle, som skjer mellom de spredte partiklene 414 og nanomatrisen 416.
[0052] I en eksempelvis utførelsesform, har nanomatrisematerialet 420 en kjemisk sammensetning og partikkelkjernematerialet 418 har en kjemisk sammensetning som er forskjellig fra den for nanomatrisematerialet 420, og forskjellene i de kjemiske sammensetningene kan konfigureres til å gi en valgbar og styrbar oppløsningshastighet, inkludert en valgbar overgang fra en svært lav oppløsningshastighet til en svært rask oppløsningshastighet, som en reaksjon på en styrt endring i en egenskap eller tilstand til borehullet nær det kompakterte produktet 400, inkludert en egenskapsendring i et borehullfluid som er i kontakt med det kompakterte pulverproduktet 400, slik det beskrives her. Nanomatrise 416 kan dannes fra pulverpartikler 212 med ettlags og flerlags overflatelag 216. Denne designfleksibiliteten gir et stort antall materialekombinasjoner, spesielt i tilfelle flerlags overflatelag 216, som kan brukes til å skreddersy den cellulære nanomatrisen 416 og sammensetningen av nanomatrisemateriale 420 ved å styre interaksjonen av overflatelagkonstituentene, begge innen et gitt lag, og mellom et overflatelag 216 og partikkelkjernen 214 som det er tilknyttet eller et overflatelag 216 til en tilstøtende pulverpartikkel 212. Flere eksempelvise utførelsesformer som viser denne fleksibiliteten gis under.
[0053] Som vist i figur 6, i en eksempelvis utførelsesform, dannes kompaktert pulverprodukt 400 fra pulverpartikler 212 hvor overflatelaget 216 omfatter et enkeltlag, og den resulterende nanomatrisen 416 mellom de tilstøtende av mengden av spredte partikler 414 omfatter det ettlags metalloverflatelaget 216 til én av pulverpartiklene 212, et bindingslag 419 og det ettlags overflatelaget 216 til et annet av de tilstøtende pulverpartiklene 212. Tykkelsen (t) på bindingslaget 419 bestemmes av graden av blanding mellom det ettlags metalloverflatelaget 216, og kan omgi hele tykkelsen til nanomatrise 416 eller bare en del av denne. I en eksempelvis utførelsesform av kompaktert pulverprodukt 400 dannet ved bruk av et ettlags pulver 210, kan kompaktert pulverprodukt 400 omfatte spredte partikler 414 inkludert Mg, Al, Zn eller Mn, eller en kombinasjon av disse, slik det beskrives her, og nanomatrise 416 kan omfatte Al, Zn, Mn, Mg, Mo, W, Cu, Fe, Si, Ca, Co, Ta, Re eller Ni, eller et oksid, karbid eller nitrid derav, eller en kombinasjon av noen av de ovennevnte materialene, inkludert kombinasjoner hvor nanomatrisematerialet 420 av cellulær nanomatrise 416, inkludert bindingslag 419, har en kjemisk sammensetning og kjernematerialet 418 til spredte partikler 414 har en kjemisk sammensetning som er forskjellig fra den kjemiske sammensetningen av nanomatrisematerialet 416. Forskjellen i den kjemiske sammensetningen til nanomatrisematerialet 420 og kjernematerialet 418 kan brukes for å gi valgbar og styrbar oppløsning som en reaksjon på en endring av en egenskap i borehullet, inkludert et borehullfluid, slik det beskrives her. I en ytterligere eksempelvis utførelsesform av et kompaktert pulverprodukt 400 dannet fra et pulver 210 som har en ettlags overflatelagskonfigurasjon, omfatter spredte partikler 414 Mg, Al, Zn eller Mn, eller en kombinasjon av disse, og den cellulære nanomatrisen 416 omfatter Al eller Ni, eller en kombinasjon av disse.
[0054] Som vist i figur 7, i en annen eksempelvis utførelsesform, dannes kompaktert pulverprodukt 400 fra pulverpartikler 212 hvor overflatelaget 216 omfatter et flerlags overflatelag 216, med en mengde overflatelag og den resulterende nanomatrisen 416 mellom de tilstøtende av mengden av spredte partikler 414 omfatter mengden lag (t) som omfatter overflatelaget 216 på én partikkel 212, et bindingslag 419, og mengden av lag som omfatter overflatelaget 216 til en annen av pulverpartiklene 212. I figur 7, illustreres dette med et tolags metalloverflatelag 216, men det vil bli forstått at mengden av lag i flerlags metalloverflatelag 216 kan omfatte et ønsket antall lag. Tykkelsen (t) på bindingslaget 419 bestemmes igjen av graden av blanding mellom mengden lag til de henholdsvise overflatelagene 216, og kan omgi hele tykkelsen til nanomatrise 416 eller bare en del av denne. I denne utførelsesformen, kan mengden lag som omfatter hvert overflatelag 216 brukes til å styre blanding og dannelse av bindingslag 419 og tykkelse (t).
[0055] Sintrede og smidde kompakterte pulverprodukter 400 som omfatter spredte partikler 414 som omfatter Mg og nanomatrise 416 som omfatter forskjellige nanomatrisematerialer slik det beskrives her, har vist en utmerket kombinasjon av mekanisk styrke og lav tetthet som eksemplifiserer de lette, høystyrkematerialene som beskrives her. Eksempler på kompakterte pulverprodukter 400 som har rene Mg spredte partikler 414 og forskjellige nanomatriser 416 dannet fra pulvere 210 har rene Mg partikkelkjerner 214 og forskjellige ettlags og flerlags metalloverflatelag 216 som omfatter Al, Ni, W eller Al2O3, eller en kombinasjon av disse. Disse kompakterte pulverproduktene 400 er blitt utsatt for forskjellig mekanisk og annen prøving, inkludert tetthetsprøving, og deres atferd ved oppløsning og nedbrytning av mekanisk egenskap er også blitt karakterisert slik det beskrives her. Resultatene angir at disse materialene kan konfigureres til å gi et bredt omfang valgbar og styrbar korrosjons‐ eller oppløsningsatferd fra veldig lave korrosjonshastigheter til ekstremt høye korrosjonshastigheter, spesielt korrosjonshastigheter som både er lavere og høyere en de for komprimerte pulverprodukter som ikke innlemmer den cellulære nanomatrisen, slik som et sintret produkt dannet av rent Mg‐pulver gjennom de samme kompakterings‐ og sintringsprosessene i sammenligning med de som omfatter rene Mg spredte partikler i de forskjellige cellulære nanomatrisene beskrevet her. Disse kompakterte pulverproduktene 200 kan også konfigureres til å gi vesentlig økte egenskaper i sammenligning med kompakterte pulverprodukter dannet fra rene Mg‐partikler som ikke omfatter nanoskalabeleggene beskrevet her. Kompakterte pulverprodukter 400 som omfatter spredte partikler 414 som omfatter Mg og nanomatrise 416 som omfatter forskjellige nanomatrisematerialer 420 beskrevet her, har påvist trykkstyrker i romtemperatur på minst omtrent 37 ksi, og har videre påvist trykkstyrker i romtemperatur utover omtrent 50 ksi, begge tørre og nedsenket i en løsning med 3 % KCl ved 200 °F. I motsetning til dette, har kompakterte pulverprodukter dannet fra rene Mg‐pulvere en trykkstyrke på omtrent 20 ksi eller mindre. Styrken på nanomatrise kompaktert pulvermetallprodukt 400 kan videre forbedres ved å optimalisere pulver 210, spesielt vektprosentdelen til nanoskala metalloverflatelagene 16 som brukes til å danne cellulær nanomatrise 416. Styrken på nanomatrise kompaktert pulvermetallprodukt 400 kan videre forbedres ved å optimalisere pulver 210, spesielt vektprosentdelen til nanoskala metalloverflatelagene 216 som brukes til å danne cellulær nanomatrise 416. For eksempel, ved å variere vektprosentdelen (wt. %), dvs., tykkelse, av et aluminiumoksidbelegg inne i en cellulær nanomatrise 416 dannet fra belagte pulverpartikler 212 som omfatter et flerlags (Al/Al2O3/Al) metalloverflatelag 216 på rene Mg partikkelkjerner 214, gis en økning på 21 % sammenlignet med den for 0 wt % aluminiumsoksid.
[0056] Kompakterte pulverprodukter 400 som omfatter spredte partikler 414 som omfatter Mg og nanomatrise 416 som omfatter forskjellige nanomatrisematerialer slik det beskrives her, har også vist en skjærfasthet i romtemperatur på minst omtrent 20 ksi. Dette er i motsetning til kompakterte pulverprodukter dannet fra rene Mg‐pulvere som har skjærfastheter i romtemperatur på omtrent 8 ksi.
[0057] Kompakterte pulverprodukter 400 av de typene som beskrives her, er i stand til å oppnå en faktisk tetthet som er vesentlig lik den forhåndsbestemte teoretiske tettheten til et kompaktmateriale på grunnlag av sammensetningen til pulver 210, inkludert relative mengder konstituenter av partikkelkjerner 214 og metalloverflatelag 216, og beskrives også her som fullstendig faste kompakterte pulverprodukter. Kompakterte pulverprodukter 400 som omfatter spredte partikler som inkluderer Mg og nanomatrise 416 som inkluderer forskjellige nanomatrisematerialer slik det beskrives her, har vist faktiske tettheter på omtrent 1,738 g/cm<3> til omtrent 2,50 g/cm<3>, som er vesentlig lik de forhåndsbestemte teoretiske tetthetene, med et avvik på maksimum 4 % fra de forhåndsbestemte teoretiske tetthetene.
[0058] Kompakterte pulverprodukter 400 slik det beskrives her kan konfigureres til å være valgbart og styrbart oppløselig i et borehullfluid som en reaksjon på en endret tilstand i et borehull. Eksempler på den endrede tilstanden som kan utnyttes for å gi valgbar og styrbar oppløselighet omfatter en endring i temperatur, endring i trykk, endring i strømningshastighet, endring i pH eller endring i den kjemiske sammensetningen av borehullfluidet, eller en kombinasjon av disse. Et eksempel på en endret tilstand som omfatter en temperaturendring inkluderer en endring i borehullfluidtemperatur. For eksempel har kompakterte pulverprodukter 400 som omfatter spredte partikler 414 som inkluderer Mg og cellulær nanomatrise 416 som inkluderer forskjellige nanomatrisematerialer slik det beskrives her, relativt lave korrosjonshastigheter i en 3 % KCl løsning i romtemperatur som strekker seg fra omtrent 0 til omtrent 11 mg/cm<2>/t i sammenligning med relativt høye korrosjonshastigheter ved 200 °F som strekker seg fra omtrent 1 til omtrent 246 mg/cm<2>/t avhengig av forskjellige nanoskala overflatelag 216. Et eksempel på endret tilstand som omfatter en endring i kjemisk sammensetning omfatter en endring i en kloridionkonsentrasjon eller pH‐verdi, eller begge, til borehullfluidet. For eksempel viser kompakterte pulverprodukter 400 som omfatter spredte partikler 414 som inkluderer Mg og nanomatrise 416 som inkluderer forskjellige nanoskala belegg beskrevet her korrosjonshastigheter på 15 % HCl som strekker seg fra omtrent 4750 mg/cm<2>/t til omtrent 7432 mg/cm<2>/t. Følgelig, kan valgbar og styrbar oppløselighet som en reaksjon på en endret tilstand i borehullet, det vil si endringen i borehullfluidets kjemiske sammensetning fra KCI til HCI, brukes til å oppnå en karakteristisk reaksjon slik det fremstilles grafisk i figur 8, som viser at ved en valgt forhåndsbestemt kritisk operasjonstid (CST) kan en endret tilstand pålegges det kompakterte pulverproduktet 400 når det anvendes i et gitt anvendelsesområde, slik som et borehullmiljø, som forårsaker en styrbar endring i en egenskap tilhørende kompaktert pulverprodukt 400 som en reaksjon på en endret tilstand i det miljøet hvor det anvendes. For eksempel, ved en forhåndsbestemt CST som endrer et borehullfluid som er i berøring med pulverkontakt 400 fra et første fluid (f.eks. KCI) som gir en første korrosjonshastighet og et vekttap eller en styrke avhengig av tid tilknyttet et andre borehullfluid (f.eks. HCI) som gir en andre korrosjonshastighet og tilknyttet vekttap og styrke avhengig av tid, der korrosjonshastigheten tilknyttet det første fluidet er mye lavere enn korrosjonshastigheten tilknyttet det andre fluidet. Denne karakteristiske reaksjonen på en endring i borehullfluidets tilstand kan brukes, for eksempel, til å forbinde den kritiske operasjonstiden med en størrelsestapsgrense eller en minstestyrke som påkreves for et spesielt anvendelsesområde, slik som når et borehullverktøy eller komponent dannet fra et kompaktert pulverprodukt 400 slik det beskrives her ikke lenger påkreves ved drift av borehullet (f.eks. i CST‐en), kan tilstanden i borehullet (f.eks. borehullfluidets kloridionkonsentrasjon) endres for å forårsake den raske oppløsningen av kompaktert pulverprodukt 400 og fjerning av dette fra borehullet. I eksempelet beskrevet over, er kompaktert pulverprodukt 400 valgbart oppløselig ved en hastighet som strekker seg fra omtrent 0 til omtrent 7000 mg/cm<2>/t. Dette reaksjonsområdet gir for eksempel evnen til å fjerne en kule med 3 tommers diameter dannet fra dette materialet fra et borehull ved å endre borehullfluidet på under en time. Den valgbare og styrbare oppløselighetsatferden beskrevet over, sammen med de utmerkede styrke‐ og lav tetthetsegenskaper beskrevet her, definerer et nytt konstruert spredt partikkel‐nanomatrisemateriale som er konfigurert til kontakt med et fluid og konfigurert til å gi en valgbar og styrbar overgang fra én av en første styrketilstand til en andre styrketilstand som er lavere enn en funksjonell styrketerskel, eller en første vekttapsmengde til en andre vekttapsmengde som er større enn en vekttapsgrense, avhengig av tid i berøring med fluidet. Det spredte partikkel‐nanomatrisekomposittet er karakteristisk for de kompakterte pulverproduktene 400 beskrevet her og omfatter en cellulær nanomatrise 416 av nanomatrisematerialet 420, en mengde spredte partikler 414 inkludert partikkelkjernemateriale 418 som er spredt inne i matrisen. Nanomatrise 416 karakteriseres av et faststoff bindingslag 419, som strekker seg gjennom nanomatrisen. Tiden i kontakt med fluidet beskrevet over kan omfatte CST‐en slik det beskrives over. CST‐en kan omfatte en forhåndsbestemt tid som er ønsket eller påkrevd for å oppløse en forhåndsbestemt del av det kompakterte pulverproduktet 400 som er i kontakt med fluidet. CST‐en kan også omfatte en tid som samsvarer med en endring i egenskapen til det konstruerte materialet eller fluidet, eller en kombinasjon av disse. I tilfelle en endring av en egenskap tilhørende det konstruerte materialet, kan endringen inkludere en endring av en temperatur tilhørende det konstruerte materialet. I det tilfellet hvor det er en endring i fluidets egenskap, kan endringen inkludere en endring i en fluidtemperatur, trykk, strømingshastighet, kjemisk sammensetning eller pH eller en kombinasjon av disse. Både det konstruerte materialet og endringen av egenskapen til det konstruerte materialet eller fluidet, eller en kombinasjon av disse, kan skreddersys til å gi ønsket CST reaksjonskarakteristikker, inkludert endringshastigheten til den spesielle egenskapen (f.eks., vekttap, tap av styrke) både før CST‐en (f.eks., Trinn 1) og etter CST‐en (f.eks., Trinn 2), slik det illustreres i figur 8.
[0059] Uten å være begrenset av teori, dannes kompakterte pulverprodukter 400 fra belagte pulverpartikler 212 som inkluderer en partikkelkjerne 214 og tilknyttet kjernemateriale 218 samt et metalloverflatelag 216 og et tilknyttet metalloverflatelag 220 for å danne en vesentlig kontinuerlig, tredimensjonal, cellulær nanomatrise 216 som inkluderer et nanomatrisemateriale 420 dannet ved sintring og den tilknyttede fordelingsbindingen av de henholdsvise overflatelagene 216 som inkluderer en mengde spredte partikler 414 av partikkelkjernematerialene 418. Denne unike strukturen kan inkludere metastabile kombinasjoner av materialer som ville være svært vanskelig eller umulig å danne ved solidifisering fra en smeltemasse med samme relative mengde konstituentmaterialer. Overflatelagene og tilknyttede beleggmaterialer kan velges for å gi valgbar og styrbar oppløsning i et forhåndsbestemt fluidmiljø, slik som et borehullmiljø, hvor det forhåndsbestemte fluidet kan være et allment brukt borehullfluid som enten injiseres inn i borehullet eller ekstraheres fra borehullet. Slik det ytterligere vil bli forstått fra beskrivelsen her, eksponerer den styrte oppløsningen av nanomatrisen kjernematerialenes spredte partikler. Partikkelkjernematerialene kan også velges for også å gi valgbar og styrbar oppløsning i borehullfluidet. Alternativt kan de også velges for å gi en spesiell mekanisk egenskap, slik som en trykkstyrke eller skjærfasthet, til det kompakterte pulverproduktet 400, uten nødvendigvis å gi valgbar og styrbar oppløsning av selve kjernematerialene, siden valgbar og styrbar oppløsning av nanomatrisematerialet som omgir disse partiklene nødvendigvis vil frigjøre dem slik at de bæres bort av borehullfluidet. Den mikrostrukturelle morfologien til den vesentlig kontinuerlige, celullære nanomatrisen 416, som kan velges for å gi et forsterkningsfasemateriale, med spredte partikler 414, som kan velges for å gi ekviaksede spredte partikler 414, gir disse kompakterte pulverproduktene økte mekaniske egenskaper, inkludert trykkstyrke og skjærfasthet, siden den resulterende morfologien til nanomatrise/spredte partikler kan manipuleres for å gi forsterkning gjennom de prosessene som er beslektet med tradisjonelle forsterkningsmekanismer, slik som kornstørrelsesreduksjon, løsningsherding gjennom bruk av fremmedatomer, utfellings‐ eller aldringsherding og struktur/deformasjonsmekanismer. Den nanomatrise/spredte partikkelstrukturen tenderer mot å begrense dislokasjonsbevegelse i kraft av de mange partikkelnanomatrisegrenseflatene, og grenseflatene mellom diskrete lag inne i nanomatrisematerialet slik det beskrives her. Dette eksemplifiseres i disse materialenes frakturatferd. Et kompaktert pulverprodukt 400 laget ved bruk av ubelagt rent Mg‐pulver utsettes for en skjærspenning som er tilstrekkelig til å indusere intergranulært brudd vist av feil. I motsetning til dette, et kompaktert pulverprodukt 400 laget ved bruk av pulverpartikler 212 med rene Mg pulverpartikkelkjerner 214 til å danne spredte partikler 414 og metalloverflatelag 216 som inkluderer Al for å danne nanomatrise 416 og som er utsatt for en skjærspenning som er tilstrekkelig til å indusere transgranulært brudd påvist ved svikt og en vesentlig høyere bruddspenning slik det beskrives her. Fordi disse materialene har høystyrke‐karakteristikker, kan kjernematerialet og beleggmaterialet velges for å bruke materialer med lav tettet eller andre materialer med lav tetthet, slik som metaller med lav tetthet, keramikk, glass eller karbon, som ellers ikke ville gi de nødvendige fasthetskarakteristikkene til bruk i de ønskede anvendelsesområdene, inkludert borehullverktøyer og ‐komponenter.
[0060] Selv om oppfinnelsen er blitt beskrevet med henvisning til en eksempelvis utførelsesform eller utførelsesformer, vil det bli forstått av fagkyndige på området at forskjellige endringer kan bli utført og ekvivalenter kan bli erstattet med elementer herav uten å avvike fra oppfinnelsens omfang. Dessuten kan mange endringer gjøres for å tilpasse en spesiell situasjon eller materiale til oppfinnelsens lære uten å avvike fra det vesentlige området til denne. Derfor er det ment at oppfinnelsen ikke skal begrenses til den særlige beskrevne utførelsesformen som den beste fremgangsmåten som er overveid for å iverksette denne oppfinnelsen, men at oppfinnelsen skal omfatte alle utførelsesformer som kommer inn under patentkravenes område. I tegningene og beskrivelsen er det også beskrevet eksempelvise utførelsesformer av oppfinnelsen og selv om spesifikke benevnelser kan ha blitt brukt, er de med mindre noe annet er oppgitt kun brukt i generisk og beskrivende viktighet og ikke med det formål å begrense, og oppfinnelsens område er derfor ikke så begrenset. Videre antyder ikke bruken av benevnelsene første, andre, mv. noen rekkefølge eller betydning, men benevnelsene første, andre, mv. er snarere brukt for å atskille et element fra et annet. Dernest antyder ikke bruken av benevnelsene, en, ett, mv. en mengdebegrensning, men antyder snarere tilstedeværelsen av minst ett av de henviste elementene.
Claims (6)
1. Propp (10) som omfatter en hoveddel (12) med en ytre overflate (26) konfigurert til å innkoble et sete (14) på en innsettende måte, der minst den ytre overflaten (26) av proppen (10) er konfigurert til å oppløses ved eksponering for et målmiljø (30), karakterisert ved at minst én del av hoveddelen (12) som avgrenser den ytre overflaten (26) er laget av et sintret pulvermetall, som omfatter: en vesentlig kontinuerlig, cellulær nanomatrise som omfatter et nanomatrisemateriale (420); en mengde spredte partikler (414) som omfatter et partikkelkjernemateriale (418) som omfatter Mg, Al, Zn eller Mn, eller en kombinasjon av disse, spredt i den cellulære nanomatrisen; og et faststoff bindingslag (419) som strekker seg gjennom den cellulære nanomatrisen mellom de spredte partiklene (414).
2. Propp (10) i henhold til krav 1, der de spredte partiklene (414) omfatter Mg‐Zn, Mg-Zn, Mg‐Al, Mg‐Mn, Mg‐Zn‐Y, Mg‐Al‐Si eller Mg‐Al‐Zn.
3. Propp (10) i henhold til krav 1, der de spredte partiklene (414) har en gjennomsnittlig partikkelstørrelse på omtrent 5 μm til omtrent 300 μm.
4. Propp (10) i henhold til krav 1, der de spredte partiklene (414) har en ekviakset partikkelform.
5. Propp (10) i henhold til krav 1, der nanomatrisematerialet omfatter Al, Zn, Mn, Mg, Mo, W, Cu, Fe, Si, Ca, Co, Ta, Re eller Ni, eller et oksid, et karbid eller nitrid derav eller en kombinasjon av noen av de ovennevnte materialene, og der nanomatrisematerialet (420) har en kjemisk sammensetning og partikkelkjernematerialet (418) har en kjemisk sammensetning som er forskjellig fra nanomatrisematerialets kjemiske sammensetning.
6. Propp (10) i henhold til krav 1, der den cellulære nanomatrisen har en
gjennomsnittlig tykkelse på omtrent 50 nm til omtrent 5000 nm.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US12/947,048 US8573295B2 (en) | 2010-11-16 | 2010-11-16 | Plug and method of unplugging a seat |
PCT/US2011/058112 WO2012067786A2 (en) | 2010-11-16 | 2011-10-27 | Plug and method of unplugging a seat |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20130496A1 NO20130496A1 (no) | 2013-05-03 |
NO346604B1 true NO346604B1 (no) | 2022-10-24 |
Family
ID=46046765
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20130496A NO346604B1 (no) | 2010-11-16 | 2011-10-27 | Propp som omfatter en hoveddel med en ytre overflate konfigurert til å innkoble et sete på en innsettende måte, der minst den ytre overflate av proppen er konfigurert til å oppløses ved eksponering for et målmiljø |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US8573295B2 (no) |
AU (2) | AU2011329424B2 (no) |
BR (1) | BR112013011764B1 (no) |
CA (1) | CA2816744C (no) |
DK (1) | DK180394B1 (no) |
GB (1) | GB2499739B (no) |
NO (1) | NO346604B1 (no) |
WO (1) | WO2012067786A2 (no) |
Families Citing this family (116)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US8327931B2 (en) | 2009-12-08 | 2012-12-11 | Baker Hughes Incorporated | Multi-component disappearing tripping ball and method for making the same |
US9101978B2 (en) | 2002-12-08 | 2015-08-11 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix powder metal compact |
US9682425B2 (en) | 2009-12-08 | 2017-06-20 | Baker Hughes Incorporated | Coated metallic powder and method of making the same |
US8403037B2 (en) | 2009-12-08 | 2013-03-26 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable tool and method |
US9079246B2 (en) | 2009-12-08 | 2015-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Method of making a nanomatrix powder metal compact |
US9109429B2 (en) | 2002-12-08 | 2015-08-18 | Baker Hughes Incorporated | Engineered powder compact composite material |
US8535604B1 (en) | 2008-04-22 | 2013-09-17 | Dean M. Baker | Multifunctional high strength metal composite materials |
US8528633B2 (en) * | 2009-12-08 | 2013-09-10 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable tool and method |
US8573295B2 (en) * | 2010-11-16 | 2013-11-05 | Baker Hughes Incorporated | Plug and method of unplugging a seat |
US9227243B2 (en) | 2009-12-08 | 2016-01-05 | Baker Hughes Incorporated | Method of making a powder metal compact |
US9127515B2 (en) | 2010-10-27 | 2015-09-08 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix carbon composite |
US10240419B2 (en) * | 2009-12-08 | 2019-03-26 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole flow inhibition tool and method of unplugging a seat |
US9243475B2 (en) | 2009-12-08 | 2016-01-26 | Baker Hughes Incorporated | Extruded powder metal compact |
US20120006562A1 (en) * | 2010-07-12 | 2012-01-12 | Tracy Speer | Method and apparatus for a well employing the use of an activation ball |
US8776884B2 (en) | 2010-08-09 | 2014-07-15 | Baker Hughes Incorporated | Formation treatment system and method |
US9090955B2 (en) | 2010-10-27 | 2015-07-28 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix powder metal composite |
US9080098B2 (en) | 2011-04-28 | 2015-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Functionally gradient composite article |
US8631876B2 (en) | 2011-04-28 | 2014-01-21 | Baker Hughes Incorporated | Method of making and using a functionally gradient composite tool |
US9139928B2 (en) | 2011-06-17 | 2015-09-22 | Baker Hughes Incorporated | Corrodible downhole article and method of removing the article from downhole environment |
US9707739B2 (en) | 2011-07-22 | 2017-07-18 | Baker Hughes Incorporated | Intermetallic metallic composite, method of manufacture thereof and articles comprising the same |
US8783365B2 (en) | 2011-07-28 | 2014-07-22 | Baker Hughes Incorporated | Selective hydraulic fracturing tool and method thereof |
US9643250B2 (en) | 2011-07-29 | 2017-05-09 | Baker Hughes Incorporated | Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle |
US9833838B2 (en) | 2011-07-29 | 2017-12-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle |
US9057242B2 (en) | 2011-08-05 | 2015-06-16 | Baker Hughes Incorporated | Method of controlling corrosion rate in downhole article, and downhole article having controlled corrosion rate |
US9033055B2 (en) | 2011-08-17 | 2015-05-19 | Baker Hughes Incorporated | Selectively degradable passage restriction and method |
US9090956B2 (en) | 2011-08-30 | 2015-07-28 | Baker Hughes Incorporated | Aluminum alloy powder metal compact |
US9856547B2 (en) | 2011-08-30 | 2018-01-02 | Bakers Hughes, A Ge Company, Llc | Nanostructured powder metal compact |
US9109269B2 (en) | 2011-08-30 | 2015-08-18 | Baker Hughes Incorporated | Magnesium alloy powder metal compact |
US9643144B2 (en) | 2011-09-02 | 2017-05-09 | Baker Hughes Incorporated | Method to generate and disperse nanostructures in a composite material |
US9347119B2 (en) | 2011-09-03 | 2016-05-24 | Baker Hughes Incorporated | Degradable high shock impedance material |
US9187990B2 (en) | 2011-09-03 | 2015-11-17 | Baker Hughes Incorporated | Method of using a degradable shaped charge and perforating gun system |
US9133695B2 (en) | 2011-09-03 | 2015-09-15 | Baker Hughes Incorporated | Degradable shaped charge and perforating gun system |
US9010416B2 (en) | 2012-01-25 | 2015-04-21 | Baker Hughes Incorporated | Tubular anchoring system and a seat for use in the same |
US9068428B2 (en) | 2012-02-13 | 2015-06-30 | Baker Hughes Incorporated | Selectively corrodible downhole article and method of use |
US9605508B2 (en) | 2012-05-08 | 2017-03-28 | Baker Hughes Incorporated | Disintegrable and conformable metallic seal, and method of making the same |
US9689227B2 (en) | 2012-06-08 | 2017-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of adjusting the rate of galvanic corrosion of a wellbore isolation device |
US9759035B2 (en) | 2012-06-08 | 2017-09-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of removing a wellbore isolation device using galvanic corrosion of a metal alloy in solid solution |
US9689231B2 (en) | 2012-06-08 | 2017-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Isolation devices having an anode matrix and a fiber cathode |
US8905147B2 (en) | 2012-06-08 | 2014-12-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of removing a wellbore isolation device using galvanic corrosion |
US9458692B2 (en) | 2012-06-08 | 2016-10-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Isolation devices having a nanolaminate of anode and cathode |
US9777549B2 (en) | 2012-06-08 | 2017-10-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Isolation device containing a dissolvable anode and electrolytic compound |
US9657543B2 (en) | 2012-06-14 | 2017-05-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore isolation device containing a substance that undergoes a phase transition |
US10145194B2 (en) * | 2012-06-14 | 2018-12-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of removing a wellbore isolation device using a eutectic composition |
US9080439B2 (en) * | 2012-07-16 | 2015-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Disintegrable deformation tool |
US9574415B2 (en) | 2012-07-16 | 2017-02-21 | Baker Hughes Incorporated | Method of treating a formation and method of temporarily isolating a first section of a wellbore from a second section of the wellbore |
US9068429B2 (en) * | 2012-11-07 | 2015-06-30 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable tool and method of dissolving same |
US9222333B2 (en) * | 2012-11-27 | 2015-12-29 | Baker Hughes Incorporated | Monitoring system for borehole operations |
WO2014100072A1 (en) * | 2012-12-18 | 2014-06-26 | Schlumberger Canada Limited | Expandable downhole seat assembly |
US9534472B2 (en) | 2012-12-19 | 2017-01-03 | Schlumberger Technology Corporation | Fabrication and use of well-based obstruction forming object |
US9068900B2 (en) | 2013-01-08 | 2015-06-30 | GM Global Technology Operations LLC | Deflection sensitive coolant activated drain plug detection system for high voltage battery packs |
US20140190568A1 (en) * | 2013-01-08 | 2014-07-10 | GM Global Technology Operations LLC | Coolant Activated Rechargeable Energy Storage System Drain Plug |
US20140251594A1 (en) * | 2013-03-08 | 2014-09-11 | Weatherford/Lamb, Inc. | Millable Fracture Balls Composed of Metal |
US9027637B2 (en) * | 2013-04-10 | 2015-05-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flow control screen assembly having an adjustable inflow control device |
US9303484B2 (en) | 2013-04-29 | 2016-04-05 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable subterranean tool locking mechanism |
US9316090B2 (en) * | 2013-05-07 | 2016-04-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of removing a dissolvable wellbore isolation device |
MX2016000134A (es) * | 2013-08-02 | 2016-07-08 | Halliburton Energy Services Inc | Dispositivo de aislamiento de pozo que contiene una sustancia que experimenta un cambio de fase. |
US9816339B2 (en) | 2013-09-03 | 2017-11-14 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Plug reception assembly and method of reducing restriction in a borehole |
GB2538622A (en) * | 2013-10-01 | 2016-11-23 | Baker Hughes Inc | Downhole flow inhibition tool and method of unplugging a seat |
US9790375B2 (en) * | 2013-10-07 | 2017-10-17 | Baker Hughes Incorporated | Protective coating for a substrate |
US20150152708A1 (en) * | 2013-12-04 | 2015-06-04 | Baker Hughes Incorporated | Laser Plug and Abandon Method |
EP3105412B1 (en) | 2014-02-14 | 2023-05-17 | Halliburton Energy Services Inc. | Selective restoration of fluid communication between wellbore intervals using degradable substances |
US10150713B2 (en) | 2014-02-21 | 2018-12-11 | Terves, Inc. | Fluid activated disintegrating metal system |
WO2015127177A1 (en) | 2014-02-21 | 2015-08-27 | Terves, Inc. | Manufacture of controlled rate dissolving materials |
US9903010B2 (en) | 2014-04-18 | 2018-02-27 | Terves Inc. | Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools |
US20170268088A1 (en) | 2014-02-21 | 2017-09-21 | Terves Inc. | High Conductivity Magnesium Alloy |
US10689740B2 (en) | 2014-04-18 | 2020-06-23 | Terves, LLCq | Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools |
US10758974B2 (en) | 2014-02-21 | 2020-09-01 | Terves, Llc | Self-actuating device for centralizing an object |
US11167343B2 (en) | 2014-02-21 | 2021-11-09 | Terves, Llc | Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools |
US9903186B2 (en) | 2014-05-06 | 2018-02-27 | Integrated Production Services, Inc. | Ball plunger lift system for high deviated wellbores |
CA2951629C (en) | 2014-08-13 | 2018-09-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable downhole tools comprising retention mechanisms |
US9976548B2 (en) | 2014-08-28 | 2018-05-22 | Superior Energy Services, L.L.C. | Plunger lift assembly with an improved free piston assembly |
US11613688B2 (en) | 2014-08-28 | 2023-03-28 | Halliburton Energy Sevices, Inc. | Wellbore isolation devices with degradable non-metallic components |
CA2954990C (en) | 2014-08-28 | 2018-08-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable downhole tools comprising magnesium alloys |
US10006274B2 (en) | 2014-08-28 | 2018-06-26 | Superior Energy Services, L.L.C. | Durable dart plunger |
MX2017001258A (es) | 2014-08-28 | 2017-05-01 | Halliburton Energy Services Inc | Dispositivos de aislamiento de pozos degradables con grandes areas de flujo. |
AU2015307095B2 (en) | 2014-08-28 | 2018-03-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean formation operations using degradable wellbore isolation devices |
US9777550B2 (en) * | 2014-11-24 | 2017-10-03 | Baker Hughes Incorporated | Degradable casing seal construction for downhole applications |
US10196880B2 (en) | 2014-12-29 | 2019-02-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multilateral junction with wellbore isolation |
WO2016108815A1 (en) | 2014-12-29 | 2016-07-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multilateral junction with wellbore isolation using degradable isolation components |
US9910026B2 (en) | 2015-01-21 | 2018-03-06 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | High temperature tracers for downhole detection of produced water |
CA2970826C (en) * | 2015-01-26 | 2019-06-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Dissolvable and millable isolation devices |
US10378303B2 (en) | 2015-03-05 | 2019-08-13 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole tool and method of forming the same |
EP3277916B1 (en) | 2015-04-02 | 2020-03-11 | Services Petroliers Schlumberger | Wellbore plug and abandonment |
US10408012B2 (en) | 2015-07-24 | 2019-09-10 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Downhole tool with an expandable sleeve |
US9976381B2 (en) | 2015-07-24 | 2018-05-22 | Team Oil Tools, Lp | Downhole tool with an expandable sleeve |
WO2017019500A1 (en) | 2015-07-24 | 2017-02-02 | Team Oil Tools, Lp | Downhole tool with an expandable sleeve |
US10221637B2 (en) | 2015-08-11 | 2019-03-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Methods of manufacturing dissolvable tools via liquid-solid state molding |
US10989015B2 (en) | 2015-09-23 | 2021-04-27 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable grip |
US20170183950A1 (en) * | 2015-11-10 | 2017-06-29 | Ncs Multistage Inc. | Apparatuses and methods for enabling multistage hydraulic fracturing |
US10016810B2 (en) | 2015-12-14 | 2018-07-10 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Methods of manufacturing degradable tools using a galvanic carrier and tools manufactured thereof |
CA2915601A1 (en) | 2015-12-21 | 2017-06-21 | Vanguard Completions Ltd. | Downhole drop plugs, downhole valves, frac tools, and related methods of use |
US20180328140A1 (en) * | 2015-12-31 | 2018-11-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole Tool with Alterable Structural Component |
WO2018052421A1 (en) | 2016-09-15 | 2018-03-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable plug for a downhole tubular |
US10227842B2 (en) | 2016-12-14 | 2019-03-12 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Friction-lock frac plug |
WO2018164780A2 (en) * | 2017-01-30 | 2018-09-13 | Exelon Generation Company, Llc | Jet pump plug seal and methods of making and using same |
US10815748B1 (en) | 2017-05-19 | 2020-10-27 | Jonathan Meeks | Dissolvable metal matrix composites |
US20180347342A1 (en) * | 2017-05-30 | 2018-12-06 | Advanced Frac Systems LLC | Disappearing plug |
US20180346800A1 (en) * | 2017-06-05 | 2018-12-06 | Bj Services, Llc | Sealers for Use in Stimulating Wells |
US10358892B2 (en) | 2017-07-25 | 2019-07-23 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Sliding sleeve valve with degradable component responsive to material released with operation of the sliding sleeve |
CA3012511A1 (en) | 2017-07-27 | 2019-01-27 | Terves Inc. | Degradable metal matrix composite |
US10724321B2 (en) | 2017-10-09 | 2020-07-28 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole tools with controlled disintegration |
US10724336B2 (en) * | 2017-11-17 | 2020-07-28 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of controlling degradation of a degradable material |
US12059511B2 (en) | 2018-04-16 | 2024-08-13 | Martha Elizabeth Hightower Baker | Dissolvable compositions that include an integral source of electrolytes |
US11602788B2 (en) | 2018-05-04 | 2023-03-14 | Dean Baker | Dissolvable compositions and tools including particles having a reactive shell and a non-reactive core |
US10975646B2 (en) | 2018-07-26 | 2021-04-13 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Object removal enhancement arrangement and method |
US10900311B2 (en) | 2018-07-26 | 2021-01-26 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Object removal enhancement arrangement and method |
US10989016B2 (en) | 2018-08-30 | 2021-04-27 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Downhole tool with an expandable sleeve, grit material, and button inserts |
US11125039B2 (en) | 2018-11-09 | 2021-09-21 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Deformable downhole tool with dissolvable element and brittle protective layer |
US11965391B2 (en) | 2018-11-30 | 2024-04-23 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Downhole tool with sealing ring |
US11396787B2 (en) | 2019-02-11 | 2022-07-26 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Downhole tool with ball-in-place setting assembly and asymmetric sleeve |
US11261683B2 (en) | 2019-03-01 | 2022-03-01 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Downhole tool with sleeve and slip |
US11203913B2 (en) | 2019-03-15 | 2021-12-21 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Downhole tool and methods |
US11459846B2 (en) * | 2019-08-14 | 2022-10-04 | Terves, Llc | Temporary well isolation device |
US11015414B1 (en) | 2019-11-04 | 2021-05-25 | Reservoir Group Inc | Shearable tool activation device |
US11572753B2 (en) | 2020-02-18 | 2023-02-07 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Downhole tool with an acid pill |
US11834919B2 (en) | 2021-01-14 | 2023-12-05 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Downhole plug deployment |
Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20070107908A1 (en) * | 2005-11-16 | 2007-05-17 | Schlumberger Technology Corporation | Oilfield Elements Having Controlled Solubility and Methods of Use |
US20070181224A1 (en) * | 2006-02-09 | 2007-08-09 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable Compositions, Apparatus Comprising Same, and Method of Use |
US20090159289A1 (en) * | 2007-08-13 | 2009-06-25 | Avant Marcus A | Ball seat having segmented arcuate ball support member |
Family Cites Families (474)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2238895A (en) | 1939-04-12 | 1941-04-22 | Acme Fishing Tool Company | Cleansing attachment for rotary well drills |
US2261292A (en) | 1939-07-25 | 1941-11-04 | Standard Oil Dev Co | Method for completing oil wells |
US2983634A (en) | 1958-05-13 | 1961-05-09 | Gen Am Transport | Chemical nickel plating of magnesium and its alloys |
US3106959A (en) | 1960-04-15 | 1963-10-15 | Gulf Research Development Co | Method of fracturing a subsurface formation |
GB912956A (en) | 1960-12-06 | 1962-12-12 | Gen Am Transport | Improvements in and relating to chemical nickel plating of magnesium and its alloys |
US3152009A (en) | 1962-05-17 | 1964-10-06 | Dow Chemical Co | Electroless nickel plating |
US3326291A (en) | 1964-11-12 | 1967-06-20 | Zandmer Solis Myron | Duct-forming devices |
US3637446A (en) | 1966-01-24 | 1972-01-25 | Uniroyal Inc | Manufacture of radial-filament spheres |
US3390724A (en) | 1966-02-01 | 1968-07-02 | Zanal Corp Of Alberta Ltd | Duct forming device with a filter |
US3465181A (en) | 1966-06-08 | 1969-09-02 | Fasco Industries | Rotor for fractional horsepower torque motor |
US3513230A (en) | 1967-04-04 | 1970-05-19 | American Potash & Chem Corp | Compaction of potassium sulfate |
US3645331A (en) | 1970-08-03 | 1972-02-29 | Exxon Production Research Co | Method for sealing nozzles in a drill bit |
DK125207B (da) | 1970-08-21 | 1973-01-15 | Atomenergikommissionen | Fremgangsmåde til fremstilling af dispersionsforstærkede zirconiumprodukter. |
US3768563A (en) * | 1972-03-03 | 1973-10-30 | Mobil Oil Corp | Well treating process using sacrificial plug |
US3894850A (en) | 1973-10-19 | 1975-07-15 | Jury Matveevich Kovalchuk | Superhard composition material based on cubic boron nitride and a method for preparing same |
US4039717A (en) | 1973-11-16 | 1977-08-02 | Shell Oil Company | Method for reducing the adherence of crude oil to sucker rods |
US4010583A (en) | 1974-05-28 | 1977-03-08 | Engelhard Minerals & Chemicals Corporation | Fixed-super-abrasive tool and method of manufacture thereof |
US4157732A (en) | 1977-10-25 | 1979-06-12 | Ppg Industries, Inc. | Method and apparatus for well completion |
US4248307A (en) | 1979-05-07 | 1981-02-03 | Baker International Corporation | Latch assembly and method |
US4373584A (en) | 1979-05-07 | 1983-02-15 | Baker International Corporation | Single trip tubing hanger assembly |
US4374543A (en) | 1980-08-19 | 1983-02-22 | Tri-State Oil Tool Industries, Inc. | Apparatus for well treating |
US4372384A (en) | 1980-09-19 | 1983-02-08 | Geo Vann, Inc. | Well completion method and apparatus |
US4384616A (en) | 1980-11-28 | 1983-05-24 | Mobil Oil Corporation | Method of placing pipe into deviated boreholes |
US4716964A (en) | 1981-08-10 | 1988-01-05 | Exxon Production Research Company | Use of degradable ball sealers to seal casing perforations in well treatment fluid diversion |
US4422508A (en) | 1981-08-27 | 1983-12-27 | Fiberflex Products, Inc. | Methods for pulling sucker rod strings |
US4399871A (en) | 1981-12-16 | 1983-08-23 | Otis Engineering Corporation | Chemical injection valve with openable bypass |
US4452311A (en) | 1982-09-24 | 1984-06-05 | Otis Engineering Corporation | Equalizing means for well tools |
US4681133A (en) | 1982-11-05 | 1987-07-21 | Hydril Company | Rotatable ball valve apparatus and method |
US4534414A (en) | 1982-11-10 | 1985-08-13 | Camco, Incorporated | Hydraulic control fluid communication nipple |
US4499048A (en) | 1983-02-23 | 1985-02-12 | Metal Alloys, Inc. | Method of consolidating a metallic body |
US4499049A (en) | 1983-02-23 | 1985-02-12 | Metal Alloys, Inc. | Method of consolidating a metallic or ceramic body |
US4498543A (en) | 1983-04-25 | 1985-02-12 | Union Oil Company Of California | Method for placing a liner in a pressurized well |
US4539175A (en) | 1983-09-26 | 1985-09-03 | Metal Alloys Inc. | Method of object consolidation employing graphite particulate |
FR2556406B1 (fr) | 1983-12-08 | 1986-10-10 | Flopetrol | Procede pour actionner un outil dans un puits a une profondeur determinee et outil permettant la mise en oeuvre du procede |
US4708202A (en) | 1984-05-17 | 1987-11-24 | The Western Company Of North America | Drillable well-fluid flow control tool |
US4709761A (en) | 1984-06-29 | 1987-12-01 | Otis Engineering Corporation | Well conduit joint sealing system |
US4674572A (en) | 1984-10-04 | 1987-06-23 | Union Oil Company Of California | Corrosion and erosion-resistant wellhousing |
US4664962A (en) | 1985-04-08 | 1987-05-12 | Additive Technology Corporation | Printed circuit laminate, printed circuit board produced therefrom, and printed circuit process therefor |
US4678037A (en) | 1985-12-06 | 1987-07-07 | Amoco Corporation | Method and apparatus for completing a plurality of zones in a wellbore |
US4738599A (en) | 1986-01-25 | 1988-04-19 | Shilling James R | Well pump |
US4673549A (en) | 1986-03-06 | 1987-06-16 | Gunes Ecer | Method for preparing fully dense, near-net-shaped objects by powder metallurgy |
US4693863A (en) | 1986-04-09 | 1987-09-15 | Carpenter Technology Corporation | Process and apparatus to simultaneously consolidate and reduce metal powders |
NZ218154A (en) | 1986-04-26 | 1989-01-06 | Takenaka Komuten Co | Container of borehole crevice plugging agentopened by falling pilot weight |
NZ218143A (en) | 1986-06-10 | 1989-03-29 | Takenaka Komuten Co | Annular paper capsule with lugged frangible plate for conveying plugging agent to borehole drilling fluid sink |
US4805699A (en) | 1986-06-23 | 1989-02-21 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for setting, unsetting, and retrieving a packer or bridge plug from a subterranean well |
US4869325A (en) | 1986-06-23 | 1989-09-26 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for setting, unsetting, and retrieving a packer or bridge plug from a subterranean well |
US4708208A (en) | 1986-06-23 | 1987-11-24 | Baker Oil Tools, Inc. | Method and apparatus for setting, unsetting, and retrieving a packer from a subterranean well |
US4688641A (en) | 1986-07-25 | 1987-08-25 | Camco, Incorporated | Well packer with releasable head and method of releasing |
US5222867A (en) | 1986-08-29 | 1993-06-29 | Walker Sr Frank J | Method and system for controlling a mechanical pump to monitor and optimize both reservoir and equipment performance |
US5063775A (en) | 1987-08-19 | 1991-11-12 | Walker Sr Frank J | Method and system for controlling a mechanical pump to monitor and optimize both reservoir and equipment performance |
US4714116A (en) | 1986-09-11 | 1987-12-22 | Brunner Travis J | Downhole safety valve operable by differential pressure |
US4817725A (en) | 1986-11-26 | 1989-04-04 | C. "Jerry" Wattigny, A Part Interest | Oil field cable abrading system |
US4741973A (en) | 1986-12-15 | 1988-05-03 | United Technologies Corporation | Silicon carbide abrasive particles having multilayered coating |
US4768588A (en) | 1986-12-16 | 1988-09-06 | Kupsa Charles M | Connector assembly for a milling tool |
US4952902A (en) | 1987-03-17 | 1990-08-28 | Tdk Corporation | Thermistor materials and elements |
USH635H (en) | 1987-04-03 | 1989-06-06 | Injection mandrel | |
US4784226A (en) | 1987-05-22 | 1988-11-15 | Arrow Oil Tools, Inc. | Drillable bridge plug |
US5006044A (en) | 1987-08-19 | 1991-04-09 | Walker Sr Frank J | Method and system for controlling a mechanical pump to monitor and optimize both reservoir and equipment performance |
US4853056A (en) | 1988-01-20 | 1989-08-01 | Hoffman Allan C | Method of making tennis ball with a single core and cover bonding cure |
US4975412A (en) | 1988-02-22 | 1990-12-04 | University Of Kentucky Research Foundation | Method of processing superconducting materials and its products |
US5084088A (en) | 1988-02-22 | 1992-01-28 | University Of Kentucky Research Foundation | High temperature alloys synthesis by electro-discharge compaction |
US4929415A (en) | 1988-03-01 | 1990-05-29 | Kenji Okazaki | Method of sintering powder |
US4869324A (en) | 1988-03-21 | 1989-09-26 | Baker Hughes Incorporated | Inflatable packers and methods of utilization |
US4889187A (en) | 1988-04-25 | 1989-12-26 | Jamie Bryant Terrell | Multi-run chemical cutter and method |
US4932474A (en) | 1988-07-14 | 1990-06-12 | Marathon Oil Company | Staged screen assembly for gravel packing |
US4834184A (en) | 1988-09-22 | 1989-05-30 | Halliburton Company | Drillable, testing, treat, squeeze packer |
US4909320A (en) | 1988-10-14 | 1990-03-20 | Drilex Systems, Inc. | Detonation assembly for explosive wellhead severing system |
US4850432A (en) | 1988-10-17 | 1989-07-25 | Texaco Inc. | Manual port closing tool for well cementing |
US5049165B1 (en) | 1989-01-30 | 1995-09-26 | Ultimate Abrasive Syst Inc | Composite material |
US4890675A (en) | 1989-03-08 | 1990-01-02 | Dew Edward G | Horizontal drilling through casing window |
US4977958A (en) | 1989-07-26 | 1990-12-18 | Miller Stanley J | Downhole pump filter |
US5456317A (en) | 1989-08-31 | 1995-10-10 | Union Oil Co | Buoyancy assisted running of perforated tubulars |
US5117915A (en) | 1989-08-31 | 1992-06-02 | Union Oil Company Of California | Well casing flotation device and method |
IE903114A1 (en) | 1989-08-31 | 1991-03-13 | Union Oil Co | Well casing flotation device and method |
US4986361A (en) | 1989-08-31 | 1991-01-22 | Union Oil Company Of California | Well casing flotation device and method |
US4981177A (en) | 1989-10-17 | 1991-01-01 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for establishing communication with a downhole portion of a control fluid pipe |
US4944351A (en) | 1989-10-26 | 1990-07-31 | Baker Hughes Incorporated | Downhole safety valve for subterranean well and method |
US4949788A (en) | 1989-11-08 | 1990-08-21 | Halliburton Company | Well completions using casing valves |
US5095988A (en) | 1989-11-15 | 1992-03-17 | Bode Robert E | Plug injection method and apparatus |
GB2240798A (en) | 1990-02-12 | 1991-08-14 | Shell Int Research | Method and apparatus for perforating a well liner and for fracturing a surrounding formation |
US5178216A (en) | 1990-04-25 | 1993-01-12 | Halliburton Company | Wedge lock ring |
US5271468A (en) | 1990-04-26 | 1993-12-21 | Halliburton Company | Downhole tool apparatus with non-metallic components and methods of drilling thereof |
US5665289A (en) | 1990-05-07 | 1997-09-09 | Chang I. Chung | Solid polymer solution binders for shaping of finely-divided inert particles |
US5074361A (en) | 1990-05-24 | 1991-12-24 | Halliburton Company | Retrieving tool and method |
US5010955A (en) | 1990-05-29 | 1991-04-30 | Smith International, Inc. | Casing mill and method |
US5048611A (en) | 1990-06-04 | 1991-09-17 | Lindsey Completion Systems, Inc. | Pressure operated circulation valve |
US5090480A (en) | 1990-06-28 | 1992-02-25 | Slimdril International, Inc. | Underreamer with simultaneously expandable cutter blades and method |
US5036921A (en) | 1990-06-28 | 1991-08-06 | Slimdril International, Inc. | Underreamer with sequentially expandable cutter blades |
US5188182A (en) | 1990-07-13 | 1993-02-23 | Otis Engineering Corporation | System containing expendible isolation valve with frangible sealing member, seat arrangement and method for use |
US5061323A (en) | 1990-10-15 | 1991-10-29 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy | Composition and method for producing an aluminum alloy resistant to environmentally-assisted cracking |
US5188183A (en) | 1991-05-03 | 1993-02-23 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for controlling the flow of well bore fluids |
US5161614A (en) | 1991-05-31 | 1992-11-10 | Marguip, Inc. | Apparatus and method for accessing the casing of a burning oil well |
US5292478A (en) | 1991-06-24 | 1994-03-08 | Ametek, Specialty Metal Products Division | Copper-molybdenum composite strip |
US5228518A (en) | 1991-09-16 | 1993-07-20 | Conoco Inc. | Downhole activated process and apparatus for centralizing pipe in a wellbore |
US5234055A (en) | 1991-10-10 | 1993-08-10 | Atlantic Richfield Company | Wellbore pressure differential control for gravel pack screen |
US5252365A (en) | 1992-01-28 | 1993-10-12 | White Engineering Corporation | Method for stabilization and lubrication of elastomers |
US5226483A (en) | 1992-03-04 | 1993-07-13 | Otis Engineering Corporation | Safety valve landing nipple and method |
US5285706A (en) | 1992-03-11 | 1994-02-15 | Wellcutter Inc. | Pipe threading apparatus |
US5293940A (en) | 1992-03-26 | 1994-03-15 | Schlumberger Technology Corporation | Automatic tubing release |
US5454430A (en) | 1992-08-07 | 1995-10-03 | Baker Hughes Incorporated | Scoophead/diverter assembly for completing lateral wellbores |
US5623993A (en) | 1992-08-07 | 1997-04-29 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for sealing and transfering force in a wellbore |
US5477923A (en) | 1992-08-07 | 1995-12-26 | Baker Hughes Incorporated | Wellbore completion using measurement-while-drilling techniques |
US5417285A (en) | 1992-08-07 | 1995-05-23 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for sealing and transferring force in a wellbore |
US5474131A (en) | 1992-08-07 | 1995-12-12 | Baker Hughes Incorporated | Method for completing multi-lateral wells and maintaining selective re-entry into laterals |
US5253714A (en) | 1992-08-17 | 1993-10-19 | Baker Hughes Incorporated | Well service tool |
US5282509A (en) | 1992-08-20 | 1994-02-01 | Conoco Inc. | Method for cleaning cement plug from wellbore liner |
US5647444A (en) | 1992-09-18 | 1997-07-15 | Williams; John R. | Rotating blowout preventor |
US5310000A (en) | 1992-09-28 | 1994-05-10 | Halliburton Company | Foil wrapped base pipe for sand control |
US5380473A (en) | 1992-10-23 | 1995-01-10 | Fuisz Technologies Ltd. | Process for making shearform matrix |
US5309874A (en) | 1993-01-08 | 1994-05-10 | Ford Motor Company | Powertrain component with adherent amorphous or nanocrystalline ceramic coating system |
US5392860A (en) | 1993-03-15 | 1995-02-28 | Baker Hughes Incorporated | Heat activated safety fuse |
US5677372A (en) | 1993-04-06 | 1997-10-14 | Sumitomo Electric Industries, Ltd. | Diamond reinforced composite material |
US5427177A (en) | 1993-06-10 | 1995-06-27 | Baker Hughes Incorporated | Multi-lateral selective re-entry tool |
US5394941A (en) | 1993-06-21 | 1995-03-07 | Halliburton Company | Fracture oriented completion tool system |
US5368098A (en) | 1993-06-23 | 1994-11-29 | Weatherford U.S., Inc. | Stage tool |
US5536485A (en) | 1993-08-12 | 1996-07-16 | Agency Of Industrial Science & Technology | Diamond sinter, high-pressure phase boron nitride sinter, and processes for producing those sinters |
US6024915A (en) | 1993-08-12 | 2000-02-15 | Agency Of Industrial Science & Technology | Coated metal particles, a metal-base sinter and a process for producing same |
US5407011A (en) | 1993-10-07 | 1995-04-18 | Wada Ventures | Downhole mill and method for milling |
US5398754A (en) | 1994-01-25 | 1995-03-21 | Baker Hughes Incorporated | Retrievable whipstock anchor assembly |
US5435392A (en) | 1994-01-26 | 1995-07-25 | Baker Hughes Incorporated | Liner tie-back sleeve |
US5439051A (en) | 1994-01-26 | 1995-08-08 | Baker Hughes Incorporated | Lateral connector receptacle |
US5411082A (en) | 1994-01-26 | 1995-05-02 | Baker Hughes Incorporated | Scoophead running tool |
US5472048A (en) | 1994-01-26 | 1995-12-05 | Baker Hughes Incorporated | Parallel seal assembly |
US5425424A (en) | 1994-02-28 | 1995-06-20 | Baker Hughes Incorporated | Casing valve |
DE4407593C1 (de) | 1994-03-08 | 1995-10-26 | Plansee Metallwerk | Verfahren zur Herstellung von Pulverpreßlingen hoher Dichte |
US5456327A (en) | 1994-03-08 | 1995-10-10 | Smith International, Inc. | O-ring seal for rock bit bearings |
US5826661A (en) | 1994-05-02 | 1998-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Linear indexing apparatus and methods of using same |
US5479986A (en) * | 1994-05-02 | 1996-01-02 | Halliburton Company | Temporary plug system |
US5526881A (en) | 1994-06-30 | 1996-06-18 | Quality Tubing, Inc. | Preperforated coiled tubing |
US5707214A (en) | 1994-07-01 | 1998-01-13 | Fluid Flow Engineering Company | Nozzle-venturi gas lift flow control device and method for improving production rate, lift efficiency, and stability of gas lift wells |
US5526880A (en) | 1994-09-15 | 1996-06-18 | Baker Hughes Incorporated | Method for multi-lateral completion and cementing the juncture with lateral wellbores |
US5934372A (en) | 1994-10-20 | 1999-08-10 | Muth Pump Llc | Pump system and method for pumping well fluids |
US6250392B1 (en) | 1994-10-20 | 2001-06-26 | Muth Pump Llc | Pump systems and methods |
US5558153A (en) | 1994-10-20 | 1996-09-24 | Baker Hughes Incorporated | Method & apparatus for actuating a downhole tool |
US5765639A (en) | 1994-10-20 | 1998-06-16 | Muth Pump Llc | Tubing pump system for pumping well fluids |
US5695009A (en) | 1995-10-31 | 1997-12-09 | Sonoma Corporation | Downhole oil well tool running and pulling with hydraulic release using deformable ball valving member |
GB9425240D0 (en) | 1994-12-14 | 1995-02-08 | Head Philip | Dissoluable metal to metal seal |
US5829520A (en) | 1995-02-14 | 1998-11-03 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for testing, completion and/or maintaining wellbores using a sensor device |
US6230822B1 (en) | 1995-02-16 | 2001-05-15 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for monitoring and recording of the operating condition of a downhole drill bit during drilling operations |
US6403210B1 (en) | 1995-03-07 | 2002-06-11 | Nederlandse Organisatie Voor Toegepast-Natuurwetenschappelijk Onderzoek Tno | Method for manufacturing a composite material |
WO1996028269A1 (fr) | 1995-03-14 | 1996-09-19 | Nittetsu Mining Co., Ltd. | Poudre a pellicule multicouche sur sa surface et son procede de preparation |
US5607017A (en) | 1995-07-03 | 1997-03-04 | Pes, Inc. | Dissolvable well plug |
US5641023A (en) | 1995-08-03 | 1997-06-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Shifting tool for a subterranean completion structure |
US5636691A (en) | 1995-09-18 | 1997-06-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Abrasive slurry delivery apparatus and methods of using same |
WO1997016838A1 (en) | 1995-10-31 | 1997-05-09 | Ecole Polytechnique Federale De Lausanne | A battery of photovoltaic cells and process for manufacturing the same |
US5772735A (en) | 1995-11-02 | 1998-06-30 | University Of New Mexico | Supported inorganic membranes |
CA2163946C (en) | 1995-11-28 | 1997-10-14 | Integrated Production Services Ltd. | Dizzy dognut anchoring system |
US5698081A (en) | 1995-12-07 | 1997-12-16 | Materials Innovation, Inc. | Coating particles in a centrifugal bed |
EP0828922B1 (en) * | 1996-03-22 | 2001-06-27 | Smith International, Inc. | Actuating ball |
US6007314A (en) | 1996-04-01 | 1999-12-28 | Nelson, Ii; Joe A. | Downhole pump with standing valve assembly which guides the ball off-center |
US5762137A (en) | 1996-04-29 | 1998-06-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Retrievable screen apparatus and methods of using same |
US6047773A (en) | 1996-08-09 | 2000-04-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and methods for stimulating a subterranean well |
US5905000A (en) | 1996-09-03 | 1999-05-18 | Nanomaterials Research Corporation | Nanostructured ion conducting solid electrolytes |
US5720344A (en) | 1996-10-21 | 1998-02-24 | Newman; Frederic M. | Method of longitudinally splitting a pipe coupling within a wellbore |
US5782305A (en) | 1996-11-18 | 1998-07-21 | Texaco Inc. | Method and apparatus for removing fluid from production tubing into the well |
US5826652A (en) | 1997-04-08 | 1998-10-27 | Baker Hughes Incorporated | Hydraulic setting tool |
US5881816A (en) | 1997-04-11 | 1999-03-16 | Weatherford/Lamb, Inc. | Packer mill |
DE19716524C1 (de) | 1997-04-19 | 1998-08-20 | Daimler Benz Aerospace Ag | Verfahren zur Herstellung eines Körpers mit einem Hohlraum |
US5960881A (en) | 1997-04-22 | 1999-10-05 | Jerry P. Allamon | Downhole surge pressure reduction system and method of use |
US6283208B1 (en) | 1997-09-05 | 2001-09-04 | Schlumberger Technology Corp. | Orienting tool and method |
US5992520A (en) | 1997-09-15 | 1999-11-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Annulus pressure operated downhole choke and associated methods |
US6612826B1 (en) | 1997-10-15 | 2003-09-02 | Iap Research, Inc. | System for consolidating powders |
US6095247A (en) | 1997-11-21 | 2000-08-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for opening perforations in a well casing |
US6397950B1 (en) | 1997-11-21 | 2002-06-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for removing a frangible rupture disc or other frangible device from a wellbore casing |
US6079496A (en) | 1997-12-04 | 2000-06-27 | Baker Hughes Incorporated | Reduced-shock landing collar |
GB2334051B (en) | 1998-02-09 | 2000-08-30 | Antech Limited | Oil well separation method and apparatus |
US6076600A (en) | 1998-02-27 | 2000-06-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Plug apparatus having a dispersible plug member and a fluid barrier |
AU1850199A (en) | 1998-03-11 | 1999-09-23 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus for removal of milling debris |
US6173779B1 (en) | 1998-03-16 | 2001-01-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Collapsible well perforating apparatus |
CA2232748C (en) | 1998-03-19 | 2007-05-08 | Ipec Ltd. | Injection tool |
US6050340A (en) | 1998-03-27 | 2000-04-18 | Weatherford International, Inc. | Downhole pump installation/removal system and method |
US5990051A (en) | 1998-04-06 | 1999-11-23 | Fairmount Minerals, Inc. | Injection molded degradable casing perforation ball sealers |
US6189618B1 (en) * | 1998-04-20 | 2001-02-20 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wellbore wash nozzle system |
US6167970B1 (en) | 1998-04-30 | 2001-01-02 | B J Services Company | Isolation tool release mechanism |
US6349766B1 (en) | 1998-05-05 | 2002-02-26 | Baker Hughes Incorporated | Chemical actuation of downhole tools |
US6675889B1 (en) | 1998-05-11 | 2004-01-13 | Offshore Energy Services, Inc. | Tubular filling system |
BR9910447A (pt) | 1998-05-14 | 2001-01-02 | Fike Corp | Válvula basculante de furo descendente |
US6135208A (en) | 1998-05-28 | 2000-10-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable wellbore junction |
CA2239645C (en) | 1998-06-05 | 2003-04-08 | Top-Co Industries Ltd. | Method and apparatus for locating a drill bit when drilling out cementing equipment from a wellbore |
US6273187B1 (en) | 1998-09-10 | 2001-08-14 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for downhole safety valve remediation |
US6213202B1 (en) | 1998-09-21 | 2001-04-10 | Camco International, Inc. | Separable connector for coil tubing deployed systems |
US6142237A (en) | 1998-09-21 | 2000-11-07 | Camco International, Inc. | Method for coupling and release of submergible equipment |
US6779599B2 (en) | 1998-09-25 | 2004-08-24 | Offshore Energy Services, Inc. | Tubular filling system |
DE19844397A1 (de) | 1998-09-28 | 2000-03-30 | Hilti Ag | Abrasive Schneidkörper enthaltend Diamantpartikel und Verfahren zur Herstellung der Schneidkörper |
US6161622A (en) | 1998-11-02 | 2000-12-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remote actuated plug method |
US5992452A (en) | 1998-11-09 | 1999-11-30 | Nelson, Ii; Joe A. | Ball and seat valve assembly and downhole pump utilizing the valve assembly |
US6220350B1 (en) | 1998-12-01 | 2001-04-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | High strength water soluble plug |
JP2000185725A (ja) | 1998-12-21 | 2000-07-04 | Sachiko Ando | 筒状包装体 |
FR2788451B1 (fr) | 1999-01-20 | 2001-04-06 | Elf Exploration Prod | Procede de destruction d'un isolant thermique rigide dispose dans un espace confine |
US6315041B1 (en) | 1999-04-15 | 2001-11-13 | Stephen L. Carlisle | Multi-zone isolation tool and method of stimulating and testing a subterranean well |
US6186227B1 (en) | 1999-04-21 | 2001-02-13 | Schlumberger Technology Corporation | Packer |
US6561269B1 (en) | 1999-04-30 | 2003-05-13 | The Regents Of The University Of California | Canister, sealing method and composition for sealing a borehole |
US6613383B1 (en) | 1999-06-21 | 2003-09-02 | Regents Of The University Of Colorado | Atomic layer controlled deposition on particle surfaces |
US6241021B1 (en) | 1999-07-09 | 2001-06-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of completing an uncemented wellbore junction |
US6341747B1 (en) | 1999-10-28 | 2002-01-29 | United Technologies Corporation | Nanocomposite layered airfoil |
US6237688B1 (en) | 1999-11-01 | 2001-05-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pre-drilled casing apparatus and associated methods for completing a subterranean well |
US6279656B1 (en) | 1999-11-03 | 2001-08-28 | Santrol, Inc. | Downhole chemical delivery system for oil and gas wells |
US6341653B1 (en) | 1999-12-10 | 2002-01-29 | Polar Completions Engineering, Inc. | Junk basket and method of use |
US6325148B1 (en) | 1999-12-22 | 2001-12-04 | Weatherford/Lamb, Inc. | Tools and methods for use with expandable tubulars |
AU782553B2 (en) | 2000-01-05 | 2005-08-11 | Baker Hughes Incorporated | Method of providing hydraulic/fiber conduits adjacent bottom hole assemblies for multi-step completions |
US6390200B1 (en) | 2000-02-04 | 2002-05-21 | Allamon Interest | Drop ball sub and system of use |
US7036594B2 (en) | 2000-03-02 | 2006-05-02 | Schlumberger Technology Corporation | Controlling a pressure transient in a well |
US6662886B2 (en) | 2000-04-03 | 2003-12-16 | Larry R. Russell | Mudsaver valve with dual snap action |
US6276457B1 (en) | 2000-04-07 | 2001-08-21 | Alberta Energy Company Ltd | Method for emplacing a coil tubing string in a well |
US6371206B1 (en) | 2000-04-20 | 2002-04-16 | Kudu Industries Inc | Prevention of sand plugging of oil well pumps |
US6408946B1 (en) | 2000-04-28 | 2002-06-25 | Baker Hughes Incorporated | Multi-use tubing disconnect |
EG22932A (en) | 2000-05-31 | 2002-01-13 | Shell Int Research | Method and system for reducing longitudinal fluid flow around a permeable well tubular |
US6713177B2 (en) | 2000-06-21 | 2004-03-30 | Regents Of The University Of Colorado | Insulating and functionalizing fine metal-containing particles with conformal ultra-thin films |
US7600572B2 (en) | 2000-06-30 | 2009-10-13 | Bj Services Company | Drillable bridge plug |
US7255178B2 (en) | 2000-06-30 | 2007-08-14 | Bj Services Company | Drillable bridge plug |
WO2002002900A2 (en) | 2000-06-30 | 2002-01-10 | Watherford/Lamb, Inc. | Apparatus and method to complete a multilateral junction |
US6394180B1 (en) | 2000-07-12 | 2002-05-28 | Halliburton Energy Service,S Inc. | Frac plug with caged ball |
US6382244B2 (en) | 2000-07-24 | 2002-05-07 | Roy R. Vann | Reciprocating pump standing head valve |
US6394185B1 (en) | 2000-07-27 | 2002-05-28 | Vernon George Constien | Product and process for coating wellbore screens |
US7360593B2 (en) | 2000-07-27 | 2008-04-22 | Vernon George Constien | Product for coating wellbore screens |
US6390195B1 (en) | 2000-07-28 | 2002-05-21 | Halliburton Energy Service,S Inc. | Methods and compositions for forming permeable cement sand screens in well bores |
US6470965B1 (en) | 2000-08-28 | 2002-10-29 | Colin Winzer | Device for introducing a high pressure fluid into well head components |
US6439313B1 (en) | 2000-09-20 | 2002-08-27 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole machining of well completion equipment |
US6472068B1 (en) | 2000-10-26 | 2002-10-29 | Sandia Corporation | Glass rupture disk |
US6491097B1 (en) | 2000-12-14 | 2002-12-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Abrasive slurry delivery apparatus and methods of using same |
US6457525B1 (en) | 2000-12-15 | 2002-10-01 | Exxonmobil Oil Corporation | Method and apparatus for completing multiple production zones from a single wellbore |
US6491083B2 (en) | 2001-02-06 | 2002-12-10 | Anadigics, Inc. | Wafer demount receptacle for separation of thinned wafer from mounting carrier |
US6601650B2 (en) | 2001-08-09 | 2003-08-05 | Worldwide Oilfield Machine, Inc. | Method and apparatus for replacing BOP with gate valve |
US6513598B2 (en) | 2001-03-19 | 2003-02-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drillable floating equipment and method of eliminating bit trips by using drillable materials for the construction of shoe tracks |
US6634428B2 (en) | 2001-05-03 | 2003-10-21 | Baker Hughes Incorporated | Delayed opening ball seat |
US6588507B2 (en) | 2001-06-28 | 2003-07-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for progressively gravel packing an interval of a wellbore |
US7331388B2 (en) | 2001-08-24 | 2008-02-19 | Bj Services Company | Horizontal single trip system with rotating jetting tool |
US7017664B2 (en) | 2001-08-24 | 2006-03-28 | Bj Services Company | Single trip horizontal gravel pack and stimulation system and method |
JP3607655B2 (ja) | 2001-09-26 | 2005-01-05 | 株式会社東芝 | マウント材、半導体装置及び半導体装置の製造方法 |
AU2002334963A1 (en) | 2001-10-09 | 2003-04-22 | Burlington Resources Oil And Gas Company Lp | Downhole well pump |
US20030070811A1 (en) | 2001-10-12 | 2003-04-17 | Robison Clark E. | Apparatus and method for perforating a subterranean formation |
US6601648B2 (en) | 2001-10-22 | 2003-08-05 | Charles D. Ebinger | Well completion method |
US7017677B2 (en) | 2002-07-24 | 2006-03-28 | Smith International, Inc. | Coarse carbide substrate cutting elements and method of forming the same |
US7051805B2 (en) | 2001-12-20 | 2006-05-30 | Baker Hughes Incorporated | Expandable packer with anchoring feature |
GB2402443B (en) | 2002-01-22 | 2005-10-12 | Weatherford Lamb | Gas operated pump for hydrocarbon wells |
US7445049B2 (en) | 2002-01-22 | 2008-11-04 | Weatherford/Lamb, Inc. | Gas operated pump for hydrocarbon wells |
US7096945B2 (en) | 2002-01-25 | 2006-08-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and treatment method using the same |
US6719051B2 (en) | 2002-01-25 | 2004-04-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and treatment method using the same |
US6899176B2 (en) | 2002-01-25 | 2005-05-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and treatment method using the same |
US6776228B2 (en) | 2002-02-21 | 2004-08-17 | Weatherford/Lamb, Inc. | Ball dropping assembly |
US6715541B2 (en) | 2002-02-21 | 2004-04-06 | Weatherford/Lamb, Inc. | Ball dropping assembly |
US6799638B2 (en) | 2002-03-01 | 2004-10-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method, apparatus and system for selective release of cementing plugs |
US20040005483A1 (en) | 2002-03-08 | 2004-01-08 | Chhiu-Tsu Lin | Perovskite manganites for use in coatings |
US6896061B2 (en) | 2002-04-02 | 2005-05-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multiple zones frac tool |
US6883611B2 (en) | 2002-04-12 | 2005-04-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealed multilateral junction system |
US6810960B2 (en) | 2002-04-22 | 2004-11-02 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods for increasing production from a wellbore |
GB2390106B (en) | 2002-06-24 | 2005-11-30 | Schlumberger Holdings | Apparatus and methods for establishing secondary hydraulics in a downhole tool |
US7049272B2 (en) | 2002-07-16 | 2006-05-23 | Santrol, Inc. | Downhole chemical delivery system for oil and gas wells |
US6939388B2 (en) | 2002-07-23 | 2005-09-06 | General Electric Company | Method for making materials having artificially dispersed nano-size phases and articles made therewith |
US6945331B2 (en) | 2002-07-31 | 2005-09-20 | Schlumberger Technology Corporation | Multiple interventionless actuated downhole valve and method |
US6932159B2 (en) | 2002-08-28 | 2005-08-23 | Baker Hughes Incorporated | Run in cover for downhole expandable screen |
AU2003269322A1 (en) | 2002-09-11 | 2004-04-30 | Hiltap Fittings, Ltd. | Fluid system component with sacrificial element |
US6943207B2 (en) | 2002-09-13 | 2005-09-13 | H.B. Fuller Licensing & Financing Inc. | Smoke suppressant hot melt adhesive composition |
US6817414B2 (en) | 2002-09-20 | 2004-11-16 | M-I Llc | Acid coated sand for gravel pack and filter cake clean-up |
US6887297B2 (en) | 2002-11-08 | 2005-05-03 | Wayne State University | Copper nanocrystals and methods of producing same |
US7090027B1 (en) | 2002-11-12 | 2006-08-15 | Dril—Quip, Inc. | Casing hanger assembly with rupture disk in support housing and method |
US9109429B2 (en) | 2002-12-08 | 2015-08-18 | Baker Hughes Incorporated | Engineered powder compact composite material |
US8403037B2 (en) * | 2009-12-08 | 2013-03-26 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable tool and method |
US9079246B2 (en) | 2009-12-08 | 2015-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Method of making a nanomatrix powder metal compact |
US8327931B2 (en) * | 2009-12-08 | 2012-12-11 | Baker Hughes Incorporated | Multi-component disappearing tripping ball and method for making the same |
US9101978B2 (en) | 2002-12-08 | 2015-08-11 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix powder metal compact |
US8297364B2 (en) | 2009-12-08 | 2012-10-30 | Baker Hughes Incorporated | Telescopic unit with dissolvable barrier |
US9682425B2 (en) | 2009-12-08 | 2017-06-20 | Baker Hughes Incorporated | Coated metallic powder and method of making the same |
CA2511826C (en) | 2002-12-26 | 2008-07-22 | Baker Hughes Incorporated | Alternative packer setting method |
JP2004225084A (ja) | 2003-01-21 | 2004-08-12 | Nissin Kogyo Co Ltd | 自動車用ナックル |
JP2004225765A (ja) | 2003-01-21 | 2004-08-12 | Nissin Kogyo Co Ltd | 車両用ディスクブレーキのディスクロータ |
US7013989B2 (en) | 2003-02-14 | 2006-03-21 | Weatherford/Lamb, Inc. | Acoustical telemetry |
US7021389B2 (en) | 2003-02-24 | 2006-04-04 | Bj Services Company | Bi-directional ball seat system and method |
EP1604093B1 (en) | 2003-03-13 | 2009-09-09 | Tesco Corporation | Method and apparatus for drilling a borehole with a borehole liner |
NO318013B1 (no) | 2003-03-21 | 2005-01-17 | Bakke Oil Tools As | Anordning og fremgangsmåte for frakopling av et verktøy fra en rørstreng |
GB2428719B (en) | 2003-04-01 | 2007-08-29 | Specialised Petroleum Serv Ltd | Method of Circulating Fluid in a Borehole |
US20060102871A1 (en) | 2003-04-08 | 2006-05-18 | Xingwu Wang | Novel composition |
WO2004092292A1 (ja) | 2003-04-14 | 2004-10-28 | Sekisui Chemical Co., Ltd. | 被着体の剥離方法 |
DE10318801A1 (de) | 2003-04-17 | 2004-11-04 | Aesculap Ag & Co. Kg | Flächiges Implantat und seine Verwendung in der Chirurgie |
US6926086B2 (en) | 2003-05-09 | 2005-08-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for removing a tool from a well |
US20040231845A1 (en) | 2003-05-15 | 2004-11-25 | Cooke Claude E. | Applications of degradable polymers in wells |
US20090107684A1 (en) | 2007-10-31 | 2009-04-30 | Cooke Jr Claude E | Applications of degradable polymers for delayed mechanical changes in wells |
US8181703B2 (en) | 2003-05-16 | 2012-05-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method useful for controlling fluid loss in subterranean formations |
WO2004111284A2 (en) | 2003-06-12 | 2004-12-23 | Element Six (Pty) Ltd | Composite material for drilling applications |
CA2530471A1 (en) | 2003-06-23 | 2005-02-17 | William Marsh Rice University | Elastomers reinforced with carbon nanotubes |
US7111682B2 (en) | 2003-07-21 | 2006-09-26 | Mark Kevin Blaisdell | Method and apparatus for gas displacement well systems |
KR100558966B1 (ko) | 2003-07-25 | 2006-03-10 | 한국과학기술원 | 탄소나노튜브가 강화된 금속 나노복합분말 및 그 제조방법 |
JP4222157B2 (ja) | 2003-08-28 | 2009-02-12 | 大同特殊鋼株式会社 | 剛性および強度が向上したチタン合金 |
US7833944B2 (en) | 2003-09-17 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions using crosslinked aliphatic polyesters in well bore applications |
US8153052B2 (en) | 2003-09-26 | 2012-04-10 | General Electric Company | High-temperature composite articles and associated methods of manufacture |
US8342240B2 (en) | 2003-10-22 | 2013-01-01 | Baker Hughes Incorporated | Method for providing a temporary barrier in a flow pathway |
US7461699B2 (en) | 2003-10-22 | 2008-12-09 | Baker Hughes Incorporated | Method for providing a temporary barrier in a flow pathway |
JP4593473B2 (ja) | 2003-10-29 | 2010-12-08 | 住友精密工業株式会社 | カーボンナノチューブ分散複合材料の製造方法 |
US20050102255A1 (en) | 2003-11-06 | 2005-05-12 | Bultman David C. | Computer-implemented system and method for handling stored data |
US7182135B2 (en) | 2003-11-14 | 2007-02-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Plug systems and methods for using plugs in subterranean formations |
US7316274B2 (en) | 2004-03-05 | 2008-01-08 | Baker Hughes Incorporated | One trip perforating, cementing, and sand management apparatus and method |
US20050109502A1 (en) | 2003-11-20 | 2005-05-26 | Jeremy Buc Slay | Downhole seal element formed from a nanocomposite material |
US7013998B2 (en) | 2003-11-20 | 2006-03-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drill bit having an improved seal and lubrication method using same |
US7264060B2 (en) | 2003-12-17 | 2007-09-04 | Baker Hughes Incorporated | Side entry sub hydraulic wireline cutter and method |
US7096946B2 (en) | 2003-12-30 | 2006-08-29 | Baker Hughes Incorporated | Rotating blast liner |
US20050161212A1 (en) | 2004-01-23 | 2005-07-28 | Schlumberger Technology Corporation | System and Method for Utilizing Nano-Scale Filler in Downhole Applications |
US7044230B2 (en) | 2004-01-27 | 2006-05-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for removing a tool from a well |
US7210533B2 (en) | 2004-02-11 | 2007-05-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Disposable downhole tool with segmented compression element and method |
US7424909B2 (en) | 2004-02-27 | 2008-09-16 | Smith International, Inc. | Drillable bridge plug |
GB2428058B (en) | 2004-03-12 | 2008-07-30 | Schlumberger Holdings | Sealing system and method for use in a well |
US7168494B2 (en) | 2004-03-18 | 2007-01-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Dissolvable downhole tools |
US7093664B2 (en) | 2004-03-18 | 2006-08-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | One-time use composite tool formed of fibers and a biodegradable resin |
US7353879B2 (en) | 2004-03-18 | 2008-04-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Biodegradable downhole tools |
US7250188B2 (en) | 2004-03-31 | 2007-07-31 | Her Majesty The Queen In Right Of Canada, As Represented By The Minister Of National Defense Of Her Majesty's Canadian Government | Depositing metal particles on carbon nanotubes |
US7255172B2 (en) | 2004-04-13 | 2007-08-14 | Tech Tac Company, Inc. | Hydrodynamic, down-hole anchor |
US7363967B2 (en) | 2004-05-03 | 2008-04-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole tool with navigation system |
US7163066B2 (en) | 2004-05-07 | 2007-01-16 | Bj Services Company | Gravity valve for a downhole tool |
US7723272B2 (en) | 2007-02-26 | 2010-05-25 | Baker Hughes Incorporated | Methods and compositions for fracturing subterranean formations |
US20080060810A9 (en) | 2004-05-25 | 2008-03-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for treating a subterranean formation with a curable composition using a jetting tool |
US10316616B2 (en) | 2004-05-28 | 2019-06-11 | Schlumberger Technology Corporation | Dissolvable bridge plug |
JP4476701B2 (ja) | 2004-06-02 | 2010-06-09 | 日本碍子株式会社 | 電極内蔵焼結体の製造方法 |
US7819198B2 (en) | 2004-06-08 | 2010-10-26 | Birckhead John M | Friction spring release mechanism |
US7287592B2 (en) | 2004-06-11 | 2007-10-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Limited entry multiple fracture and frac-pack placement in liner completions using liner fracturing tool |
US7401648B2 (en) | 2004-06-14 | 2008-07-22 | Baker Hughes Incorporated | One trip well apparatus with sand control |
US8999364B2 (en) | 2004-06-15 | 2015-04-07 | Nanyang Technological University | Implantable article, method of forming same and method for reducing thrombogenicity |
US20080149325A1 (en) | 2004-07-02 | 2008-06-26 | Joe Crawford | Downhole oil recovery system and method of use |
US7141207B2 (en) | 2004-08-30 | 2006-11-28 | General Motors Corporation | Aluminum/magnesium 3D-Printing rapid prototyping |
US7322412B2 (en) | 2004-08-30 | 2008-01-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Casing shoes and methods of reverse-circulation cementing of casing |
US7709421B2 (en) | 2004-09-03 | 2010-05-04 | Baker Hughes Incorporated | Microemulsions to convert OBM filter cakes to WBM filter cakes having filtration control |
JP2006078614A (ja) | 2004-09-08 | 2006-03-23 | Ricoh Co Ltd | 電子写真感光体中間層用塗工液、それを用いた電子写真感光体、画像形成装置及び画像形成装置用プロセスカートリッジ |
US7303014B2 (en) | 2004-10-26 | 2007-12-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Casing strings and methods of using such strings in subterranean cementing operations |
US7234530B2 (en) | 2004-11-01 | 2007-06-26 | Hydril Company Lp | Ram BOP shear device |
US8309230B2 (en) | 2004-11-12 | 2012-11-13 | Inmat, Inc. | Multilayer nanocomposite barrier structures |
US7337854B2 (en) | 2004-11-24 | 2008-03-04 | Weatherford/Lamb, Inc. | Gas-pressurized lubricator and method |
US7825181B2 (en) | 2004-12-03 | 2010-11-02 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Modified layered fillers and their use to produce nanocomposite compositions |
GB2424233B (en) | 2005-03-15 | 2009-06-03 | Schlumberger Holdings | Technique and apparatus for use in wells |
US7322417B2 (en) | 2004-12-14 | 2008-01-29 | Schlumberger Technology Corporation | Technique and apparatus for completing multiple zones |
US7387165B2 (en) | 2004-12-14 | 2008-06-17 | Schlumberger Technology Corporation | System for completing multiple well intervals |
US7350582B2 (en) | 2004-12-21 | 2008-04-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wellbore tool with disintegratable components and method of controlling flow |
US7426964B2 (en) | 2004-12-22 | 2008-09-23 | Baker Hughes Incorporated | Release mechanism for downhole tool |
US7640988B2 (en) | 2005-03-18 | 2010-01-05 | Exxon Mobil Upstream Research Company | Hydraulically controlled burst disk subs and methods for their use |
US7537825B1 (en) | 2005-03-25 | 2009-05-26 | Massachusetts Institute Of Technology | Nano-engineered material architectures: ultra-tough hybrid nanocomposite system |
US8256504B2 (en) | 2005-04-11 | 2012-09-04 | Brown T Leon | Unlimited stroke drive oil well pumping system |
US20060260031A1 (en) | 2005-05-20 | 2006-11-23 | Conrad Joseph M Iii | Potty training device |
US20070131912A1 (en) | 2005-07-08 | 2007-06-14 | Simone Davide L | Electrically conductive adhesives |
US7422055B2 (en) | 2005-07-12 | 2008-09-09 | Smith International, Inc. | Coiled tubing wireline cutter |
US7422060B2 (en) | 2005-07-19 | 2008-09-09 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus for completing a well |
CA2555563C (en) | 2005-08-05 | 2009-03-31 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods for creation of down hole annular barrier |
US7509993B1 (en) | 2005-08-13 | 2009-03-31 | Wisconsin Alumni Research Foundation | Semi-solid forming of metal-matrix nanocomposites |
US7451815B2 (en) | 2005-08-22 | 2008-11-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly enhanced with disappearing sleeve and burst disc |
US8567494B2 (en) | 2005-08-31 | 2013-10-29 | Schlumberger Technology Corporation | Well operating elements comprising a soluble component and methods of use |
US8230936B2 (en) | 2005-08-31 | 2012-07-31 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of forming acid particle based packers for wellbores |
JP4721828B2 (ja) | 2005-08-31 | 2011-07-13 | 東京応化工業株式会社 | サポートプレートの剥離方法 |
JP5148820B2 (ja) | 2005-09-07 | 2013-02-20 | 株式会社イーアンドエフ | チタン合金複合材料およびその製造方法 |
US20070051521A1 (en) | 2005-09-08 | 2007-03-08 | Eagle Downhole Solutions, Llc | Retrievable frac packer |
US20080020923A1 (en) | 2005-09-13 | 2008-01-24 | Debe Mark K | Multilayered nanostructured films |
US7363970B2 (en) | 2005-10-25 | 2008-04-29 | Schlumberger Technology Corporation | Expandable packer |
KR100629793B1 (ko) | 2005-11-11 | 2006-09-28 | 주식회사 방림 | 전해도금으로 마그네슘합금과 밀착성 좋은 동도금층 형성방법 |
US20070151769A1 (en) | 2005-11-23 | 2007-07-05 | Smith International, Inc. | Microwave sintering |
US7946340B2 (en) | 2005-12-01 | 2011-05-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for orchestration of fracture placement from a centralized well fluid treatment center |
US7604049B2 (en) | 2005-12-16 | 2009-10-20 | Schlumberger Technology Corporation | Polymeric composites, oilfield elements comprising same, and methods of using same in oilfield applications |
US7647964B2 (en) | 2005-12-19 | 2010-01-19 | Fairmount Minerals, Ltd. | Degradable ball sealers and methods for use in well treatment |
US7552777B2 (en) | 2005-12-28 | 2009-06-30 | Baker Hughes Incorporated | Self-energized downhole tool |
US7579087B2 (en) | 2006-01-10 | 2009-08-25 | United Technologies Corporation | Thermal barrier coating compositions, processes for applying same and articles coated with same |
US7346456B2 (en) | 2006-02-07 | 2008-03-18 | Schlumberger Technology Corporation | Wellbore diagnostic system and method |
US20110067889A1 (en) | 2006-02-09 | 2011-03-24 | Schlumberger Technology Corporation | Expandable and degradable downhole hydraulic regulating assembly |
US8220554B2 (en) | 2006-02-09 | 2012-07-17 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable whipstock apparatus and method of use |
US8770261B2 (en) | 2006-02-09 | 2014-07-08 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of manufacturing degradable alloys and products made from degradable alloys |
NO325431B1 (no) | 2006-03-23 | 2008-04-28 | Bjorgum Mekaniske As | Opplosbar tetningsanordning samt fremgangsmate derav. |
US7325617B2 (en) | 2006-03-24 | 2008-02-05 | Baker Hughes Incorporated | Frac system without intervention |
DK1840325T3 (da) | 2006-03-31 | 2012-12-17 | Schlumberger Technology Bv | Fremgangsmåde og indretning til at cementere et perforeret foringsrør |
US20100015002A1 (en) | 2006-04-03 | 2010-01-21 | Barrera Enrique V | Processing of Single-Walled Carbon Nanotube Metal-Matrix Composites Manufactured by an Induction Heating Method |
US7866385B2 (en) | 2006-04-21 | 2011-01-11 | Shell Oil Company | Power systems utilizing the heat of produced formation fluid |
US7513311B2 (en) | 2006-04-28 | 2009-04-07 | Weatherford/Lamb, Inc. | Temporary well zone isolation |
US8021721B2 (en) | 2006-05-01 | 2011-09-20 | Smith International, Inc. | Composite coating with nanoparticles for improved wear and lubricity in down hole tools |
US7621351B2 (en) | 2006-05-15 | 2009-11-24 | Baker Hughes Incorporated | Reaming tool suitable for running on casing or liner |
US7661481B2 (en) | 2006-06-06 | 2010-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole wellbore tools having deteriorable and water-swellable components thereof and methods of use |
US7478676B2 (en) | 2006-06-09 | 2009-01-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and devices for treating multiple-interval well bores |
US7575062B2 (en) | 2006-06-09 | 2009-08-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and devices for treating multiple-interval well bores |
US7441596B2 (en) | 2006-06-23 | 2008-10-28 | Baker Hughes Incorporated | Swelling element packer and installation method |
US7897063B1 (en) | 2006-06-26 | 2011-03-01 | Perry Stephen C | Composition for denaturing and breaking down friction-reducing polymer and for destroying other gas and oil well contaminants |
US7591318B2 (en) | 2006-07-20 | 2009-09-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for removing a sealing plug from a well |
GB0615135D0 (en) | 2006-07-29 | 2006-09-06 | Futuretec Ltd | Running bore-lining tubulars |
US8281860B2 (en) | 2006-08-25 | 2012-10-09 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for treating a subterranean formation |
US7963342B2 (en) | 2006-08-31 | 2011-06-21 | Marathon Oil Company | Downhole isolation valve and methods for use |
KR100839613B1 (ko) | 2006-09-11 | 2008-06-19 | 주식회사 씨앤테크 | 카본나노튜브를 활용한 복합소결재료 및 그 제조방법 |
US7726406B2 (en) | 2006-09-18 | 2010-06-01 | Yang Xu | Dissolvable downhole trigger device |
US7464764B2 (en) | 2006-09-18 | 2008-12-16 | Baker Hughes Incorporated | Retractable ball seat having a time delay material |
GB0618687D0 (en) | 2006-09-22 | 2006-11-01 | Omega Completion Technology | Erodeable pressure barrier |
US7828055B2 (en) | 2006-10-17 | 2010-11-09 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for controlled deployment of shape-conforming materials |
US7559357B2 (en) | 2006-10-25 | 2009-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Frac-pack casing saver |
US7712541B2 (en) | 2006-11-01 | 2010-05-11 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for protecting downhole components during deployment and wellbore conditioning |
EP2082619B1 (en) | 2006-11-06 | 2022-10-12 | Agency for Science, Technology And Research | Nanoparticulate encapsulation barrier stack |
US20080179104A1 (en) | 2006-11-14 | 2008-07-31 | Smith International, Inc. | Nano-reinforced wc-co for improved properties |
US8028767B2 (en) | 2006-12-04 | 2011-10-04 | Baker Hughes, Incorporated | Expandable stabilizer with roller reamer elements |
US8056628B2 (en) | 2006-12-04 | 2011-11-15 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for facilitating downhole operations |
US7699101B2 (en) | 2006-12-07 | 2010-04-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well system having galvanic time release plug |
US8485265B2 (en) | 2006-12-20 | 2013-07-16 | Schlumberger Technology Corporation | Smart actuation materials triggered by degradation in oilfield environments and methods of use |
US7510018B2 (en) | 2007-01-15 | 2009-03-31 | Weatherford/Lamb, Inc. | Convertible seal |
US20080202764A1 (en) | 2007-02-22 | 2008-08-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Consumable downhole tools |
JP4980096B2 (ja) | 2007-02-28 | 2012-07-18 | 本田技研工業株式会社 | 自動二輪車のシートレール構造 |
US7909096B2 (en) | 2007-03-02 | 2011-03-22 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus of reservoir stimulation while running casing |
CA2625155C (en) | 2007-03-13 | 2015-04-07 | Bbj Tools Inc. | Ball release procedure and release tool |
US20080223587A1 (en) | 2007-03-16 | 2008-09-18 | Isolation Equipment Services Inc. | Ball injecting apparatus for wellbore operations |
US20080236829A1 (en) | 2007-03-26 | 2008-10-02 | Lynde Gerald D | Casing profiling and recovery system |
US7875313B2 (en) | 2007-04-05 | 2011-01-25 | E. I. Du Pont De Nemours And Company | Method to form a pattern of functional material on a substrate using a mask material |
US7708078B2 (en) | 2007-04-05 | 2010-05-04 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for delivering a conductor downhole |
US7690436B2 (en) | 2007-05-01 | 2010-04-06 | Weatherford/Lamb Inc. | Pressure isolation plug for horizontal wellbore and associated methods |
US7938191B2 (en) | 2007-05-11 | 2011-05-10 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for controlling elastomer swelling in downhole applications |
US7527103B2 (en) | 2007-05-29 | 2009-05-05 | Baker Hughes Incorporated | Procedures and compositions for reservoir protection |
US20080314588A1 (en) | 2007-06-20 | 2008-12-25 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for controlling erosion of components during well treatment |
US7810567B2 (en) | 2007-06-27 | 2010-10-12 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of producing flow-through passages in casing, and methods of using such casing |
US7757773B2 (en) | 2007-07-25 | 2010-07-20 | Schlumberger Technology Corporation | Latch assembly for wellbore operations |
US7673673B2 (en) | 2007-08-03 | 2010-03-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus for isolating a jet forming aperture in a well bore servicing tool |
US20090038858A1 (en) | 2007-08-06 | 2009-02-12 | Smith International, Inc. | Use of nanosized particulates and fibers in elastomer seals for improved performance metrics for roller cone bits |
US7503392B2 (en) | 2007-08-13 | 2009-03-17 | Baker Hughes Incorporated | Deformable ball seat |
US7637323B2 (en) | 2007-08-13 | 2009-12-29 | Baker Hughes Incorporated | Ball seat having fluid activated ball support |
US7673677B2 (en) * | 2007-08-13 | 2010-03-09 | Baker Hughes Incorporated | Reusable ball seat having ball support member |
NO328882B1 (no) | 2007-09-14 | 2010-06-07 | Vosstech As | Aktiveringsmekanisme og fremgangsmate for a kontrollere denne |
US7775284B2 (en) | 2007-09-28 | 2010-08-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus for adjustably controlling the inflow of production fluids from a subterranean well |
US20090084539A1 (en) | 2007-09-28 | 2009-04-02 | Ping Duan | Downhole sealing devices having a shape-memory material and methods of manufacturing and using same |
US20090084600A1 (en) | 2007-10-02 | 2009-04-02 | Parker Hannifin Corporation | Nano coating for emi gaskets |
US7784543B2 (en) | 2007-10-19 | 2010-08-31 | Baker Hughes Incorporated | Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well |
US7913765B2 (en) | 2007-10-19 | 2011-03-29 | Baker Hughes Incorporated | Water absorbing or dissolving materials used as an in-flow control device and method of use |
US7909110B2 (en) | 2007-11-20 | 2011-03-22 | Schlumberger Technology Corporation | Anchoring and sealing system for cased hole wells |
US7806189B2 (en) | 2007-12-03 | 2010-10-05 | W. Lynn Frazier | Downhole valve assembly |
US8371369B2 (en) | 2007-12-04 | 2013-02-12 | Baker Hughes Incorporated | Crossover sub with erosion resistant inserts |
US20090152009A1 (en) | 2007-12-18 | 2009-06-18 | Halliburton Energy Services, Inc., A Delaware Corporation | Nano particle reinforced polymer element for stator and rotor assembly |
US9005420B2 (en) | 2007-12-20 | 2015-04-14 | Integran Technologies Inc. | Variable property electrodepositing of metallic structures |
US7987906B1 (en) | 2007-12-21 | 2011-08-02 | Joseph Troy | Well bore tool |
US20090205841A1 (en) | 2008-02-15 | 2009-08-20 | Jurgen Kluge | Downwell system with activatable swellable packer |
US7686082B2 (en) | 2008-03-18 | 2010-03-30 | Baker Hughes Incorporated | Full bore cementable gun system |
US7798226B2 (en) | 2008-03-18 | 2010-09-21 | Packers Plus Energy Services Inc. | Cement diffuser for annulus cementing |
US8196663B2 (en) | 2008-03-25 | 2012-06-12 | Baker Hughes Incorporated | Dead string completion assembly with injection system and methods |
US7806192B2 (en) | 2008-03-25 | 2010-10-05 | Foster Anthony P | Method and system for anchoring and isolating a wellbore |
US8020619B1 (en) | 2008-03-26 | 2011-09-20 | Robertson Intellectual Properties, LLC | Severing of downhole tubing with associated cable |
US8096358B2 (en) | 2008-03-27 | 2012-01-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of perforating for effective sand plug placement in horizontal wells |
US7661480B2 (en) | 2008-04-02 | 2010-02-16 | Saudi Arabian Oil Company | Method for hydraulic rupturing of downhole glass disc |
US8757273B2 (en) | 2008-04-29 | 2014-06-24 | Packers Plus Energy Services Inc. | Downhole sub with hydraulically actuable sleeve valve |
CA2722608C (en) | 2008-05-05 | 2015-06-30 | Weatherford/Lamb, Inc. | Tools and methods for hanging and/or expanding liner strings |
US8540035B2 (en) | 2008-05-05 | 2013-09-24 | Weatherford/Lamb, Inc. | Extendable cutting tools for use in a wellbore |
US8171999B2 (en) | 2008-05-13 | 2012-05-08 | Baker Huges Incorporated | Downhole flow control device and method |
US8631877B2 (en) | 2008-06-06 | 2014-01-21 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and methods for inflow control |
US8511394B2 (en) | 2008-06-06 | 2013-08-20 | Packers Plus Energy Services Inc. | Wellbore fluid treatment process and installation |
US20090308588A1 (en) | 2008-06-16 | 2009-12-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and Apparatus for Exposing a Servicing Apparatus to Multiple Formation Zones |
US8152985B2 (en) | 2008-06-19 | 2012-04-10 | Arlington Plating Company | Method of chrome plating magnesium and magnesium alloys |
US7958940B2 (en) | 2008-07-02 | 2011-06-14 | Jameson Steve D | Method and apparatus to remove composite frac plugs from casings in oil and gas wells |
CN101638790A (zh) | 2008-07-30 | 2010-02-03 | 深圳富泰宏精密工业有限公司 | 镁及镁合金的电镀方法 |
US7775286B2 (en) | 2008-08-06 | 2010-08-17 | Baker Hughes Incorporated | Convertible downhole devices and method of performing downhole operations using convertible downhole devices |
US7900696B1 (en) | 2008-08-15 | 2011-03-08 | Itt Manufacturing Enterprises, Inc. | Downhole tool with exposable and openable flow-back vents |
US8960292B2 (en) | 2008-08-22 | 2015-02-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | High rate stimulation method for deep, large bore completions |
US20100051278A1 (en) | 2008-09-04 | 2010-03-04 | Integrated Production Services Ltd. | Perforating gun assembly |
US20100089587A1 (en) | 2008-10-15 | 2010-04-15 | Stout Gregg W | Fluid logic tool for a subterranean well |
US7861781B2 (en) | 2008-12-11 | 2011-01-04 | Tesco Corporation | Pump down cement retaining device |
US7855168B2 (en) | 2008-12-19 | 2010-12-21 | Schlumberger Technology Corporation | Method and composition for removing filter cake |
US8079413B2 (en) | 2008-12-23 | 2011-12-20 | W. Lynn Frazier | Bottom set downhole plug |
US20100200230A1 (en) | 2009-02-12 | 2010-08-12 | East Jr Loyd | Method and Apparatus for Multi-Zone Stimulation |
US7878253B2 (en) | 2009-03-03 | 2011-02-01 | Baker Hughes Incorporated | Hydraulically released window mill |
US9291044B2 (en) | 2009-03-25 | 2016-03-22 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Method and apparatus for isolating and treating discrete zones within a wellbore |
US7909108B2 (en) | 2009-04-03 | 2011-03-22 | Halliburton Energy Services Inc. | System and method for servicing a wellbore |
US9109428B2 (en) | 2009-04-21 | 2015-08-18 | W. Lynn Frazier | Configurable bridge plugs and methods for using same |
US8276670B2 (en) * | 2009-04-27 | 2012-10-02 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole dissolvable plug |
US8413727B2 (en) * | 2009-05-20 | 2013-04-09 | Bakers Hughes Incorporated | Dissolvable downhole tool, method of making and using |
US7992656B2 (en) | 2009-07-09 | 2011-08-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self healing filter-cake removal system for open hole completions |
US8291980B2 (en) | 2009-08-13 | 2012-10-23 | Baker Hughes Incorporated | Tubular valving system and method |
US8528640B2 (en) | 2009-09-22 | 2013-09-10 | Baker Hughes Incorporated | Wellbore flow control devices using filter media containing particulate additives in a foam material |
CA2775744A1 (en) | 2009-09-30 | 2011-04-07 | Baker Hughes Incorporated | Remotely controlled apparatus for downhole applications and methods of operation |
US20110135805A1 (en) | 2009-12-08 | 2011-06-09 | Doucet Jim R | High diglyceride structuring composition and products and methods using the same |
US8528633B2 (en) * | 2009-12-08 | 2013-09-10 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable tool and method |
US8573295B2 (en) * | 2010-11-16 | 2013-11-05 | Baker Hughes Incorporated | Plug and method of unplugging a seat |
US20110139465A1 (en) | 2009-12-10 | 2011-06-16 | Schlumberger Technology Corporation | Packing tube isolation device |
US8408319B2 (en) | 2009-12-21 | 2013-04-02 | Schlumberger Technology Corporation | Control swelling of swellable packer by pre-straining the swellable packer element |
US8584746B2 (en) * | 2010-02-01 | 2013-11-19 | Schlumberger Technology Corporation | Oilfield isolation element and method |
US8424610B2 (en) * | 2010-03-05 | 2013-04-23 | Baker Hughes Incorporated | Flow control arrangement and method |
US8430173B2 (en) * | 2010-04-12 | 2013-04-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | High strength dissolvable structures for use in a subterranean well |
WO2011130350A2 (en) | 2010-04-16 | 2011-10-20 | Smith International, Inc. | Cementing whipstock apparatus and methods |
CA2795798C (en) | 2010-04-23 | 2019-08-27 | Smith International, Inc. | High pressure and high temperature ball seat |
US8813848B2 (en) | 2010-05-19 | 2014-08-26 | W. Lynn Frazier | Isolation tool actuated by gas generation |
US8297367B2 (en) * | 2010-05-21 | 2012-10-30 | Schlumberger Technology Corporation | Mechanism for activating a plurality of downhole devices |
US20110284232A1 (en) | 2010-05-24 | 2011-11-24 | Baker Hughes Incorporated | Disposable Downhole Tool |
WO2012011993A1 (en) | 2010-07-22 | 2012-01-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods for stimulating multi-zone wells |
US8039422B1 (en) | 2010-07-23 | 2011-10-18 | Saudi Arabian Oil Company | Method of mixing a corrosion inhibitor in an acid-in-oil emulsion |
US8668019B2 (en) * | 2010-12-29 | 2014-03-11 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable barrier for downhole use and method thereof |
US20120211239A1 (en) * | 2011-02-18 | 2012-08-23 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for controlling gas lift assemblies |
-
2010
- 2010-11-16 US US12/947,048 patent/US8573295B2/en active Active
-
2011
- 2011-10-27 WO PCT/US2011/058112 patent/WO2012067786A2/en active Application Filing
- 2011-10-27 AU AU2011329424A patent/AU2011329424B2/en active Active
- 2011-10-27 CA CA2816744A patent/CA2816744C/en active Active
- 2011-10-27 NO NO20130496A patent/NO346604B1/no unknown
- 2011-10-27 GB GB1306862.2A patent/GB2499739B/en active Active
- 2011-10-27 BR BR112013011764-8A patent/BR112013011764B1/pt active IP Right Grant
-
2013
- 2013-05-01 DK DKPA201300256A patent/DK180394B1/en not_active IP Right Cessation
-
2016
- 2016-05-12 AU AU2016203091A patent/AU2016203091B2/en active Active
Patent Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20070107908A1 (en) * | 2005-11-16 | 2007-05-17 | Schlumberger Technology Corporation | Oilfield Elements Having Controlled Solubility and Methods of Use |
US20070181224A1 (en) * | 2006-02-09 | 2007-08-09 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable Compositions, Apparatus Comprising Same, and Method of Use |
US20090159289A1 (en) * | 2007-08-13 | 2009-06-25 | Avant Marcus A | Ball seat having segmented arcuate ball support member |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
AU2016203091A1 (en) | 2016-06-02 |
CA2816744A1 (en) | 2012-05-24 |
GB201306862D0 (en) | 2013-05-29 |
DK201300256A (en) | 2013-05-01 |
WO2012067786A3 (en) | 2012-07-26 |
GB2499739B (en) | 2018-08-01 |
BR112013011764B1 (pt) | 2021-02-23 |
DK180394B1 (en) | 2021-03-15 |
AU2016203091B2 (en) | 2016-08-18 |
US20120118583A1 (en) | 2012-05-17 |
WO2012067786A2 (en) | 2012-05-24 |
AU2011329424B2 (en) | 2016-02-25 |
GB2499739A (en) | 2013-08-28 |
CA2816744C (en) | 2015-08-04 |
US8573295B2 (en) | 2013-11-05 |
AU2011329424A1 (en) | 2013-05-02 |
NO20130496A1 (no) | 2013-05-03 |
BR112013011764A2 (pt) | 2016-09-13 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO346604B1 (no) | Propp som omfatter en hoveddel med en ytre overflate konfigurert til å innkoble et sete på en innsettende måte, der minst den ytre overflate av proppen er konfigurert til å oppløses ved eksponering for et målmiljø | |
US9267347B2 (en) | Dissolvable tool | |
US10669797B2 (en) | Tool configured to dissolve in a selected subsurface environment | |
US9022107B2 (en) | Dissolvable tool | |
AU2010328531B2 (en) | Telescopic unit with dissolvable barrier | |
US8327931B2 (en) | Multi-component disappearing tripping ball and method for making the same | |
NO20131664A1 (no) | Selektivt hydraulisk bruddverktøy og tilhørende fremgangsmåte. | |
BR112012022367B1 (pt) | disposição e método de controle de fluxo | |
WO2012162157A2 (en) | Formation treatment system and method | |
CA2926044C (en) | Downhole flow inhibition tool and method of unplugging a seat |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: BAKER HUGHES HOLDINGS LLC, US |