PL237181B1 - Ulegające rozpadowi i dopasowujące się uszczelnienie metaliczne, wyrób zawierający uszczelnienie oraz sposób do tymczasowego uszczelnienia elementu - Google Patents
Ulegające rozpadowi i dopasowujące się uszczelnienie metaliczne, wyrób zawierający uszczelnienie oraz sposób do tymczasowego uszczelnienia elementu Download PDFInfo
- Publication number
- PL237181B1 PL237181B1 PL410368A PL41036813A PL237181B1 PL 237181 B1 PL237181 B1 PL 237181B1 PL 410368 A PL410368 A PL 410368A PL 41036813 A PL41036813 A PL 41036813A PL 237181 B1 PL237181 B1 PL 237181B1
- Authority
- PL
- Poland
- Prior art keywords
- seal
- metal
- metallic
- disintegrating
- matrix
- Prior art date
Links
- 238000007789 sealing Methods 0.000 title claims description 44
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title description 11
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 133
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 112
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 112
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 claims description 108
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 56
- 230000001413 cellular effect Effects 0.000 claims description 50
- 239000002131 composite material Substances 0.000 claims description 49
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 39
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 33
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 30
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 23
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 claims description 19
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 17
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 claims description 16
- 239000012267 brine Substances 0.000 claims description 15
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 15
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 15
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 14
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 14
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 claims description 13
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 claims description 11
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 claims description 11
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 10
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 claims description 10
- 150000004767 nitrides Chemical class 0.000 claims description 10
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 239000011195 cermet Substances 0.000 claims description 9
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 claims description 9
- 239000010949 copper Substances 0.000 claims description 9
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 claims description 9
- 238000003825 pressing Methods 0.000 claims description 9
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 claims description 9
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 claims description 9
- 239000011701 zinc Substances 0.000 claims description 9
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 claims description 8
- 229910000765 intermetallic Inorganic materials 0.000 claims description 8
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 239000005060 rubber Substances 0.000 claims description 7
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 claims description 7
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 239000011707 mineral Substances 0.000 claims description 6
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 claims description 6
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 claims description 6
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 210000004907 gland Anatomy 0.000 claims description 5
- 229920002943 EPDM rubber Polymers 0.000 claims description 4
- 229920000459 Nitrile rubber Polymers 0.000 claims description 4
- 239000005062 Polybutadiene Substances 0.000 claims description 4
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229920005549 butyl rubber Polymers 0.000 claims description 4
- 229920005558 epichlorohydrin rubber Polymers 0.000 claims description 4
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 claims description 4
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 claims description 4
- 229920002857 polybutadiene Polymers 0.000 claims description 4
- 239000010703 silicon Substances 0.000 claims description 4
- 229920002379 silicone rubber Polymers 0.000 claims description 4
- 239000004945 silicone rubber Substances 0.000 claims description 4
- 229920000181 Ethylene propylene rubber Polymers 0.000 claims description 3
- 229920002681 hypalon Polymers 0.000 claims description 3
- WPBNNNQJVZRUHP-UHFFFAOYSA-L manganese(2+);methyl n-[[2-(methoxycarbonylcarbamothioylamino)phenyl]carbamothioyl]carbamate;n-[2-(sulfidocarbothioylamino)ethyl]carbamodithioate Chemical compound [Mn+2].[S-]C(=S)NCCNC([S-])=S.COC(=O)NC(=S)NC1=CC=CC=C1NC(=S)NC(=O)OC WPBNNNQJVZRUHP-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 3
- 150000001247 metal acetylides Chemical class 0.000 claims description 3
- 229920001195 polyisoprene Polymers 0.000 claims description 3
- 229920003048 styrene butadiene rubber Polymers 0.000 claims description 3
- 229920001973 fluoroelastomer Polymers 0.000 claims description 2
- 239000002905 metal composite material Substances 0.000 description 68
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 61
- 239000011162 core material Substances 0.000 description 46
- 238000004873 anchoring Methods 0.000 description 25
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 21
- 239000002086 nanomaterial Substances 0.000 description 21
- 239000012744 reinforcing agent Substances 0.000 description 20
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 18
- 239000011247 coating layer Substances 0.000 description 14
- 230000004044 response Effects 0.000 description 14
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 13
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 11
- 239000011163 secondary particle Substances 0.000 description 11
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 10
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 10
- 238000005245 sintering Methods 0.000 description 10
- 238000000227 grinding Methods 0.000 description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 8
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 8
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 8
- 238000003801 milling Methods 0.000 description 8
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 description 8
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 7
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 7
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 7
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 description 7
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- -1 cobalt nitride Chemical class 0.000 description 6
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 6
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 6
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 5
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000007771 core particle Substances 0.000 description 5
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 5
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 5
- 230000013011 mating Effects 0.000 description 5
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 5
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 5
- 229910052761 rare earth metal Inorganic materials 0.000 description 5
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910052580 B4C Inorganic materials 0.000 description 4
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 4
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 4
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 4
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 4
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 4
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 4
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 4
- 238000007747 plating Methods 0.000 description 4
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- 238000005728 strengthening Methods 0.000 description 4
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910000838 Al alloy Inorganic materials 0.000 description 3
- 229910052582 BN Inorganic materials 0.000 description 3
- PZNSFCLAULLKQX-UHFFFAOYSA-N Boron nitride Chemical compound N#B PZNSFCLAULLKQX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 229910000861 Mg alloy Inorganic materials 0.000 description 3
- MUBZPKHOEPUJKR-UHFFFAOYSA-N Oxalic acid Chemical compound OC(=O)C(O)=O MUBZPKHOEPUJKR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 3
- 125000004429 atom Chemical group 0.000 description 3
- 230000006399 behavior Effects 0.000 description 3
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 3
- 235000011148 calcium chloride Nutrition 0.000 description 3
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 3
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 3
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 3
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 3
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 3
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 description 3
- 238000003754 machining Methods 0.000 description 3
- 229910052748 manganese Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011572 manganese Substances 0.000 description 3
- 238000005551 mechanical alloying Methods 0.000 description 3
- 229910001092 metal group alloy Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000007769 metal material Substances 0.000 description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 3
- 239000006104 solid solution Substances 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 3
- 230000035882 stress Effects 0.000 description 3
- UONOETXJSWQNOL-UHFFFAOYSA-N tungsten carbide Chemical compound [W+]#[C-] UONOETXJSWQNOL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L zinc bromide Chemical compound Br[Zn]Br VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- FERIUCNNQQJTOY-UHFFFAOYSA-N Butyric acid Chemical compound CCCC(O)=O FERIUCNNQQJTOY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- AFVFQIVMOAPDHO-UHFFFAOYSA-N Methanesulfonic acid Chemical compound CS(O)(=O)=O AFVFQIVMOAPDHO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N Palladium Chemical compound [Pd] KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N Phosphoric acid Chemical compound OP(O)(O)=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NRTOMJZYCJJWKI-UHFFFAOYSA-N Titanium nitride Chemical compound [Ti]#N NRTOMJZYCJJWKI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- DTQVDTLACAAQTR-UHFFFAOYSA-N Trifluoroacetic acid Chemical compound OC(=O)C(F)(F)F DTQVDTLACAAQTR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N Zirconium Chemical compound [Zr] QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910026551 ZrC Inorganic materials 0.000 description 2
- OTCHGXYCWNXDOA-UHFFFAOYSA-N [C].[Zr] Chemical compound [C].[Zr] OTCHGXYCWNXDOA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 2
- YZXBAPSDXZZRGB-DOFZRALJSA-N arachidonic acid Chemical compound CCCCC\C=C/C\C=C/C\C=C/C\C=C/CCCC(O)=O YZXBAPSDXZZRGB-DOFZRALJSA-N 0.000 description 2
- 238000000498 ball milling Methods 0.000 description 2
- WPYMKLBDIGXBTP-UHFFFAOYSA-N benzoic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=CC=C1 WPYMKLBDIGXBTP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VDZMENNHPJNJPP-UHFFFAOYSA-N boranylidyneniobium Chemical compound [Nb]#B VDZMENNHPJNJPP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- INAHAJYZKVIDIZ-UHFFFAOYSA-N boron carbide Chemical compound B12B3B4C32B41 INAHAJYZKVIDIZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 2
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 2
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 2
- PMHQVHHXPFUNSP-UHFFFAOYSA-M copper(1+);methylsulfanylmethane;bromide Chemical compound Br[Cu].CSC PMHQVHHXPFUNSP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000000280 densification Methods 0.000 description 2
- JXTHNDFMNIQAHM-UHFFFAOYSA-N dichloroacetic acid Chemical compound OC(=O)C(Cl)Cl JXTHNDFMNIQAHM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-N dimethylselenoniopropionate Natural products CCC(O)=O XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UKMSUNONTOPOIO-UHFFFAOYSA-N docosanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCC(O)=O UKMSUNONTOPOIO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- POULHZVOKOAJMA-UHFFFAOYSA-N dodecanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCC(O)=O POULHZVOKOAJMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000013536 elastomeric material Substances 0.000 description 2
- 239000003623 enhancer Substances 0.000 description 2
- 230000001747 exhibiting effect Effects 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 description 2
- 229910052735 hafnium Inorganic materials 0.000 description 2
- WHJFNYXPKGDKBB-UHFFFAOYSA-N hafnium;methane Chemical compound C.[Hf] WHJFNYXPKGDKBB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IPCSVZSSVZVIGE-UHFFFAOYSA-N hexadecanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCC(O)=O IPCSVZSSVZVIGE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 235000011147 magnesium chloride Nutrition 0.000 description 2
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 description 2
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N magnesium oxide Inorganic materials [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[Mg+2] AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002923 metal particle Substances 0.000 description 2
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UNASZPQZIFZUSI-UHFFFAOYSA-N methylidyneniobium Chemical compound [Nb]#C UNASZPQZIFZUSI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NFFIWVVINABMKP-UHFFFAOYSA-N methylidynetantalum Chemical compound [Ta]#C NFFIWVVINABMKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000001000 micrograph Methods 0.000 description 2
- UTOPWMOLSKOLTQ-UHFFFAOYSA-N octacosanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCC(O)=O UTOPWMOLSKOLTQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VLTRZXGMWDSKGL-UHFFFAOYSA-N perchloric acid Chemical compound OCl(=O)(=O)=O VLTRZXGMWDSKGL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XNGIFLGASWRNHJ-UHFFFAOYSA-N phthalic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=CC=C1C(O)=O XNGIFLGASWRNHJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 2
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 2
- 229920001084 poly(chloroprene) Polymers 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 238000004881 precipitation hardening Methods 0.000 description 2
- 230000009257 reactivity Effects 0.000 description 2
- 239000000565 sealant Substances 0.000 description 2
- HBMJWWWQQXIZIP-UHFFFAOYSA-N silicon carbide Chemical compound [Si+]#[C-] HBMJWWWQQXIZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910010271 silicon carbide Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 2
- JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M sodium bromide Chemical compound [Na+].[Br-] JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- 229910003468 tantalcarbide Inorganic materials 0.000 description 2
- MZLGASXMSKOWSE-UHFFFAOYSA-N tantalum nitride Chemical compound [Ta]#N MZLGASXMSKOWSE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- MTPVUVINMAGMJL-UHFFFAOYSA-N trimethyl(1,1,2,2,2-pentafluoroethyl)silane Chemical compound C[Si](C)(C)C(F)(F)C(F)(F)F MTPVUVINMAGMJL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 2
- 230000004580 weight loss Effects 0.000 description 2
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 0.000 description 2
- ZVWKZXLXHLZXLS-UHFFFAOYSA-N zirconium nitride Chemical compound [Zr]#N ZVWKZXLXHLZXLS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OYHQOLUKZRVURQ-NTGFUMLPSA-N (9Z,12Z)-9,10,12,13-tetratritiooctadeca-9,12-dienoic acid Chemical compound C(CCCCCCC\C(=C(/C\C(=C(/CCCCC)\[3H])\[3H])\[3H])\[3H])(=O)O OYHQOLUKZRVURQ-NTGFUMLPSA-N 0.000 description 1
- WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N (E)-8-Octadecenoic acid Natural products CCCCCCCCCC=CCCCCCCC(O)=O WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ULQISTXYYBZJSJ-UHFFFAOYSA-N 12-hydroxyoctadecanoic acid Chemical compound CCCCCCC(O)CCCCCCCCCCC(O)=O ULQISTXYYBZJSJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OFEAOSSMQHGXMM-UHFFFAOYSA-N 12007-10-2 Chemical compound [W].[W]=[B] OFEAOSSMQHGXMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KIHBGTRZFAVZRV-UHFFFAOYSA-N 2-Hydroxyoctadecanoic acid Natural products CCCCCCCCCCCCCCCCC(O)C(O)=O KIHBGTRZFAVZRV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LBLYYCQCTBFVLH-UHFFFAOYSA-N 2-Methylbenzenesulfonic acid Chemical compound CC1=CC=CC=C1S(O)(=O)=O LBLYYCQCTBFVLH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FRWYFWZENXDZMU-UHFFFAOYSA-N 2-iodoquinoline Chemical compound C1=CC=CC2=NC(I)=CC=C21 FRWYFWZENXDZMU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 20:1omega9c fatty acid Natural products CCCCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BMYNFMYTOJXKLE-UHFFFAOYSA-N 3-azaniumyl-2-hydroxypropanoate Chemical compound NCC(O)C(O)=O BMYNFMYTOJXKLE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical compound COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 9-Heptadecensaeure Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QYEXBYZXHDUPRC-UHFFFAOYSA-N B#[Ti]#B Chemical compound B#[Ti]#B QYEXBYZXHDUPRC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000021357 Behenic acid Nutrition 0.000 description 1
- 239000005711 Benzoic acid Substances 0.000 description 1
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M Bisulfite Chemical compound OS([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000049 Carbon (fiber) Polymers 0.000 description 1
- 229910052684 Cerium Inorganic materials 0.000 description 1
- BRLQWZUYTZBJKN-UHFFFAOYSA-N Epichlorohydrin Chemical compound ClCC1CO1 BRLQWZUYTZBJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YCKRFDGAMUMZLT-UHFFFAOYSA-N Fluorine atom Chemical compound [F] YCKRFDGAMUMZLT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005639 Lauric acid Substances 0.000 description 1
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 101100400378 Mus musculus Marveld2 gene Proteins 0.000 description 1
- 229910052779 Neodymium Inorganic materials 0.000 description 1
- GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N Nitric acid Chemical compound O[N+]([O-])=O GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005642 Oleic acid Substances 0.000 description 1
- ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N Oleic acid Natural products CCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000021314 Palmitic acid Nutrition 0.000 description 1
- 229920006169 Perfluoroelastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000004642 Polyimide Substances 0.000 description 1
- 229910052777 Praseodymium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052581 Si3N4 Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004280 Sodium formate Substances 0.000 description 1
- 235000021355 Stearic acid Nutrition 0.000 description 1
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000002679 ablation Methods 0.000 description 1
- 229960000583 acetic acid Drugs 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 229920000800 acrylic rubber Polymers 0.000 description 1
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- 125000002877 alkyl aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 125000002947 alkylene group Chemical group 0.000 description 1
- 238000005275 alloying Methods 0.000 description 1
- DTOSIQBPPRVQHS-PDBXOOCHSA-N alpha-linolenic acid Chemical compound CC\C=C/C\C=C/C\C=C/CCCCCCCC(O)=O DTOSIQBPPRVQHS-PDBXOOCHSA-N 0.000 description 1
- 235000020661 alpha-linolenic acid Nutrition 0.000 description 1
- 229910000147 aluminium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 229940114079 arachidonic acid Drugs 0.000 description 1
- 235000021342 arachidonic acid Nutrition 0.000 description 1
- 125000003710 aryl alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- CFJRGWXELQQLSA-UHFFFAOYSA-N azanylidyneniobium Chemical compound [Nb]#N CFJRGWXELQQLSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052788 barium Inorganic materials 0.000 description 1
- DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N barium atom Chemical compound [Ba] DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910002113 barium titanate Inorganic materials 0.000 description 1
- JRPBQTZRNDNNOP-UHFFFAOYSA-N barium titanate Chemical compound [Ba+2].[Ba+2].[O-][Ti]([O-])([O-])[O-] JRPBQTZRNDNNOP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010296 bead milling Methods 0.000 description 1
- 229940116226 behenic acid Drugs 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- SRSXLGNVWSONIS-UHFFFAOYSA-N benzenesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)C1=CC=CC=C1 SRSXLGNVWSONIS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940092714 benzenesulfonic acid Drugs 0.000 description 1
- 235000010233 benzoic acid Nutrition 0.000 description 1
- LTPBRCUWZOMYOC-UHFFFAOYSA-N beryllium oxide Inorganic materials O=[Be] LTPBRCUWZOMYOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002902 bimodal effect Effects 0.000 description 1
- WVMYSOZCZHQCSG-UHFFFAOYSA-N bis(sulfanylidene)zirconium Chemical compound S=[Zr]=S WVMYSOZCZHQCSG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000416 bismuth oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- LGLOITKZTDVGOE-UHFFFAOYSA-N boranylidynemolybdenum Chemical compound [Mo]#B LGLOITKZTDVGOE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XTDAIYZKROTZLD-UHFFFAOYSA-N boranylidynetantalum Chemical compound [Ta]#B XTDAIYZKROTZLD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N boric acid Chemical compound OB(O)O KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004327 boric acid Substances 0.000 description 1
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001649 bromium compounds Chemical class 0.000 description 1
- ATZQZZAXOPPAAQ-UHFFFAOYSA-M caesium formate Chemical compound [Cs+].[O-]C=O ATZQZZAXOPPAAQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910001622 calcium bromide Inorganic materials 0.000 description 1
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L calcium dibromide Chemical compound [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000006229 carbon black Substances 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000004917 carbon fiber Substances 0.000 description 1
- 239000002041 carbon nanotube Substances 0.000 description 1
- 229910021393 carbon nanotube Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001732 carboxylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000005266 casting Methods 0.000 description 1
- 229910010293 ceramic material Inorganic materials 0.000 description 1
- MMXSKTNPRXHINM-UHFFFAOYSA-N cerium(3+);trisulfide Chemical compound [S-2].[S-2].[S-2].[Ce+3].[Ce+3] MMXSKTNPRXHINM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- FOCAUTSVDIKZOP-UHFFFAOYSA-N chloroacetic acid Chemical compound OC(=O)CCl FOCAUTSVDIKZOP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940106681 chloroacetic acid Drugs 0.000 description 1
- 238000005352 clarification Methods 0.000 description 1
- 238000009694 cold isostatic pressing Methods 0.000 description 1
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 description 1
- 229910052878 cordierite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 1
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- TYIXMATWDRGMPF-UHFFFAOYSA-N dibismuth;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Bi+3].[Bi+3] TYIXMATWDRGMPF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229960005215 dichloroacetic acid Drugs 0.000 description 1
- JSKIRARMQDRGJZ-UHFFFAOYSA-N dimagnesium dioxido-bis[(1-oxido-3-oxo-2,4,6,8,9-pentaoxa-1,3-disila-5,7-dialuminabicyclo[3.3.1]nonan-7-yl)oxy]silane Chemical compound [Mg++].[Mg++].[O-][Si]([O-])(O[Al]1O[Al]2O[Si](=O)O[Si]([O-])(O1)O2)O[Al]1O[Al]2O[Si](=O)O[Si]([O-])(O1)O2 JSKIRARMQDRGJZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KZHJGOXRZJKJNY-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O.O=[Al]O[Al]=O.O=[Al]O[Al]=O KZHJGOXRZJKJNY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000005868 electrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 238000000635 electron micrograph Methods 0.000 description 1
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 239000011737 fluorine Substances 0.000 description 1
- 229910052731 fluorine Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 238000005242 forging Methods 0.000 description 1
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 description 1
- 229940013688 formic acid Drugs 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 239000003365 glass fiber Substances 0.000 description 1
- VBJZVLUMGGDVMO-UHFFFAOYSA-N hafnium atom Chemical compound [Hf] VBJZVLUMGGDVMO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000004820 halides Chemical class 0.000 description 1
- 229910001385 heavy metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000005842 heteroatom Chemical group 0.000 description 1
- 238000001513 hot isostatic pressing Methods 0.000 description 1
- 229920006168 hydrated nitrile rubber Polymers 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 229910052738 indium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N isooleic acid Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCCC(O)=O QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005304 joining Methods 0.000 description 1
- 229910052746 lanthanum Inorganic materials 0.000 description 1
- 229960004488 linolenic acid Drugs 0.000 description 1
- KQQKGWQCNNTQJW-UHFFFAOYSA-N linolenic acid Natural products CC=CCCC=CCC=CCCCCCCCC(O)=O KQQKGWQCNNTQJW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QENHCSSJTJWZAL-UHFFFAOYSA-N magnesium sulfide Chemical compound [Mg+2].[S-2] QENHCSSJTJWZAL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000013528 metallic particle Substances 0.000 description 1
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940098779 methanesulfonic acid Drugs 0.000 description 1
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 description 1
- 229910052863 mullite Inorganic materials 0.000 description 1
- WQEPLUUGTLDZJY-UHFFFAOYSA-N n-Pentadecanoic acid Natural products CCCCCCCCCCCCCCC(O)=O WQEPLUUGTLDZJY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 description 1
- 229910052758 niobium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010955 niobium Substances 0.000 description 1
- GUCVJGMIXFAOAE-UHFFFAOYSA-N niobium atom Chemical compound [Nb] GUCVJGMIXFAOAE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910017604 nitric acid Inorganic materials 0.000 description 1
- QIQXTHQIDYTFRH-UHFFFAOYSA-N octadecanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCC(O)=O QIQXTHQIDYTFRH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OQCDKBAXFALNLD-UHFFFAOYSA-N octadecanoic acid Natural products CCCCCCCC(C)CCCCCCCCC(O)=O OQCDKBAXFALNLD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N oleic acid Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 1
- 235000006408 oxalic acid Nutrition 0.000 description 1
- TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Al]O[Al]=O TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- OOAWCECZEHPMBX-UHFFFAOYSA-N oxygen(2-);uranium(4+) Chemical compound [O-2].[O-2].[U+4] OOAWCECZEHPMBX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RVTZCBVAJQQJTK-UHFFFAOYSA-N oxygen(2-);zirconium(4+) Chemical compound [O-2].[O-2].[Zr+4] RVTZCBVAJQQJTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052763 palladium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229940098695 palmitic acid Drugs 0.000 description 1
- 238000013439 planning Methods 0.000 description 1
- 229920000515 polycarbonate Polymers 0.000 description 1
- 239000004417 polycarbonate Substances 0.000 description 1
- 125000003367 polycyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 229920001721 polyimide Polymers 0.000 description 1
- 239000005077 polysulfide Substances 0.000 description 1
- 229920001021 polysulfide Polymers 0.000 description 1
- 150000008117 polysulfides Polymers 0.000 description 1
- 229920002635 polyurethane Polymers 0.000 description 1
- 239000004814 polyurethane Substances 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 235000019260 propionic acid Nutrition 0.000 description 1
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 1
- IUVKMZGDUIUOCP-BTNSXGMBSA-N quinbolone Chemical compound O([C@H]1CC[C@H]2[C@H]3[C@@H]([C@]4(C=CC(=O)C=C4CC3)C)CC[C@@]21C)C1=CCCC1 IUVKMZGDUIUOCP-BTNSXGMBSA-N 0.000 description 1
- WBHHMMIMDMUBKC-XLNAKTSKSA-N ricinelaidic acid Chemical compound CCCCCC[C@@H](O)C\C=C\CCCCCCCC(O)=O WBHHMMIMDMUBKC-XLNAKTSKSA-N 0.000 description 1
- 229960003656 ricinoleic acid Drugs 0.000 description 1
- FEUQNCSVHBHROZ-UHFFFAOYSA-N ricinoleic acid Natural products CCCCCCC(O[Si](C)(C)C)CC=CCCCCCCCC(=O)OC FEUQNCSVHBHROZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052706 scandium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 229910021332 silicide Inorganic materials 0.000 description 1
- HQVNEWCFYHHQES-UHFFFAOYSA-N silicon nitride Chemical compound N12[Si]34N5[Si]62N3[Si]51N64 HQVNEWCFYHHQES-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005549 size reduction Methods 0.000 description 1
- HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M sodium formate Chemical compound [Na+].[O-]C=O HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 235000019254 sodium formate Nutrition 0.000 description 1
- 229910052566 spinel group Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000008117 stearic acid Substances 0.000 description 1
- 238000005482 strain hardening Methods 0.000 description 1
- 229910052712 strontium Inorganic materials 0.000 description 1
- CIOAGBVUUVVLOB-UHFFFAOYSA-N strontium atom Chemical compound [Sr] CIOAGBVUUVVLOB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- RCYJPSGNXVLIBO-UHFFFAOYSA-N sulfanylidenetitanium Chemical compound [S].[Ti] RCYJPSGNXVLIBO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000004763 sulfides Chemical class 0.000 description 1
- 125000000542 sulfonic acid group Chemical group 0.000 description 1
- 150000003460 sulfonic acids Chemical class 0.000 description 1
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 1
- 229910052715 tantalum Inorganic materials 0.000 description 1
- GUVRBAGPIYLISA-UHFFFAOYSA-N tantalum atom Chemical compound [Ta] GUVRBAGPIYLISA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- ZCUFMDLYAMJYST-UHFFFAOYSA-N thorium dioxide Chemical compound O=[Th]=O ZCUFMDLYAMJYST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010936 titanium Substances 0.000 description 1
- YNJBWRMUSHSURL-UHFFFAOYSA-N trichloroacetic acid Chemical compound OC(=O)C(Cl)(Cl)Cl YNJBWRMUSHSURL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229960004319 trichloroacetic acid Drugs 0.000 description 1
- FCTBKIHDJGHPPO-UHFFFAOYSA-N uranium dioxide Inorganic materials O=[U]=O FCTBKIHDJGHPPO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052720 vanadium Inorganic materials 0.000 description 1
- GPPXJZIENCGNKB-UHFFFAOYSA-N vanadium Chemical compound [V]#[V] GPPXJZIENCGNKB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 description 1
- 229910052727 yttrium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011592 zinc chloride Substances 0.000 description 1
- 235000005074 zinc chloride Nutrition 0.000 description 1
- JIAARYAFYJHUJI-UHFFFAOYSA-L zinc dichloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Zn+2] JIAARYAFYJHUJI-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910001928 zirconium oxide Inorganic materials 0.000 description 1
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B22—CASTING; POWDER METALLURGY
- B22F—WORKING METALLIC POWDER; MANUFACTURE OF ARTICLES FROM METALLIC POWDER; MAKING METALLIC POWDER; APPARATUS OR DEVICES SPECIALLY ADAPTED FOR METALLIC POWDER
- B22F5/00—Manufacture of workpieces or articles from metallic powder characterised by the special shape of the product
- B22F5/10—Manufacture of workpieces or articles from metallic powder characterised by the special shape of the product of articles with cavities or holes, not otherwise provided for in the preceding subgroups
- B22F5/106—Tube or ring forms
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
- E21B33/1208—Packers; Plugs characterised by the construction of the sealing or packing 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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
- E21B33/1204—Packers; Plugs permanent; drillable
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B22—CASTING; POWDER METALLURGY
- B22F—WORKING METALLIC POWDER; MANUFACTURE OF ARTICLES FROM METALLIC POWDER; MAKING METALLIC POWDER; APPARATUS OR DEVICES SPECIALLY ADAPTED FOR METALLIC POWDER
- B22F3/00—Manufacture of workpieces or articles from metallic powder characterised by the manner of compacting or sintering; Apparatus specially adapted therefor ; Presses and furnaces
- B22F3/02—Compacting only
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B22—CASTING; POWDER METALLURGY
- B22F—WORKING METALLIC POWDER; MANUFACTURE OF ARTICLES FROM METALLIC POWDER; MAKING METALLIC POWDER; APPARATUS OR DEVICES SPECIALLY ADAPTED FOR METALLIC POWDER
- B22F3/00—Manufacture of workpieces or articles from metallic powder characterised by the manner of compacting or sintering; Apparatus specially adapted therefor ; Presses and furnaces
- B22F3/12—Both compacting and sintering
- B22F3/16—Both compacting and sintering in successive or repeated steps
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B22—CASTING; POWDER METALLURGY
- B22F—WORKING METALLIC POWDER; MANUFACTURE OF ARTICLES FROM METALLIC POWDER; MAKING METALLIC POWDER; APPARATUS OR DEVICES SPECIALLY ADAPTED FOR METALLIC POWDER
- B22F5/00—Manufacture of workpieces or articles from metallic powder characterised by the special shape of the product
- B22F5/006—Manufacture of workpieces or articles from metallic powder characterised by the special shape of the product of flat products, e.g. sheets
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B22—CASTING; POWDER METALLURGY
- B22F—WORKING METALLIC POWDER; MANUFACTURE OF ARTICLES FROM METALLIC POWDER; MAKING METALLIC POWDER; APPARATUS OR DEVICES SPECIALLY ADAPTED FOR METALLIC POWDER
- B22F7/00—Manufacture of composite layers, workpieces, or articles, comprising metallic powder, by sintering the powder, with or without compacting wherein at least one part is obtained by sintering or compression
- B22F7/008—Manufacture of composite layers, workpieces, or articles, comprising metallic powder, by sintering the powder, with or without compacting wherein at least one part is obtained by sintering or compression characterised by the composition
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B22—CASTING; POWDER METALLURGY
- B22F—WORKING METALLIC POWDER; MANUFACTURE OF ARTICLES FROM METALLIC POWDER; MAKING METALLIC POWDER; APPARATUS OR DEVICES SPECIALLY ADAPTED FOR METALLIC POWDER
- B22F7/00—Manufacture of composite layers, workpieces, or articles, comprising metallic powder, by sintering the powder, with or without compacting wherein at least one part is obtained by sintering or compression
- B22F7/06—Manufacture of composite layers, workpieces, or articles, comprising metallic powder, by sintering the powder, with or without compacting wherein at least one part is obtained by sintering or compression of composite workpieces or articles from parts, e.g. to form tipped tools
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
- C22C—ALLOYS
- C22C1/00—Making non-ferrous alloys
- C22C1/04—Making non-ferrous alloys by powder metallurgy
- C22C1/0408—Light metal alloys
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
- C22C—ALLOYS
- C22C1/00—Making non-ferrous alloys
- C22C1/10—Alloys containing non-metals
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
- C22C—ALLOYS
- C22C32/00—Non-ferrous alloys containing at least 5% by weight but less than 50% by weight of oxides, carbides, borides, nitrides, silicides or other metal compounds, e.g. oxynitrides, sulfides, whether added as such or formed in situ
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
- C22C—ALLOYS
- C22C32/00—Non-ferrous alloys containing at least 5% by weight but less than 50% by weight of oxides, carbides, borides, nitrides, silicides or other metal compounds, e.g. oxynitrides, sulfides, whether added as such or formed in situ
- C22C32/001—Non-ferrous alloys containing at least 5% by weight but less than 50% by weight of oxides, carbides, borides, nitrides, silicides or other metal compounds, e.g. oxynitrides, sulfides, whether added as such or formed in situ with only oxides
- C22C32/0015—Non-ferrous alloys containing at least 5% by weight but less than 50% by weight of oxides, carbides, borides, nitrides, silicides or other metal compounds, e.g. oxynitrides, sulfides, whether added as such or formed in situ with only oxides with only single oxides as main non-metallic constituents
- C22C32/0036—Matrix based on Al, Mg, Be or alloys thereof
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
- C22C—ALLOYS
- C22C32/00—Non-ferrous alloys containing at least 5% by weight but less than 50% by weight of oxides, carbides, borides, nitrides, silicides or other metal compounds, e.g. oxynitrides, sulfides, whether added as such or formed in situ
- C22C32/0047—Non-ferrous alloys containing at least 5% by weight but less than 50% by weight of oxides, carbides, borides, nitrides, silicides or other metal compounds, e.g. oxynitrides, sulfides, whether added as such or formed in situ with carbides, nitrides, borides or silicides as the main non-metallic constituents
-
- 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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
- E21B33/1208—Packers; Plugs characterised by the construction of the sealing or packing means
- E21B33/1212—Packers; Plugs characterised by the construction of the sealing or packing means including a metal-to-metal seal element
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
- E21B33/128—Packers; Plugs with a member expanded radially by axial pressure
-
- 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
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/134—Bridging plugs
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16J—PISTONS; CYLINDERS; SEALINGS
- F16J15/00—Sealings
- F16J15/02—Sealings between relatively-stationary surfaces
- F16J15/06—Sealings between relatively-stationary surfaces with solid packing compressed between sealing surfaces
- F16J15/08—Sealings between relatively-stationary surfaces with solid packing compressed between sealing surfaces with exclusively metal packing
- F16J15/0806—Sealings between relatively-stationary surfaces with solid packing compressed between sealing surfaces with exclusively metal packing characterised by material or surface treatment
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16J—PISTONS; CYLINDERS; SEALINGS
- F16J15/00—Sealings
- F16J15/16—Sealings between relatively-moving surfaces
- F16J15/26—Sealings between relatively-moving surfaces with stuffing-boxes for rigid sealing rings
- F16J15/28—Sealings between relatively-moving surfaces with stuffing-boxes for rigid sealing rings with sealing rings made of metal
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B22—CASTING; POWDER METALLURGY
- B22F—WORKING METALLIC POWDER; MANUFACTURE OF ARTICLES FROM METALLIC POWDER; MAKING METALLIC POWDER; APPARATUS OR DEVICES SPECIALLY ADAPTED FOR METALLIC POWDER
- B22F1/00—Metallic powder; Treatment of metallic powder, e.g. to facilitate working or to improve properties
- B22F1/05—Metallic powder characterised by the size or surface area of the particles
- B22F1/054—Nanosized particles
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B22—CASTING; POWDER METALLURGY
- B22F—WORKING METALLIC POWDER; MANUFACTURE OF ARTICLES FROM METALLIC POWDER; MAKING METALLIC POWDER; APPARATUS OR DEVICES SPECIALLY ADAPTED FOR METALLIC POWDER
- B22F1/00—Metallic powder; Treatment of metallic powder, e.g. to facilitate working or to improve properties
- B22F1/07—Metallic powder characterised by particles having a nanoscale microstructure
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B22—CASTING; POWDER METALLURGY
- B22F—WORKING METALLIC POWDER; MANUFACTURE OF ARTICLES FROM METALLIC POWDER; MAKING METALLIC POWDER; APPARATUS OR DEVICES SPECIALLY ADAPTED FOR METALLIC POWDER
- B22F1/00—Metallic powder; Treatment of metallic powder, e.g. to facilitate working or to improve properties
- B22F1/10—Metallic powder containing lubricating or binding agents; Metallic powder containing organic material
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B22—CASTING; POWDER METALLURGY
- B22F—WORKING METALLIC POWDER; MANUFACTURE OF ARTICLES FROM METALLIC POWDER; MAKING METALLIC POWDER; APPARATUS OR DEVICES SPECIALLY ADAPTED FOR METALLIC POWDER
- B22F2998/00—Supplementary information concerning processes or compositions relating to powder metallurgy
- B22F2998/10—Processes characterised by the sequence of their steps
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B22—CASTING; POWDER METALLURGY
- B22F—WORKING METALLIC POWDER; MANUFACTURE OF ARTICLES FROM METALLIC POWDER; MAKING METALLIC POWDER; APPARATUS OR DEVICES SPECIALLY ADAPTED FOR METALLIC POWDER
- B22F5/00—Manufacture of workpieces or articles from metallic powder characterised by the special shape of the product
- B22F5/10—Manufacture of workpieces or articles from metallic powder characterised by the special shape of the product of articles with cavities or holes, not otherwise provided for in the preceding subgroups
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
- C22C—ALLOYS
- C22C1/00—Making non-ferrous alloys
- C22C1/04—Making non-ferrous alloys by powder metallurgy
- C22C1/0408—Light metal alloys
- C22C1/0416—Aluminium-based alloys
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
- C22C—ALLOYS
- C22C1/00—Making non-ferrous alloys
- C22C1/04—Making non-ferrous alloys by powder metallurgy
- C22C1/0483—Alloys based on the low melting point metals Zn, Pb, Sn, Cd, In or Ga
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
- C22C—ALLOYS
- C22C33/00—Making ferrous alloys
- C22C33/02—Making ferrous alloys by powder metallurgy
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Manufacturing & Machinery (AREA)
- Metallurgy (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Composite Materials (AREA)
- Powder Metallurgy (AREA)
- Lubricants (AREA)
Description
Opis wynalazku
Przedmiotem wynalazku jest ulegające rozpadowi i dopasowujące się uszczelnienie metaliczne, wyrób zawierający uszczelnienie oraz sposób do tymczasowego uszczelnienia elementu.
Konstrukcje otworów wiertniczych, w tym odwiertów ropy i gazu ziemnego, otworów wiertniczych do magazynowania CO2 itd. wykorzystują często składniki lub narzędzia do otworów wiertniczych, od których, ze względu na ich funkcję, wymagana jest jedynie ograniczona żywotność, znacząco krótsza niż okres użytkowania odwiertu. Po spełnieniu przez składnik lub narzędzie swojej funkcji, muszą być one usunięte lub zutylizowane w celu przywrócenia oryginalnego rozmiaru drogi płynu podczas użytkowania otworu, w tym produkcji węglowodorów, wychwytywania lub magazynowania CO2 itd. Utylizacja składników lub narzędzi może zostać przeprowadzona przez zmielenie lub wywiercenie składnika lub narzędzia z otworu wiertniczego, co stanowi na ogół czasochłonną i kosztowną operację. Branża ta jest zawsze otwarta na nowe systemy, materiały i sposoby eliminujące usuwanie składnika lub narzędzia z otworu wiertniczego, pozwalające uniknąć stosowania tego typu operacji mielenia i wiercenia.
Ze stanu techniki znana jest publikacja US 2011/0214881 ujawniająca układ do kontroli przepływu zawierający wiele korków. W rozwiązaniu tym korki zawierają materiał, który ma zasadniczo ciągłą komórkową nanomatrycę zawierającą materiał nanomatrycy, wiele rozproszonych cząstek, rozproszonych w komórkowej nanomatrycy i warstwę wiążącą w stanie stałym rozciągającą się w całej nanomatrycy komórkowej pomiędzy rozproszonymi cząstkami.
Inny dokument ze stanu techniki US 2006/186602 ujawnia pierścieniowe elementy uszczelniające. Posiadają one wewnętrzne i zewnętrzne powierzchnie z odkształcanego metalu połączone na końcach, wyznaczające wewnętrzną objętość, która jest całkowicie wypełniona materiałem z odkształcalnego tworzywa sztucznego.
Ulegające rozpadowi i dopasowujące się uszczelnienie metaliczne zawierające kompozyt metaliczny, w którego skład wchodzi: nanomatryca komórkowa zawierająca metaliczny materiał nanomatrycy; oraz osnowa metaliczna umieszczona w nanomatrycy komórkowej; pierwszą powierzchnię uszczelniającą; oraz drugą powierzchnię uszczelniającą umieszczoną naprzeciw pierwszej powierzchni uszczelniającej.
Ulegające rozpadowi i dopasowujące się uszczelnienie metaliczne według wynalazku charakteryzuje się tym, że kompozyt metaliczny ponadto zawiera środek kontrolujący rozpad rozmieszczony w osnowie metalicznej, osnowę metaliczną zawierającą wiele rozproszonych cząstek, oraz środek kontrolujący rozpad, który zawiera kobalt, miedź, żelazo, nikiel, wolfram lub kombinację zawierającą co najmniej jeden z powyższych, przy czym ilość osnowy metalicznej wynosi 50% wag. do 95% wag., ilość środka kontrolującego rozpad wynosi 0,25% wag. do 15% wag., oraz ilość materiału nanomatrycy metalicznej wynosi 10% wag. do 50% wag., każdorazowo w przeliczeniu na masę uszczelnienia, oraz uszczelnienie tworzy uszczelnienie metal-metal po przyłożeniu siły ściskającej.
Dla ulegającemu rozpadowi i dopasowującemu się uszczelnieniu metalicznemu, korzystne jest gdy pierwsza powierzchnia uszczelniająca jest umieszczona wewnątrz uszczelnienia, a druga powierzchnia uszczelniająca jest umieszczona radialnie względem pierwszej powierzchni uszczelniającej na zewnątrz uszczelnienia. Również korzystne jest gdy osnowa metaliczna zawiera glin, żelazo, magnez, mangan, cynk lub kombinację zawierającą co najmniej jeden z powyższych. Ponadto korzystne jest gdy metaliczny materiał nanomatrycy zawiera glin, kobalt, miedź, żelazo, magnez, nikiel, krzem, wolfram, cynk, ich tlenki, ich azotki, ich węgliki, ich związki międzymetaliczne, ich cermet lub kombinację zawierającą co najmniej jeden z powyższych.
Dla ulegającemu rozpadowi i dopasowującemu się uszczelnieniu metalicznemu, korzystne jest gdy zawiera ponadto cząstkę dodatku zawierającą metal, węgiel, tlenek metalu, azotek metalu, węglik metalu, związek międzymetaliczny, cermet lub kombinację zawierającą co najmniej jeden z powyższych. Korzystnie gdy ilość cząstek dodatku wynosi około 0,5% wag. do około 25% wag., w przeliczeniu na masę uszczelnienia.
W kolejnym korzystnym rozwiązaniu ulegające rozpadowi i dopasowujące się uszczelnienie metaliczne zawiera ponadto dławik w zewnętrznej powierzchni uszczelniającej. Korzystnie, gdy zawiera ponadto elastomer umieszczony w dławiku. Również korzystne, gdy elastomer zawiera kauczuk butadienowy, kauczuk butylowy, chlorosulfonowany polietylen, kauczuk epichlorohydrynowy, kauczuk etylenowo-propylenowo-dienowy, kauczuk etylenowo-propylenowy, elastomer fluorowy, kauczuk nitrylowy, elastomer perfluorowy, kauczuk poliakrylowy, polichloropren, poliizopren, kauczuk polisiarczko
PL 237 181 B1 wy, sanifluor, kauczuk silikonowy, kauczuk styrenowo-butadienowy lub kombinację zawierającą co najmniej jeden z powyższych.
W innym korzystnym rozwiązaniu uszczelnienie jest uszczelnieniem tymczasowym. Również korzystne jest, gdy uszczelnienie wykazuje procentowe wydłużenie wynoszące od około 10% do około 75%. Ponadto korzystne jest gdy uszczelnienie wykazuje granicę plastyczności od około 15 ksi do około 50 ksi (103 MPa - 345 MPa) oraz korzystne jest gdy uszczelnienie wykazuje wytrzymałość na ściskanie od około 30 ksi do około 80 ksi (207 MPa - 552 MPa), a także korzystne jest gdy uszczelnienie charakteryzuje się odpornością temperaturową do 1000°F (540°C).
Według wynalazku korzystne jest gdy uszczelnienie może ulec rozpadowi w kontakcie z płynem. Również korzystne jest gdy płyn obejmuje solankę, kwas mineralny, kwas organiczny lub kombinację zawierającą co najmniej jeden z powyższych. Ponadto korzystne jest gdy uszczelnienie wykazuje szybkość rozpadu od około 1 mg/cm2/h do około 10 000 mg/cm2/h.
Przedmiotem wynalazku jest również wyrób zawierający uszczelnienie charakteryzujące się tym, że wyrób stanowi korek do szczelinowania, korek mostkujący (szczelinowania), uszczelkę lub zawór klapowy.
Kolejnym przedmiotem wynalazku jest sposób do tymczasowego uszczelnienia elementu, który to sposób obejmuje doprowadzenie ciśnienia dla odkształcenia uszczelnienia. Sposób do tymczasowego uszczelnienia elementu według wynalazku charakteryzuje się tym, że stosuje się dopasowanie uszczelnienia do przestrzeni z utworzeniem tymczasowego uszczelnienia; oraz doprowadzenie do kontaktu tymczasowego uszczelnienia z płynem w celu dezintegracji tymczasowego uszczelnienia.
W korzystnym rozwiązaniu tymczasowe uszczelnienie stanowi uszczelnienie metal-metal. Korzystnie, gdy pierwsza powierzchnia uszczelniająca stanowi wewnętrzną powierzchnię uszczelniającą, a druga powierzchnia uszczelniająca stanowi zewnętrzną powierzchnię uszczelniającą umieszczoną radialnie od wewnętrznej powierzchni uszczelniającej.
Poniższy opis nie powinien być traktowany jako ograniczający w jakikolwiek sposób zakres wynalazku. Odnosząc się do towarzyszących rysunków, podobne elementy zostały podobnie ponumerowane:
Fig. 1 przedstawia przekrój poprzeczny ulegającego rozpadowi rurowego układu kotwiczącego;
Fig. 2 przedstawia przekrój poprzeczny ulegającego rozpadowi kompozytu metalicznego;
Fig. 3 przedstawia mikrofotografię przykładowej postaci wykonania ulegającego rozpadowi kompozytu metalicznego, jak ujawniony w niniejszym opisie;
Fig. 4 przedstawia przekrój poprzeczny kompozycji stosowanej do wytwarzania ulegającego rozpadowi kompozytu metalicznego pokazanego na fig. 2;
Fig. 5A przedstawia mikrofotografię czystego metalu bez nanomatrycy komórkowej;
Fig. 5B przedstawia mikrofotografię ulegającego rozpadowi kompozytu metalicznego z osnową metaliczną i nanomatrycą komórkową;
Fig. 6 przedstawia wykres utraty masy w funkcji czasu dla różnych ulegających rozpadowi kompozytów metalicznych, w których skład wchodzi nanomatryca komórkowa, pokazujący selektywnie dopasowane szybkości rozpadu;
Fig. 7A przedstawia mikrofotografię elektronową powierzchni przełomu wypraski utworzonej z czystego proszku Mg;
Fig. 7B przedstawia mikrofotografię elektronową powierzchni przełomu przykładowej postaci wykonania ulegającego rozpadowi kompozytu metalicznego z nanomatrycą komórkową zgodnie z niniejszym opisem;
Fig. 8 przedstawia wykres wytrzymałości na ściskanie kompozytu metalicznego z nanomatrycą komórkową w funkcji procentu wagowego składnika (AI2O3) nanomatrycy komórkowej;
Fig. 9A przedstawia przekrój poprzeczny przykładu wykonania ulegającego rozpadowi rurowego układu kotwiczącego w otworze wiertniczym;
Fig. 9B przedstawia przekrój poprzeczny układu z fig. 9A w ustalonej pozycji;
Fig. 10 przedstawia przekrój poprzeczny ulegającego rozpadowi członu w kształcie ściętego stożka;
Fig. 11 przedstawia przekrój poprzeczny ulegającego rozpadowi dolnego łącznika;
Figury 12A, 12B i 12C przedstawiają odpowiednio rzut perspektywiczny, przekrój poprzeczny i widok z góry ulegającej rozpadowi tulei;
Figury 13A i 13B przedstawiają odpowiednio rzut perspektywiczny i przekrój poprzeczny ulegającego rozpadowi uszczelnienia;
PL 237 181 B1
Fig. 14 przedstawia przekrój poprzeczny innego przykładu wykonania ulegającego rozpadowi rurowego układu kotwiczącego;
Fig. 15 przedstawia przekrój poprzeczny ulegającego rozpadowi rurowego układu kotwiczącego z fig. 14 w ustalonej pozycji;
Fig. 16 przedstawia przekrój poprzeczny innego przykładu wykonania ulegającego rozpadowi rurowego układu kotwiczącego;
Fig. 17 przedstawia przekrój poprzeczny innego przykładu wykonania ulegającego rozpadowi uszczelnienia z elastomerowym pierścieniem zapasowym w ulegającym rozpadowi rurowym układzie kotwiczącym; natomiast
Fig. 18A i 18B przedstawiają odpowiednio przekrój poprzeczny i perspektywiczny widok innego przykładu wykonania ulegającego rozpadowi uszczelnienia.
W niniejszym dokumencie przedstawiono szczegółowy opis jednego lub więcej przykładów wykonania ujawnionego urządzenia i sposobu, na zasadzie przykładu, a nie ograniczenia, z odwołaniem do figur.
Twórcy wynalazku odkryli, że rurowy układ kotwiczący o dużej wytrzymałości, wysokiej ciągliwości, choć ulegający w pełni dezintegracji może być wykonany z materiałów, które selektywnie i w sposób kontrolowany ulegają rozpadowi w kontakcie z pewnymi płynami wiertniczymi lub w reakcji na zmienione warunki. Taki ulegający dezintegracji układ zawiera składniki, które są skłonne do selektywnej korozji i wykazują selektywnie dobieralne szybkości rozpadu oraz selektywnie dobieralne właściwości materiałowe. Oprócz tego, układ ulegający dezintegracji zawiera składniki wykazujące różniące się wytrzymałości na ściskanie i rozciąganie oraz w którego skład wchodzi uszczelnienie (z utworzeniem np. dopasowującego się uszczelnienia metal-metal), stożek, odkształcalna tuleja (lub elementy ślizgowe) oraz dolny łącznik. Stosowane tutaj określenie „rozpadający się” odnosi do materiału lub składnika, który może ulec zużyciu, korozji, degradacji, rozpuszczeniu, osłabieniu lub być usunięty inaczej. Należy rozumieć, że użycie w niniejszym opisie określenia „rozpada się” lub dowolnej z jego form (np. „rozpad”), obejmuje podane znaczenie.
Przykład wykonania ulegającego rozpadowi rurowego układu kotwiczącego został pokazany na fig. 1. Rozpadający się rurowy układ kotwiczący 110 zawiera uszczelnienie 112, człon w kształcie ściętego stożka 114, tuleję 116 (pokazaną tutaj jako pierścień ślizgowy) oraz dolny łącznik 118. Układ 110 jest skonfigurowany tak, że wzdłużny ruch członu w kształcie ściętego stożka 114 względem tulei 116 i względem uszczelnienia 112 powoduje odpowiednio radialną modyfikację tulei 116 i uszczelnienia 112. Chociaż w tym przykładzie wykonania radialne modyfikacje zachodzą na zewnątrz, w alternatywnych przykładach wykonania radialne zmiany mogą zachodzić w innych kierunkach, jak np. radialnie do wewnątrz. Dodatkowo wymiar wzdłużny D1 i grubość T1 części ściennej uszczelnienia 112 może ulegać zmianie po przyłożeniu do niego siły ściskającej. Uszczelnienie 112, człon w kształcie ściętego stożka 114, tuleja 116 i dolny łącznik 118 (tj. składniki układu 110) ulegają rozpadowi i zawierają kompozyt metaliczny. Kompozyt metaliczny składa się z osnowy metalicznej umieszczonej w nanomatrycy komórkowej oraz środka kontrolującego rozpad.
W pewnym przykładzie wykonania środek kontrolujący rozpad jest zawarty w osnowie metalicznej. W innym przykładzie wykonania środek kontrolujący rozpad jest zawarty na zewnątrz osnowy metalicznej. W jeszcze innym przykładzie wykonania środek kontrolujący rozpad jest zawarty w osnowie metalicznej, jak też na zewnątrz osnowy metalicznej. Kompozyt metaliczny zawiera również nanomatrycę komórkową, w której skład wchodzi metaliczny materiał nanomatrycy. Środek kontrolujący rozpad może być zawarty w nanomatrycy komórkowej w metalicznym materiale nanomatrycy. Przykładowy kompozyt metaliczny i sposób stosowany do wytwarzania kompozytu metalicznego zostały ujawnione w amerykańskich zgłoszeniach patentowych o numerach seryjnych 12/633,682, 12/633,688, 13/220,832, 13/220,822 oraz 13/358,307, przy czym opis każdego z tych zgłoszeń patentowych włącza się w całości do niniejszego opisu przez odniesienie.
Kompozyt metaliczny może być na przykład wypraską proszkową, jak pokazano na fig. 2. Kompozyt metaliczny 200 zawiera nanomatrycę komórkową 216, w której skład wchodzi materiał nanomatrycy 220 oraz osnowa metaliczna 214 (np. rozproszone cząstki) zawierająca materiał 218 rdzenia cząstek rozproszony w nanomatrycy komórkowej 216. Materiał 218 rdzenia cząstek zawiera materiał nanostrukturalny. Taki kompozyt metaliczny zawierający nanomatrycę komórkową z umieszczoną w niej osnową metaliczną określany jest jako kontrolowany materiał elektrolityczny.
Odnosząc się do fig. 2 i 4, osnowa metaliczna 214 może zawierać dowolny odpowiedni metaliczny materiał 218 rdzenia cząstek, w którego skład wchodzi nanostruktura, jak opisano w niniejszym
PL 237 181 B1 dokumencie. W przykładowej postaci wykonania osnowa metaliczna 214 jest utworzona z rdzeni 14 cząstek (fig. 4) i może zawierać pierwiastek taki jak glin, żelazo, magnez, mangan, cynk lub ich kombinację, jako nanostrukturalny materiał 218 rdzenia cząstek. Bardziej szczegółowo, w przykładowej postaci wykonania osnowa metaliczna 214 i materiał 218 rdzenia cząstek mogą zawierać rozmaite stopy Al lub Mg jako nanostrukturalny materiał 218 rdzenia cząstek, włączając w to rozmaite utwardzane wydzieleniowo stopy Al lub Mg. W pewnych przykładach wykonania materiał 218 rdzenia cząstek zawiera magnez i glin, przy czym glin obecny jest w ilości od około 1 procenta wagowego (% wag.) do około 15% wag., w szczególności około 1% wag. do około 10% wag., a ściślej około 1% wag. do około 5% wag., w przeliczeniu na masę osnowy metalicznej, a resztę masy stanowi magnez.
W dodatkowym przykładzie wykonania szczególnie użyteczne są utwardzane wydzieleniowo stopy Al lub Mg, ponieważ mogą one wzmocnić osnowę metaliczną 214 zarówno poprzez nanostrukturyzację, jak i utwardzanie wydzieleniowe poprzez włączenie precypitatów cząsteczkowych, jak opisano w niniejszym dokumencie. Osnowa metaliczna 214 i materiał 218 rdzenia cząstek mogą również zawierać pierwiastek ziem rzadkich lub kombinację pierwiastków ziem rzadkich. Do przykładowych pierwiastków ziem rzadkich należą Sc, Y, La, Ce, Pr, Nd lub Er. Można zastosować kombinację zawierającą co najmniej jeden z powyższych pierwiastków ziem rzadkich. Pierwiastek ziem rzadkich, w przypadku, gdy jest on obecny, może występować w ilości od około 5% wag. lub mniej, a w szczególności około 2% wag. lub mniej, w przeliczeniu na masę kompozytu metalicznego.
Osnowa metaliczna 214 i materiał 218 rdzenia cząstek mogą również obejmować materiał nanostrukturalny 215. W przykładowej postaci wykonania materiał nanostrukturalny 215 jest materiałem o rozmiarze ziarna (np. rozmiarze podziarna lub krystalitu), który jest mniejszy niż około 200 nanometrów (nm), w szczególności wynosi od około 10 nm do około 200 nm, a bardziej szczegółowo średni rozmiar ziarna jest mniejszy niż około 100 nm. Nanostruktura osnowy metalicznej 214 może obejmować granice 227 dużego kąta, które są zwykle stosowane do definiowania rozmiaru ziarna, lub granice 229 małego kąta, które mogą występować jako podstruktura w obrębie określonego ziarna, które są czasami stosowane do definiowania rozmiaru krystalitu, lub ich kombinację. Należy zauważyć, że matryca nanokomórkowa 216 i struktura ziarna (materiał nanostrukturalny 215 zawierający granice ziaren 227 i 229) osnowy metalicznej 214 są odrębnymi cechami kompozytu metalicznego 200. W szczególności, matryca nanokomórkowa 216 nie jest elementem krystalicznej lub amorficznej części osnowy metalicznej 214.
Środek kontrolujący rozpad zawarty jest w kompozycie metalicznym 200 dla kontroli szybkości rozpadu kompozytu metalicznego 200. Środek kontrolujący rozpad może być zawarty w osnowie metalicznej 214, nanomatrycy komórkowej 216, lub w ich kombinacji. Zgodnie z pewnym przykładem wykonania środek kontrolujący rozpad obejmuje metal, kwas tłuszczowy, cząstki ceramiczne lub kombinację zawierającą co najmniej jeden z powyższych, środek kontrolujący rozpad jest umieszczony pośród kontrolowanego materiału elektrolitycznego dla zmiany szybkości rozpadu kontrolowanego materiału elektrolitycznego. W jednym przykładzie wykonania środ ek kontrolujący rozpad jest umieszczony w nanomatrycy komórkowej zewnętrznie do osnowy metalicznej. W nieograniczającym przykładzie wykonania środek kontrolujący rozpad zwiększa szybkość rozpadu kompozytu metalicznego 200. W innym przykładzie wykonania środek kontrolujący rozpad zmniejsza szybkość rozpadu kompozytu metalicznego 200. Środek kontrolujący rozpad może stanowić metal, w tym kobalt, miedź, żelazo, nikiel, wolfram, cynk lub kombinację zawierającą co najmniej jeden z wymienionych. W kolejnym przykładzie wykonania środek kontrolujący rozpad stanowi kwas tłuszczowy, np. kwasy tłuszczowe zawierające 6 do 40 atomów węgla. Do przykładowych kwasów tłuszczowych należą kwas oleinowy, kwas stearynowy, kwas laurynowy, kwas hydroksystearynowy, kwas behenowy, kwas arachidonowy, kwas linolowy, kwas linolenowy, kwas rycynolowy, kwas palmitynowy, kwas montanowy lub kombinację zawierającą co najmniej jeden z powyższych. W jeszcze innym przykładzie wykonania środek kontrolujący rozpad oznacza cząstki ceramiczne, taki e jak azotek boru, węglik wolframu, węglik tantalu, węglik tytanu, węglik niobu, węglik cyrkonu, węglik boru, węglik hafnu, węglik krzemu, węglik niobowo-borowy, azotek glinu, azotek tytanu, azotek cyrkonu, azotek tantalu lub kombinację zawierającą co najmniej jeden z powyższych. Dodatkowo cząstka ceramiczna może oznaczać jeden z materiałów ceramicznych omówionych poniżej w odniesieniu do środka wzmacniającego. Takie cząstki ceramiczne mają rozmiar wynoszący 5 μm lub mniej, zwłaszcza 2 μm lub mniej, a bardziej szczegółowo 1 μm lub mniej. Środek kontrolujący rozpad może występować w ilości skutecznej do spowodowania rozpadu kompozytu metalicznego 200 z pożądaną szybkością rozpadu, w szczególności około 0,25% wag. do około 15% wag., w szcze6
PL 237 181 B1 gólności około 0,25% wag. do około 10% wag., w szczególności około 0,25% wag. do około 1% wag., w przeliczeniu na masę kompozytu metalicznego.
W przykładowej postaci wykonania nanomatryca komórkowa 216 zawiera glin, kobalt, miedź, żelazo, magnez, nikiel, krzem, wolfram, cynk, ich tlenek, ich azotek, ich węglik, ich związek międzymetaliczny, ich cermet, lub kombinację zawierającą co najmniej jeden z powyższych. Osnowa metaliczna może występować w ilości od około 50% wag. do około 95% wag., szczególnie około 60% wag. do około 95% wag., a bardziej szczegółowo około 70% wag. do około 95% wag., w przeliczeniu na masę uszczelnienia. Ponadto ilość materiału nanomatrycy metalicznej wynosi około 10% wag. do około 50% wag., w szczególności około 20% wag. do około 50% wag., a bardziej szczegółowo około 30% wag. do około 50% wag., w przeliczeniu na masę uszczelnienia.
W innym przykładzie wykonania kompozyt metaliczny zawiera drugorzędne cząstki. Jak zilustrowano ogólnie na fig. 2 i 4, kompozyt metaliczny 200 może być utworzony z użyciem powlekanego proszku metalicznego 10 oraz dodatkowego lub drugorzędnego proszku 30, tj. obydwa proszki 10 i 30 mogą mieć zasadniczo tę samą strukturę cząsteczkową, nie zawierając identycznych związków chemicznych. Zastosowanie dodatkowego proszku 30 pozwala uzyskać kompozyt metaliczny 200, który również zawiera większą liczbę rozproszonych drugorzędnych cząstek 234, jak opisano w niniejszym dokumencie, które są rozproszone w nanomatrycy komórkowej 216, a także są rozproszone w stosunku do osnowy metalicznej 214. Zatem rozproszone drugorzędne cząstki 234 pochodzą z cząstek drugorzędnego proszku 32 zawartego w proszku 10, 30. W przykładowej postaci wykonania do rozproszonych drugorzędnych cząstek 234 należą cząstki Ni, Fe, Cu, Co, W, Al, Zn, Mn, Si, ich tlenek, ich azotek, ich węglik, ich związek międzymetaliczny, ich cermet, lub kombinacja zawierająca co najmniej jeden z powyższych.
Odnosząc się ponownie do fig. 2, osnowa metaliczna 214 i materiał 218 rdzenia cząstek może również zawierać cząstkę 222 dodatku. Cząstka 222 dodatku zapewnia mechanizm wzmocnienia dyspersji dla osnowy metalicznej 214 i stanowi przeszkodę, albo służy do ograniczenia ruchu dyslokacji w obrębie indywidualnych cząstek osnowy metalicznej 214. Oprócz tego cząstka 222 dodatku może być zawarta w nanomatrycy komórkowej 216 w celu wzmocnienia kompozytu metalicznego 200. Cząstka 222 dodatku może mieć dowolny odpowiedni rozmiar, a w przykładowej postaci wykonania może mieć średni rozmiar cząstek od około 10 nm do około 1 mikrona, a w szczególności od około 50 nm do około 200 nm. W tym miejscu rozmiar odnosi się do największego liniowego wymiaru cząstki dodatku. Cząstka 222 dodatku może obejmować dowolną odpowiednią postać cząstki, w tym cząstkę wbudowaną 224, cząstkę strąconą 226 lub cząstkę dyspersyjną 228. Cząstka wbudowana 224 może obejmować dowolną odpowiednią cząstkę wbudowaną, w tym rozmaite cząstki twarde. Cząstka wbudowana może obejmować rozmaite cząstki metalu, węgla, tlenku metalu, azotku metalu, węglika metalu, związku międzymetalicznego, cermetu, lub ich kombinację. W przykładowej postaci wykonania cząstki twarde mogą obejmować Ni, Fe, Cu, Co, W, Al, Zn, Mn, Si, ich tlenek, ich azotek, ich węglik, ich związek międzymetaliczny, ich cermet lub kombinację zawierającą co najmniej jeden z powyższych. Cząstka dodatku może występować w ilości od około 0,5% wag. do około 25% wag., w szczególności około 0,5% wag. do około 20% wag., a bardziej szczegółowo około 0,5% wag. do około 10% wag., w przeliczeniu na masę kompozytu metalicznego.
W kompozycie metalicznym 200 osnowa metaliczna 214 rozproszona w nanomatrycy komórkowej 216 może mieć strukturę równoosiową w zasadniczo ciągłej nanomatrycy komórkowej 216, albo może być zasadniczo wydłużona wzdłuż pewnej osi, dzięki czemu indywidualne cząstki osnowy metalicznej 214 mają na przykład kształt spłaszczony lub wydłużony. W przypadku, w którym osnowa metaliczna 214 zawiera zasadniczo wydłużone cząstki, osnowa metaliczna 214 i nanomatryca komórkowa 216 może być ciągła albo nieciągła. Rozmiar cząstek składających się na osnowę metaliczną 214 może wynosić od około 50 nm do około 800 gm, w szczególności około 500 nm do około 600 gm, a bardziej szczegółowo około 1 gm do około 500 gm. W zależności od rozmiaru cząstek mogą powstawać układy monodyspersyjne lub polidyspersyjne, a rozkład rozmiaru cząstek może być jednomodalny lub dwumodalny. W tym miejscu rozmiar odnosi się do największego liniowego wymiaru cząstki.
Na fig. 3 została pokazana mikrofotografia przykładowej postaci wykonania kompozytu metalicznego. Kompozyt metaliczny 300 zawiera osnowę metaliczną 214, w której skład wchodzą cząstki zawierające materiał rdzenia cząstek 218. Dodatkowo każda cząstka osnowy metalicznej 214 jest umieszczona w nanomatrycy komórkowej 216. W tym miejscu nanomatryca komórkowa 216 została pokazana jako biała sieć, która zasadniczo otacza cząstki składowe osnowy metalicznej 214.
PL 237 181 B1
Zgodnie z pewnym przykładem wykonania kompozyt metaliczny jest utworzony z kombinacji na przykład składników proszkowych. Jak zilustrowano na fig. 4, proszek 10 zawiera cząstki proszku 12 zawierające rdzeń 14 cząstki z materiałem 18 rdzenia i warstwą powłoki metalicznej 16 z materiałem powlekającym 20. Takie składniki proszkowe mogą być dobrane i skonfigurowane do sprasowywania i spiekania dla uzyskania kompozytu metalicznego 200, który jest lekki (tj. wykazuje stosunkowo niską gęstość), o wysokiej wytrzymałości, oraz selektywnie i w sposób kontrolowany usuwalny, np. poprzez dezintegrację, z otworu wiertniczego w odpowiedzi na zmianę właściwości w otworze wiertniczym, w tym może selektywnie i w sposób kontrolowany rozpadać się (np. charakteryzując się selektywnie dobraną krzywą szybkości rozpadu) w odpowiednim płynie wiertniczym, włącznie z rozmaitymi ujawnionymi tutaj płynami wiertniczymi.
Nanostruktura może być utworzona w rdzeniu 14 cząstki wykorzystywanej do utworzenia osnowy metalicznej 214 dowolną odpowiednią metodą, w tym może to być nanostruktura indukowana odkształceniem, jaką można uzyskać przez mielenie proszku w młynie kulowym, aby uzyskać rdzen ie 14 cząstek, a w szczególności przez mielenie kriogeniczne proszku (np. mielenie w młynie kulowym w ośrodku do mielenia kulowego w temperaturze kriogenicznej lub w płynie kriogenicznym, takim jak ciekły azot) dla uzyskania rdzeni cząstek 14 wykorzystywanych do wytwarzania osnowy metalicznej 214. Rdzenie 14 cząstek mogą być utworzone jako materiał nanostrukturalny 215 dowolną odpowiednią metodą, taką jak na przykład przez mielenie lub mielenie kriogeniczne stopowanych cząstek proszku z materiałów opisanych w niniejszym dokumencie. Rdzenie 14 cząstek mogą być również utworzone w wyniku mechanicznego stopowania czystych proszków metalicznych o pożądanych ilościach różnych składników stopowych. Stopowanie mechaniczne obejmuje mielenie w młynie kulowym, w tym mielenie kriogeniczne, tychże składników proszkowych w celu mechanicznego obtoczenia i przemieszania składników i utworzenia rdzeni cząstek 14. Dodatkowo, oprócz utworzenia nanostruktury, jak opisano powyżej, mielenie w młynie kulowym, w tym mielenie kriogeniczne, może przyczyniać się do umocnienia roztworu stałego rdzenia w rdzeniu 14 cząstki i materiału 18 rdzenia, co z kolei może przyczyniać się do umocnienia roztworu stałego osnowy metalicznej 214 i materiału rdzenia cząstki 218. Umocnienie roztworu stałego może wynikać ze zdolności do mechanicznego przemieszania lub wyższego stężenia atomów międzywęzłowych lub atomów substytucyjnej substancji rozpuszczonej w roztworze stałym, niż jest to możliwe zgodnie z określonymi równowagami w fazie składników stopu, stwarzając dzięki temu przeszkodę lub służąc ograniczeniu ruchu dyslokacji w obrębie cząstki, co z kolei zapewnia mechanizm umocnienia w rdzeniu 14 cząstki i osnowie metalicznej 214. Rdzeń 14 cząstki może być również utworzony z nanostrukturą (granice ziaren 227, 229) sposobami obejmującymi na przykład kondensację w gazie obojętnym, chemiczną kondensację w fazie gazowej, osadzanie za pomocą impulsowego działa elektronowego, syntezę plazmową, krystalizację amorficznych ciał stałych, osadzanie elektrolityczne i znaczne odkształcenie plastyczne. Nanostruktura może również wykazywać wysoką gęstość dyslokacji, jak na przykład gęstość dyslokacji między około 1017 m-2 a około 1018 m-2, co może stanowić dwa do trzech rzędów wielkości więcej niż dla podobnych materiałów stopowych odkształcanych tradycyjnymi metodami, takimi jak walcowanie na zimno.
Zasadniczo ciągła nanomatryca komórkowa 216 (zob. fig. 3) i materiał 220 nanomatrycy utworzone są z metalicznych warstw powłoki 16 przez prasowanie i spiekanie większej liczby metalicznych warstw powłoki 16 z większą liczbą cząstek 12 proszku, jak np. przez prasowanie izostatyczne na zimno (CIP), prasowanie izostatyczne na gorąco (HIP) lub kucie dynamiczne. Skład chemiczny materiału nanomatrycy 220 może być inny niż skład materiału powlekającego 20 z powodu efektów dyfuzyjnych związanych ze spiekaniem. Kompozyt metaliczny 200 zawiera również większą liczbę cząstek składających się na osnowę metaliczną 214, zawierających materiał 218 rdzenia cząstki. Osnowa metaliczna 214 i materiał 218 rdzenia 14 cząstki odpowiadają i są utworzone z większej liczby rdzeni cząstek, a materiał 18 rdzenia - z większej liczby cząstek 12 proszku, gdy metaliczne warstwy powłoki 16 są ze sobą spiekane z utworzeniem nanomatrycy komórkowej 216. Skład chemiczny materiału 218 rdzenia cząstki może być również inny niż skład materiału 18 rdzenia z powodu efektów dyfuzyjnych związanych ze spiekaniem.
Stosowane tutaj określenie „nanomatryca komórkowa” 216 nie oznacza większościowego składnika kompaktu proszkowego, lecz raczej odnosi się do składnika lub składników występujących w mniejszości, czy to w przeliczeniu na masę, czy na objętość. Stanowi to cechę odróżniającą od większości materiałów kompozytowych z osnową (matrycą), w których matryca obejmuje składnik większościowy w przeliczeniu na masę lub objętość. Zastosowane określenie „zasadniczo ciągła na
PL 237 181 B1 nomatryca komórkowa” ma w zamierzeniu opisywać rozległy, regularny, ciągły i wzajemnie połączony charakter dystrybucji materiału 220 nanomatrycy w ramach kompozytu metalicznego 200. Stosowane tutaj określenie „zasadniczo ciągły” charakteryzuje rozciąganie się materiału 220 nanomatrycy w obrębie całego kompozytu metalicznego 200, tak że rozciąga się on pomiędzy i otacza zasadniczo całość osnowy metalicznej 214. „Zasadniczo ciągły” stosuje się, aby wskazać, że całkowita ciągłość i regularne uporządkowanie nanomatrycy komórkowej 220 wokół indywidualnych cząstek osnowy metalicznej 214 nie są wymagane. Na przykład, defekty w warstwie powlekającej 16 na rdzeniu 14 cząstki dla pewnych cząstek 12 proszku mogą powodować mostkowanie rdzeni 14 cząstek podczas spiekania kompozytu metalicznego 200, co powoduje powstawanie zlokalizowanych nieciągłości w obrębie nanomatrycy komórkowej 216, chociaż w innych częściach kompaktu proszkowego nanomatryca komórkowa 216 jest zasadniczo ciągła i charakteryzuje się opisaną tutaj strukturą. W przeciwieństwie do tego, w przypadku zasadniczo wydłużonych cząstek osnowy metalicznej 214 (tj. nierównoosiowych kształtów), takich jak utworzonych w wyniku wytłaczania, określenie „zasadniczo nieciągły” stosuje się, aby wskazać tę niecałkowitą ciągłość i przerwanie (np. pęknięcie lub oddzielenie) nanomatrycy wokół każdej cząstki osnowy metalicznej 214, takie jak może występować w określonym z góry kierunku wytłaczania. Stosowane tutaj określenie „komórkowa” stosuje się, aby wskazać, że nanomatryca wyznacza sieć ogólnie powtarzających się, wzajemnie połączonych, przedziałów lub komórek materiału nanomatrycy 220, które obejmują a także wzajemnie łączą osnowę metaliczną 214. Stosowane tutaj określenie „nanomatryca” wykorzystywane jest do opisu rozmiaru lub skali matrycy, w szczególności grubości matrycy pomiędzy przyległymi cząstkami osnowy metalicznej 214. Metaliczne warstwy powłoki, które są ze sobą spiekane z utworzeniem nanomatrycy, są same z siebie warstwami powłoki o grubości w skali nanometrów. Ponieważ nanomatryca komórkowa 216 w większości lokalizacji, inaczej niż przecięcie więcej niż dwóch cząstek osnowy metalicznej 214, obejmuje ogólnie wzajemną dyfuzję i wiązanie dwóch warstw powłoki 16 z przyległych cząstek 12 proszku mających nanometrową grubość, utworzona nanomatryca komórkowa 216 również ma grubość w skali nanometrów (np. w przybliżeniu dwukrotność grubości warstwy powlekającej, jak opisano w niniejszym dokumencie) i jest zatem opisywana jako nanomatryca. Ponadto zastosowanie określenia „osnowa metaliczna” 214 nie oznacza mniejszościowego składnika kompozytu metalicznego 200, lecz raczej odnosi się do większościowego składnika lub składników, czy to w przeliczeniu na masę, czy na objętość. Użycie określenia osnowa metaliczna ma oddać nieciągłą i dyskretną dystrybucję materiału 218 rdzenia cząstki w ramach kompozytu metalicznego 200.
Cząstka wbudowana 224 może zostać wbudowana dowolną odpowiednią metodą, w tym na przykład przez mielenie w młynie kulowym lub mielenie kriogeniczne twardych cząstek wraz z materiałem 18 rdzenia cząstki. Cząstka strącona 226 może obejmować dowolną cząstkę, która może być strącona w obrębie osnowy metalicznej 214, w tym cząstki strącone 226 zgodnie z równowagą fazową składników materiałów będących przedmiotem zainteresowania, w szczególności stopów metali, i ich względnych ilości (np. stopu utwardzanego wydzieleniowo), włącznie z tymi, które mogą być strącone z powodu warunków nierównowagowych, jakie mogą wystąpić, gdy składnik stopu, który został zmuszony do wejścia do roztworu stałego stopu w ilości powyżej jego limitu określonego równowagą fazową, co jak wiadomo następuje podczas stopowania mechanicznego, jest ogr zewany w stopniu wystarczającym dla aktywacji mechanizmów dyfuzji umożliwiających wytrącenie. Cząstki dyspersyjne 228 mogą obejmować cząstki w skali nanometrów lub klastery pierwiastków powstające w wyniku wytwarzania rdzeni 14 cząstek, takie jak związane z mieleniem w młynie kulowym, w tym składniki ośrodka mielącego (np. kul) lub płynu mielącego (np. ciekły azot), albo same powierzchnie rdzeni 14 cząstek (np. tlenki lub azotki metali). Cząstki dyspersyjne 228 mogą zawierać pierwiastek, taki jak na przykład Fe, Ni, Cr, Mn, N, O, C, H, i tym podobne. Cząstki 222 dodatku mogą być rozmieszczone w dowolnym miejscu w połączeniu z rdzeniami 14 cząstek i osnową metaliczną 214. W przykładowej postaci wykonania, cząstki 222 dodatku mogą być rozmieszczone wewnątrz lub na powierzchni osnowy metalicznej 214, jak zilustrowano na fig. 2. W innej przykładowej postaci wykonania, większa liczba cząstek 222 dodatku jest rozmieszczona na powierzchni osnowy metalicznej 214, jak również może być rozmieszczona w nanomatrycy komórkowej 216, jak zilustrowano na fig. 2.
Podobnie, rozproszone drugorzędne cząstki 234 mogą być utworzone z powlekanych lub niepowlekanych drugorzędnych cząstek 32 proszku, jak np. przez zdyspergowanie drugorzędnych cząstek 32 proszku z cząstkami 12 proszku. W przykładowej postaci wykonania powleczone drugorzędne cząstki 32 proszku mogą być powleczone warstwą powlekającą 36, która jest taka sama jak warstwa powlekająca 16 cząstek 12 proszku, tak że warstwy 36 powłoki również wchodzą w skład nanomatry
PL 237 181 B1 cy 216. W innej przykładowej postaci wykonania drugorzędne cząstki 232 proszku mogą być niepowleczone, także rozproszone drugorzędne cząstki 234 są osadzone w obrębie nanomatrycy 216. Proszek 10 i dodatkowy proszek 30 mogą zostać zmieszane z utworzeniem homogenicznej zawiesiny rozproszonych cząstek 214 i rozproszonych drugorzędnych cząstek 234, albo z utworzeniem niehomogenicznej zawiesiny tychże cząstek. Rozproszone drugorzędne cząstki 234 mogą być utworzone z dowolnego odpowiedniego dodatkowego proszku 30 różniącego się od proszku 10, albo z powodu różnic w składzie rdzenia 34 cząstki, albo warstwy powlekającej 36, albo obydwu, i mogą zawierać dowolne z ujawnionych tu materiałów do zastosowania jako drugorzędny proszek 30, które różnią się od proszku 10, który został wybrany w celu utworzenia wypraski proszkowej 200.
W pewnym przykładzie wykonania kompozyt metaliczny zawiera opcjonalnie środek wzmacniający. Środek wzmacniający zwiększa wytrzymałość materiału kompozytu metalicznego. Do przykładowych środków wzmacniających należą ceramika, polimer, metal, nanocząstki, cermet i tym podobne. W szczególności środkiem wzmacniającym może być krzemionka, włókno szklane, włókno węglowe, sadza, nanorurki węglowe, borki, tlenki, węgliki, azotki, krzemki, borki, fosforki, siarczki, kobalt, nikiel, żelazo, wolfram, molibden, tantal, tytan, chrom, niob, bor, cyrkon, wanad, krzem, pallad, hafn, glin, miedź lub kombinacja zawierająca co najmniej jeden z powyższych. Zgodnie z pewnym przykładem wykonania ceramikę i metal łączy się z utworzeniem cermetu, np. węgliku wolframu, azotku kobaltu i tym podobnych. Do przykładowych środków wzmacniających należą w szczególności tlenek magnezu, mulit, dwutlenek toru, tlenek berylu, dwutlenek uranu, spinele, tlenek cyrkonu, tlenek bizmutu, tlenek glinu, tlenek magnezu, krzemionka, tytanian baru, kordieryt, azotek boru, węglik wolframu, węglik tantalu, węglik tytanu, węglik niobu, węglik cyrkonu, węglik boru, węglik hafnu, węglik krzemu, węglik niobowo-borowy, azotek glinu, azotek tytanu, azotek cyrkonu, azotek tantalu, azotek hafnu, azotek niobu, azotek boru, azotek krzemu, borek tytanu, borek chromu, borek cyrkonu, borek tantalu, borek molibdenu, borek wolframu, siarczek ceru, siarczek tytanu, siarczek magnezu, siarczek cyrkonu lub kombinacja zawierająca co najmniej jeden z powyższych. Do nieograniczających przykładów polimerów pełniących rolę środka wzmacniającego należą poliuretany, poliimidy, poliwęglany i tym podobne.
W jednym przykładzie wykonania środek wzmacniający oznacza cząstkę o rozmiarze około 100 mikronów lub mniej, w szczególności około 10 mikronów lub mniej, a bardziej szczegółowo 500 nm lub mniej. W innym przykładzie wykonania włóknisty środek wzmacniający może być połączony z cząsteczkowym środkiem wzmacniającym. Uważa się, że włączenie środka wzmacniającego może zwiększyć wytrzymałość i odporność na kruche pękanie kompozytu metalicznego. Nie chcąc wiązać się z żadną teorią, przyjmuje się, że cząstki drobniejsze (tj. o mniejszym rozmiarze) mogą wytwarzać bardziej wytrzymały kompozyt metaliczny w porównaniu z cząstkami o większych rozmiarach. Ponadto kształt środka wzmacniającego może być różny i obejmuje on włókno, sferę, pręt, rurkę i tym podobne. Środek wzmacniający może być obecny w ilości od 0,01 procenta wagowego (% wag.) do 20% wag., w szczególności 0,01% wag. do 10% wag., a bardziej szczegółowo 0,01% wag. do 5% wag.
W procesie wytwarzania ulegającego rozpadowi składnika układu kotwiczącego (np. uszczelnienia, członu w kształcie ściętego stożka, tulei, dolnego łącznika i tym podobnych) zawierającego kompozyt metaliczny, proces ten obejmuje połączenie proszku osnowy metalicznej, środka kontrolującego rozpad, materiału nanomatrycy metalicznej i opcjonalnie środka wzmacniającego z utworzeniem kompozycji; zagęszczenie kompozycji z utworzeniem kompozycji zagęszczonej; spiekanie zagęszczonej kompozycji; oraz prasowanie spiekanej kompozycji z utworzeniem składnika układu ulegającego rozpadowi. Elementy składowe kompozycji mogą zostać zmieszane, zmielone, zblendowane i tym podobne z utworzeniem proszku 10, jak pokazano na przykład na fig. 4. Należy zauważyć, że materiał nanomatrycy metalicznej stanowi materiał powlekający rozmieszczony na proszku osnowy metalicznej, który po zagęszczeniu i spieczeniu, tworzy nanomatrycę komórkową. Wypraska może być utworzona poprzez sprasowanie (tj. zagęszczenie) kompozycji pod ciśnieniem, z utworzeniem świeżej wypraski. Świeża wypraska może być następnie sprasowana pod ciśnieniem od około 15 000 psi do około 100 000 psi (1020-68 000 atm), w szczególności około 20 000 psi do około 80 000 psi (1360-5440 atm), a bardziej szczegółowo około 30 000 psi do około 70 000 psi (2040-4760 atm), w temperaturze od około 250°C do około 600°C, a w szczególności około 300°C do około 450°C, z utworzeniem wypraski proszkowej. Prasowanie z utworzeniem wypraski proszkowej może obejmować ściskanie w formie. Wypraska proszkowa może być dalej poddawana obróbce mechanicznej w celu nadania wyprasce proszkowej użytecznego kształtu. Alternatywnie wypraska proszkowa może
PL 237 181 B1 być sprasowywana z uzyskaniem użytecznego kształtu. Obróbka mechaniczna może obejmować cięcie, piłowanie, ablację, frezowanie, planowanie (obróbkę powierzchni czołowych), toczenie, wiercenie i tym podobne, przy użyciu na przykład frezarki, piły stołowej, tokarki, struga wyżłobiaka, urządzenia do generowania wyładowań elektrycznych i tym podobnych.
Osnowa metaliczna 200 może mieć dowolny pożądany kształt lub rozmiar, w tym cylindrycznego kęsa, pręta, blachy, toroidu lub inną postać, która może być poddawana obróbce mechanicznej, formowana lub inaczej wykorzystywana do wytwarzania użytecznych wyrobów produkcyjnych, w tym rozmaitych narzędzi i komponentów wiertniczych. Prasowanie jest wykorzystywane do wytwarzania ulegającego rozpadowi składnika układu kotwiczącego (np. uszczelnienia, członu w kształcie ściętego stożka, tulei, dolnego łącznika i tym podobnych) z procesów spiekania i prasowania wykorzystywanych do wytwarzania kompozytu metalicznego 200 przez deformowanie cząstek 12 proszku, w tym rdzeni 14 cząstek i warstw powłoki 16, dla zapewnienia pełnej gęstości i pożądanego makroskopowego kształtu i rozmiaru kompozytu metalicznego 200, a także jego struktury mikroskopowej. Morfologia (np. równoosiowość lub zasadniczo wydłużenie) indywidualnych cząstek osnowy metalicznej 214 i nanomatrycy komórkowej 216 warstw cząstek wynika ze spiekania i deformacji cząstek 12 proszku, gdy są one zagęszczane oraz ulegają wzajemnej dyfuzji i deformacji dla wypełnienia przestrzeni międzycząsteczkowych osnowy metalicznej 214 (fig. 2). Temperatury i ciśnienia spiekania mogą być wybrane tak, aby zapewnić, że gęstość kompozytu metalicznego 200 osiąga zasadniczo pełną teoretyczną gęstość.
Kompozyt metaliczny wykazuje korzystne właściwości dla zastosowania na przykład w warunkach odwiertu. W pewnym przykładzie wykonania komponent ulegającego rozpadowi układu kotwiczącego wykonany z kompozytu metalicznego ma początkowy kształt, który może być wprowadzany w głąb i w przypadku uszczelnienia i tulei, może być następnie zdeformowany pod wpływem ciśnienia. Kompozyt metaliczny jest wytrzymały i ciągliwy z procentowym wydłużeniem od około 0,1% do około 75%, w szczególności około 0,1% do około 50%, a bardziej szczegółowo około 0,1% do około 25%, względem początkowego rozmiaru składnika ulegającego rozpadowi układu kotwiczącego. Kompozyt metaliczny ma granicę plastyczności od około 15 kilofuntów na cal kwadratowy (ksi) do około 50 ksi (103-345 MPa), a w szczególności około 15 ksi do około 45 ksi (103-310 MPa). Wytrzymałość na ściskanie kompozytu metalicznego wynosi od około 30 ksi do około 100 ksi (207-690 MPa), a w szczególności około 40 ksi do około 80 ksi (276-552 MPa). Komponenty ulegającego rozpadowi układu kotwiczącego mogą mieć takie same lub różne właściwości materiałowe, takie jak procentowe wydłużenie, wytrzymałość na ściskanie, wytrzymałość na rozciąganie i tym podobne.
W odróżnieniu od materiałów elastomerowych, komponenty ulegającego rozpadowi układu kotwiczącego przedstawionego w niniejszym dokumencie, które zawierają kompozyt metaliczny, wykazują odporność temperaturową do około 1200°F (650°C), w szczególności do około 1000°F (540°C), a bardziej szczegółowo około 800°F (430°C). Ulegający rozpadowi układ kotwiczący jest w tym sensie tymczasowy, że układ może ulegać selektywnej i dostosowanej do potrzeb dezintegracji w odpowiedzi na kontakt z płynem wiertniczym lub zmianę warunków (np. pH, temperatury, ciśnienia, czasu i tym podobnych). Ponadto komponenty ulegającego rozpadowi układu kotwiczącego mogą mieć takie same lub różne szybkości rozpadu lub reaktywności z płynem wiertniczym. Do przykładowych płynów wiertniczych należą solanka, kwas mineralny, kwas organiczny lub kombinacja zawierająca co najmniej jeden z powyższych. Solanką może być, na przykład, woda morska, woda produkcyjna, solanka wypełniająca (eksploatacyjna) lub ich kombinacja. Właściwości solanki mogą zależeć od charakteru i składników solanki. Na przykład w skład wody morskiej, poza typowymi solami zawierającymi halogenki, wchodzą liczne składniki, takie jak siarczany, bromki i metale śladowe. Z drugiej strony, woda produkcyjna może być wodą wydobywaną ze złoża produkcyjnego (np. złoża węglowodorów), pozyskiwaną z ziemi. Woda produkcyjna jest określana również jako solanka złożowa i zawiera często wiele składników, takich jak bar, stront i metale ciężkie. Dodatkowo, oprócz naturalnie występujących solanek (wody morskiej i wody produkcyjnej), może zostać zsyntezowana solanka wypełniająca ze świeżej wody przez dodanie różnych soli, takich jak KCI, NaCI, ZnCl2, MgCl2 lub CaCl2 dla zwiększenia gęstości solanki, jak np. 10,6 funta na galon (1270 kg/m3) dla solanki CaCl2. Solanki wypełniające zapewniają zwykle ciśnienie hydrostatyczne zoptymalizowane tak, aby przeciwdziałać ciśnieniom pokładu w otworze wiertniczym. Powyższe solanki można modyfikować tak, aby zawierały dodatkową sól. W pewnym przykładzie wykonania, dodatkową sól zawartą w solance stanowi NaCI, KCl, NaBr, MgCl2, CaCl2, CaBr2, ZnBr2, NH4CI, mrówczan sodu, mrówczan cezu i tym podobne. Sól może być obecna w solance w ilości od około 0,5% wag. do około 50% wag., w szczególności od około 1% wag.
PL 237 181 B1 do około 40% wag., a bardziej szczegółowo od około 1% wag. do około 25% wag. w przeliczeniu na masę kompozycji.
W innym przykładzie wykonania płyn wiertniczy stanowi kwas mineralny, który może obejmować kwas chlorowodorowy, kwas azotowy, kwas fosforowy, kwas siarkowy, kwas borowy, kwas fluorowodorowy, kwas bromowodorowy, kwas nadchlorowy lub kombinację zawierającą co najmniej jeden z powyższych. W jeszcze innym przykładzie wykonania płyn wiertniczy stanowi kwas organiczny, który może obejmować kwas karboksylowy, kwas sulfonowy lub kombinację zawierającą co najmniej jeden z powyższych. Do przykładowych kwasów karboksylowych należą kwas mrówkowy, kwas octowy, kwas chlorooctowy, kwas dichlorooctowy, kwas trichlorooctowy, kwas trifluorooctowy, kwas propionowy, kwas masłowy, kwas szczawiowy, kwas benzoesowy, kwas ftalowy (w tym izomery orto-, metai para-) i tym podobne. Do przykładowych kwasów sulfonowych należą kwas alkilosulfonowy lub kwas arylosulfonowy. Do kwasów alkilosulfonowych należą, np. kwas metanosulfonowy. Do kwasów arylosulfonowych należą np. kwas benzenosulfonowy lub kwas toluenosulfonowy. W jednym przykładzie wykonania grupa alkilowa może być rozgałęziona lub nierozgałęziona i może zawierać od jednego do około 20 atomów węgla oraz może być podstawiona lub niepodstawiona. Grupa arylowa może być podstawiona alkilem, tj. może oznaczać grupę alkiloarylową, lub mogą być dołączone do ugrupowania kwasu sulfonowego poprzez grupę alkilenową (tj. grupa aryloalkilowa). W pewnym przykładzie wykonania grupa arylowa może być podstawiona heteroatomem. Grupa arylowa może zawierać od około 3 atomów węgla do około 20 atomów węgla i obejmować pierścieniową strukturę policykliczną.
Szybkość rozpadu (określana również jako szybkość rozpuszczania) kompozytu metalicznego wynosi od około 1 miligrama na centymetr kwadratowy na godzinę (mg/cm2/h) do około 10 000 mg/cm2/h, w szczególności około 25 mg/cm2/h do około 1000 mg/cm2/h, a bardziej szczegółowo około 50 mg/cm2/h do około 500 mg/cm2/h. Szybkość rozpadu jest zmienna w zależności od składu i warunków przetwarzania wytwarzanego kompozytu metalicznego.
Nie chcąc wiązać się z żadną teorią, przyjmuje się, że nieoczekiwanie wysoka szybkość rozpadu opisanego tutaj kompozytu metalicznego wynika ze struktury mikroskopowej określonej przez osnowę metaliczną i nanomatrycę komórkową. Jak omówiono powyżej, tego typu struktura mikroskopowa jest zapewniona przez zastosowanie metalurgicznej obróbki proszku (np. zagęszczania i spiekania) powleczonych proszków, przy czym powłoka wytwarza matrycę nanokomórkową, a cząstki proszku wytwarzają materiał rdzenia cząstek osnowy metalicznej. Uważa się, że bezpośrednia bliskość nanomatrycy komórkowej i materiału rdzenia cząstek osnowy metalicznej w kompozycie metalicznym powoduje wytworzenie miejsc galwanicznych pozwalających osiągnąć szybki i odpowiednio dostosowany rozpad osnowy metalicznej. Takich miejsc elektrolizy brakuje w pojedynczych metalach i stopach pozbawionych nanomatrycy komórkowej. Dla ilustracji, fig. 5A przedstawia wypraskę 50 utworzoną z proszku magnezowego. Chociaż wypraska 50 charakteryzuje się występowaniem cząstek 52 otoczonych przez granice cząstek 54, to granice cząstek pełnią rolę fizycznych granic pomiędzy zasadniczo identycznym materiałem (cząstki 52). Dla odmiany, fig. 5B przedstawia przykładową postać wykonania metalu kompozytowego 56 (wypraski proszkowej), zawierającego osnowę metaliczną 58, w którego skład wchodzi materiał 60 rdzenia cząstek rozmieszczony w nanomatrycy komórkowej 62. Metal kompozytowy 56 został utworzony z cząstek magnezu powleczonych tl enkiem glinu, przy czym w wyniku metalurgicznej obróbki proszku powłoka z tlenku glinu wytwarza nanomatrycę komórkową 62, a magnez wytwarza osnowę metaliczną 58 zawierającą materiał 60 rdzenia cząstek (z magnezu). Nanomatryca komórkowa 62 stanowi nie tylko fizyczną granicę, jako granica 54 cząstki na fig. 5A, aie wyznacza również chemiczną granicę wprowadzoną pomiędzy sąsiednie materiały 60 rdzenia cząstek osnowy metalicznej 58. Podczas gdy cząstki 52 i granica 54 cząstki w wyprasce 50 (fig. 5A) nie zawierają miejsc galwanicznych, osnowa metaliczna 58 zawierająca materiał 60 rdzenia cząstek w połączeniu z nanomatrycą komórkową 62 wyznacza wiele miejsc galwanicznych. Reaktywność miejsc galwanicznych zależy od związków użytych w osnowie metalicznej 58 oraz nanomatrycy komórkowej 62 oraz jest wynikiem warunków obróbki zastosowanej wobec osnowy metalicznej i struktury mikroskopowej nanomatrycy komórkowej kompozytu metalicznego.
Ponadto strukturę mikroskopową opisanych w niniejszym dokumencie kompozytów metalicznych można kontrolować przez dobór warunków obróbki metalurgicznej proszku i materiałów chemicznych użytych w proszkach i powłokach. Dlatego też można selektywnie dostosować szybkość rozpadu, jak zilustrowano dla kompozytów metalicznych o różnych kompozycjach na fig. 6, przedstawiającej wykres utraty masy w funkcji czasu dla różnych kompozytów metalicznych zawierających nanomatrycę komórkową. W szczególności fig. 6 przedstawia krzywe szybkości rozpadu dla czterech
PL 237 181 B1 różnych kompozytów metalicznych (kompozyt metaliczny A 80, kompozyt metaliczny B 82, kompozyt metaliczny C 84 i kompozyt metaliczny D 86). Nachylenie każdego segmentu każdej krzywej (wydzielonego na fig. 6 czarnymi kółkami) odpowiada szybkości rozpadu dla poszczególnych segmentów krzywej. Kompozyt metaliczny A 80 wykazuje dwie różne szybkości rozpadu (802, 806). Kompozyt metaliczny B 82 wykazuje trzy różne szybkości rozpadu (808, 812, 816). Kompozyt metaliczny C 84 wykazuje dwie różne szybkości rozpadu (818, 822), a kompozyt metaliczny D 86 wykazuje cztery różne szybkości rozpadu (824, 828, 832 i 836). W czasie reprezentowanym przez punkty 804, 810, 814, 820, 826, 830 i 834 szybkość rozpadu kompozytu metalicznego (80, 82, 84, 86) zmienia się ze względu na zmianę warunków (np. pH, temperatury, czasu, ciśnienia, jak omówiono powyżej). Szybkość może wzrastać (np. przechodząc od szybkości 818 do szybkości 822) lub zmniejszać się (np. przechodząc od szybkości 806 do 802) wzdłuż tej samej krzywej rozpadu. Ponadto krzywa szybkości rozpadu może wykazywać więcej niż dwie szybkości, więcej niż trzy szybkości, więcej niż cztery szybkości itd. w zależności od struktury mikroskopowej i składników kompozytu metalicznego. W ten sposób krzywą szybkości rozpadu można selektywnie dostosować i odróżnić od krzywych dla zwykłych stopów metali i czystych metali nie posiadających struktury mikroskopowej (tj. osnowy metalicznej i nanomatrycy komórkowej) opisanych tutaj kompozytów metalicznych.
Struktura mikroskopowa kompozytu metalicznego rządzi nie tylko zachowaniem kompozytu metalicznego pod względem szybkości rozpadu, ale również wpływa na wytrzymałość kompozytu metalicznego. W konsekwencji opisane tutaj kompozyty metaliczne wykazują również selektywnie dostosowywaną wytrzymałość materiału (a także inne właściwości materiału), przy czym wytrzymałość materiału jest zróżnicowana w zależności od warunków obróbki i materiałów stosowanych w produkcji kompozytu metalicznego. Dla zilustrowania, fig. 7A przedstawia mikrofotografię elektronową powierzchni przełomu wypraski uformowanej z czystego proszku Mg, a fig. 7B przedstawia mikrofotografię elektronową powierzchni przełomu przykładowej postaci wykonania kompozytu metalicznego z nanomatrycą komórkową, jak opisano w niniejszym dokumencie. Morfologia mikrostrukturalna zasadniczo ciągłej nanomatrycy komórkowej, która może zostać wybrana tak, aby zapewnić wzmocnienie materiału fazy, z osnową metaliczną (zawierającą materiał rdzenia cząstki), zapewnia uzyskanie opisanych tu kompozytów metalicznych o poprawionych właściwościach mechanicznych, w tym wytrzymałości na ściskanie i wytrzymałości na ścinanie, ponieważ można manipulować uzyskiwaną morfologią nanomatrycy komórkowej/osnowy metalicznej dla zapewnienia wzmocnienia poprzez procesy, które są podobne do tradycyjnych mechanizmów wzmacniania, takich jak redukcja rozmiaru ziarna, utwardzanie roztworowe poprzez zastosowanie atomów zanieczyszczeń, utwardzanie wydzieleniowe lub starzenie oraz mechanizmy umocnienia przez zgniot. Struktura nanomatrycy komórkowej/osnowy metalicznej ma tendencję do ograniczania ruchu dyslokacji dzięki licznym powierzchniom styku nanomatrycy cząstek, jak również powierzchniom styku pomiędzy odrębnymi warstwami w obrębie materiału nanomatrycy komórkowej, jak opisano w niniejszym dokumencie. Znajduje to odzwierciedlenie w zachowaniu tychże materiałów podczas pękania, jak zilustrowano na fig. 7A i 7B. Na fig. 7A wypraska wykonana z użyciem niepowleczonego czystego proszku Mg i poddana naprężeniu ścinającemu wystarczającemu do spowodowania rozerwania wykazywała przełom międzyziarnowy. W przeciwieństwie do tego, na fig. 7B kompozyt metaliczny wykonany z użyciem cząstek proszku zawierających rdzenie cząstek proszku z czystego Mg z utworzeniem osnowy metalicznej i metalicznych warstw powłoki zawierających Al z utworzeniem nanomatrycy komórkowej i poddany naprężeniu ścinającemu wystarczającemu do spowodowania rozerwania wykazywał przełom śródkrystaliczny i zasadniczo wyższe naprężenie przy pękaniu, jak opisano w niniejszym dokumencie. Ponieważ materiały te charakteryzują się wysoką wytrzymałością, materiał rdzenia i materiał powlekający można wybrać tak, aby wykorzystywać materiały o niskiej gęstości lub inne materiały o niskiej gęstości, takie jak metale o niskiej gęstości, materiały ceramiczne, szkła lub węgiel, które w innym przypadku nie zapewniłyby niezbędnej charakterystyki wytrzymałościowej do pożądanych zastosowań, w tym w narzędziach i komponentach wiertniczych.
W celu dalszego zilustrowania selektywnie dostosowywanych właściwości materiałów kompozytów metalicznych zawierających nanomatrycę komórkową, na fig. 8 przedstawiono wykres wytrzymałości na ściskanie kompozytu metalicznego z nanomatrycą komórkową w funkcji procentowej zawartości wagowego składnika (AI2O3) nanomatrycy komórkowej. Fig. 8 wyraźnie pokazuje wpływ zmian procentowej zawartości wagowej (% wag.), tj. grubości, powłoki z tlenku glinu na wytrzymałość na ściskanie w temperaturze pokojowej kompozytu metalicznego z nanomatrycą komórkową utworzoną z powlekanych cząstek proszku zawierających wielowarstwową (Al/Al2O3/Al) warstwę powłoki
PL 237 181 B1 metalicznej na rdzeniach cząstek z czystego Mg. W tym przykładzie optymalną wytrzymałość osiągnięto przy 4% wag. tlenku glinu, reprezentującą wzrost o 21% w porównaniu z wartością dla 0% wag. tlenek glinu.
Zatem, opisane tutaj kompozyty metaliczne mogą być skonfigurowane tak, aby zapewnić szeroki zakres możliwych do wyboru i kontrolowania zachowań związanych z korozją lub rozpadem, począwszy od bardzo małych szybkości korozji aż do ekstremalnie dużych szybkości korozji, w szczególności szybkości korozji, które są tak niższe jak i wyższe niż dla kompaktów proszkowych, które nie zawierają w swoim składzie nanomatrycy komórkowej, takich jak wypraska uformowana z czystego proszku Mg, na drodze tych samych procesów zagęszczania i spiekania, w porównaniu z tymi, które zawierają rozproszone cząstki czystego Mg w różnych nanomatrycach komórkowych opisanych w niniejszym dokumencie. Takie kompozyty metaliczne 200 mogą być również skonfigurowane tak, aby zapewniały zasadniczo ulepszone właściwości w porównaniu z wypraskami uformowanymi z cząstek czystego metalu (np. czystego Mg), które nie zawierają opisanych tutaj nanometrowych powłok. Ponadto stopy metali (utworzone np. poprzez odlewanie roztopionego materiału lub uzyskane w wyniku metalurgicznej obróbki proszku) bez nanomatrycy komórkowej również nie zawierają selektywnie dostosowywanego materiału i nie wykazują właściwości chemicznych, takich jak opisane tutaj kompozyty metaliczne.
Jak wspomniano wyżej, kompozyt metaliczny stosowany jest do wytwarzania wyrobów, które można zastosować jako narzędzia lub instrumenty, np. w środowisku odwiertu wgłębnego. W szczególnym przykładzie wykonania wyrób oznacza uszczelnienie, człon w kształcie ściętego stożka, tuleję lub dolny łącznik. W innym przykładzie wykonania stosuje się kombinację tychże wyrobów jako ulegający rozpadowi rurowy układ kotwiczący.
Odnosząc się do fig. 9A i 9B, zilustrowano oznaczony liczbą 510 przykład wykonania ujawnionego tu, ulegającego rozpadowi, rurowego układu kotwiczącego. Układ uszczelniający 510 zawiera człon w kształcie ściętego stożka 514 (określany również jako stożek i pokazany indywidualnie na fig. 10) zawierający pierwszą część w kształcie ściętego stożka 516 i drugą w część kształcie ściętego stożka 520, które są zwężone w przeciwnych wzdłużnych kierunkach względem siebie. Dolny łącznik 570 (pokazany indywidualnie na fig. 11) jest umieszczony na końcu ulegającego rozpadowi układu 510. Tuleja 524 (pokazana indywidualnie na fig. 12) może rozszerzać się radialnie w odpo wiedzi na przesunięcie wzdłużne w kierunku pierwszej części w kształcie ściętego stożka 516. Podobnie, uszczelnienie 528 (pokazane indywidualnie na fig. 13A i 13B) może rozszerzać się radialnie w odpowiedzi na przesunięcie wzdłużne w kierunku drugiej części w kształcie ściętego stożka 520. Jednym ze sposobów przemieszczania tulei 524 i uszczelnienia 528 względem części w kształcie ściętego stożka 516, 520 jest ściśnięcie wzdłużnie kompletnego zespołu narzędziem nastawczym 558.
Uszczelnienie 528 zawiera gniazdo 532 z powierzchnią 536, która zwęża się w tym przykładzie wykonania i przyjmuje korek 578, który może szczelnie połączyć się z powierzchnią 536 uszczelnienia 528.
Gniazdo 532 uszczelnienia 528 zawiera również kołnierz 544, który jest umieszczony pomiędzy uszczelnieniem 528 a drugą częścią w kształcie ściętego stożka 520. Kołnierz 544 ma ścianę 548, której grubość zmniejsza się z powodu skierowanej radialnie do jego wnętrza powierzchni w kształcie ściętego stożka 552. Zmienna grubość ścianki 548 umożliwia łatwiejszą deformację cieńszych części niż grubszych części. Może to być korzystne co najmniej z dwóch powodów. Po pierwsze, część o cieńszej ściance 549 może odkształcić się, gdy kołnierz 544 zostaje przesunięty względem drugiej części w kształcie ściętego stożka 520 dla radialnego rozszerzenia uszczelnienia 528 dla uzyskania połączenia uszczelniającego ze strukturą 540. Po drugie, część o grubszej ściance 550 powinna opierać się deformacji z powodu różnicy ciśnienia w jej poprzek, która powstaje podczas dociskania korka (np. korka 578) osadzonego w gnieździe 532, na przykład podczas operacji obróbki. Kąt stożkowatości powierzchni w kształcie ściętego stożka 552 może zostać wybrany tak, aby pasował do kąta stożkowatości drugiej części w kształcie ściętego stożka 520, pozwalając dzięki temu na zapewnienie przez drugą część w kształcie ściętego stożka 520 radialnego podparcia kołnierza 544, co najmniej w obszarach, w których pozostają one ze sobą w kontakcie.
Ulegający rozpadowi rurowy układ kotwiczący 510 jest skonfigurowany, aby osadzić (tj. zakotwiczyć) i połączyć szczelnie ze strukturą 540, taką jak rura prowadnikowa, obudowa albo zamknięty lub otwarty otwór na przykład w otworze wiertniczym w formacji w ziemi, gdy jest wykorzystywany w zastosowaniach związanych z wydobyciem węglowodorów i składowaniem dwutlenku węgla. Uszczelnienie i zakotwiczenie w strukturze 540 pozwala na zwiększenie ciśnienia wywieranego na osadzony w niej korek 578 dla obróbki formacji w ziemi, co ma miejsce na przykład podczas szcze
PL 237 181 B1 linowania i obróbki kwasowej. Oprócz tego, gniazdo 532 jest umieszczone w uszczelnieniu 528 tak, że ciśnienie wywierane na korek osadzony na gnieździe 532 dociska uszczelnienie 528 do tulei 524, aby poprawić przez to zarówno połączenie uszczelniające uszczelnienia 528 ze strukturą 540, jak i z członem w kształcie ściętego stożka 514, a także zwiększyć zaczepienie kotwiczące tulei 524 ze strukturą 540.
Układ uszczelniający 510 może być skonfigurowany tak, że tuleja 524 jest zakotwiczona (przytwierdzona w określonej pozycji) do struktury 540 przed szczelnym połączeniem uszczelnienia 528 ze strukturą 540, albo tak, że uszczelnienie 528 jest szczelnie połączone ze strukturą 540 przed zakotwiczeniem tulei 524 do struktury 540. Regulację, które z uszczelnienia 528 i tulei 524 łączy się jako pierwsze ze strukturą 540, można przeprowadzić z wykorzystaniem zależności właściwości materiału (np. względna wytrzymałość na ściskanie) lub zależności wymiarowych pomiędzy komponentami zaangażowanymi w utworzenie uszczelnienia 528 w porównaniu z komponentami zaangażowanymi w ustawianie tulei 524. Bez względu na to, czy ze strukturą 540 łączy się najpierw tuleja 524, czy uszczelnienie 528, ustawienie może być ustawione w odpowiedzi na ukierunkowanie części narzędzia nastawczego, które ustawia ulegający rozpadowi rurowy układ kotwiczący 510. Uszkodzenie uszczelnienia 528 można zminimalizować przez ograniczenie lub wyeliminowanie względnego ruchu pomiędzy uszczelnieniem 528 a strukturą 540 po połączeniu uszczelnienia 528 ze strukturą 540. W tym przykładzie wykonania połączenie uszczelnienia 528 ze strukturą 540 przed połączeniem tulei 524 ze strukturą 540 może pozwolić na osiągnięcie tego celu.
Powierzchnia 536 gniazda 532 jest usytuowana wzdłużnie przed tuleją 524 (patrząc w kierunku przepływu płynu, który dociska korek do gniazda 532). Dodatkowo gniazdo 536 uszczelnienia może być umieszczone wzdłużnie powyżej kołnierza 544 uszczelnienia 528. To relatywne pozycjonowanie pozwala siłom wytwarzanym przez ciśnienie na korek osadzony wewnątrz powierzchni 536 dalej wciskać uszczelnienie 528 dla uzyskania połączenia uszczelniającego ze strukturą 540.
Ta część kołnierza 544, która ulega deformacji, dopasowuje się do drugiej części w kształcie ściętego stożka 520 w stopniu wystarczającym, aby była przez nią radialnie podtrzymywana, bez względu na to, czy zgadzają się kąty stożkowatości. Druga część w kształcie ściętego stożka 520 może mieć kąty stożkowatości od około 1° do około 30°, w szczególności około 2° do około 20° w celu ułatwienia radialnego rozszerzania kołnierza 544 oraz aby umożliwić powstanie sił tarcia pomiędzy kołnierzem 544 a drugą częścią w kształcie ściętego stożka 520, w celu zachowania relacji położenia pomiędzy nimi po ustaniu działania sił wzdłużnych, które powodowały ruch pomiędzy nimi. Pierwsza część w kształcie ściętego stożka 516 może również mieć kąty stożkowatości od około 10° do około 30°, w szczególności około 14° do około 20° z tych samych powodów co druga część w kształcie ściętego stożka 520. Jedna lub obie powierzchnie 552 w kształcie ściętego stożka oraz druga część w kształcie ściętego stożka 520 mogą mieć więcej niż jeden kąt stożkowatości, jak zilustrowano w niniejszym dokumencie, na drugiej części w kształcie ściętego stożka 520, w której wierzchołek 556 ma większy kąt stożkowatości niż ma powierzchnia 520 dalej od wierzchołka 556. Dysponowanie wieloma kątami stożkowatości daje operatorom większą kontrolę nad wielkością radialnego rozszerzenia kołnierza 544 (a co za tym idzie - uszczelnienia 528) na jednostkę wzdłużnego ruchu pomiędzy kołnierzem 544 a członem w kształcie ściętego stożka 514. Kąty stożkowatości, oprócz innych zmiennych, zapewniają również dodatkową kontrolę nad siłami wzdłużnymi koniecznymi do przemieszczania kołnierza 544 względem członu w kształcie ściętego stożka 514. Taka kontrola może umożliwiać rozszerzanie kołnierza 544 uszczelnienia 528 w ulegającym rozpadowi rurowym układzie kotwiczącym 510, aby ustawić uszczelnienie 528 przed rozszerzeniem i ustawieniem tulei 224.
W pewnym przykładzie wykonania narzędzie nastawcze 558 jest umieszczone wzdłuż długości układu 510 od dolnego łącznika 570 do uszczelnienia 528. Narzędzie nastawcze 558 może wytwarzać obciążenia potrzebne do wywołania ruchu członu w kształcie ściętego stożka 514 względem tulei 524. Narzędzie nastawcze 558 może mieć trzpień 560 z ogranicznikiem 562 dołączonym do jednego końca 564 za pomocą członu 566 ulegającego uszkodzeniu pod wpływem nadmiernej siły. Ogranicznik 562 jest umieszczony tak, aby stykał się z dolnym łącznikiem 570. Płyta 568 umieszczona w kontakcie z uszczelnieniem 528, poruszając się po zadanym torze wzdłuż trzpienia 560 (za pomocą nie pokazanych tutaj środków) w kierunku do ogranicznika 562, przy dolnym łączniku 570 może wzdłużnie dociskać człon w kształcie ściętego stożka 514 do tulei 524. Można dokonać takich ustawień, aby obciążenia niszczące człon 566 ulegający uszkodzeniu pod wpływem nadmiernej siły występowały dopiero po tym, gdy tuleja 524 zostanie radialnie zmodyfikowana o określoną wielkość przez człon w kształcie ściętego stożka 514. Po rozerwaniu członu 566 ulegającego uszkodzeniu pod wpływem
PL 237 181 B1 nadmiernej siły, ogranicznik 562 może oddzielić się od trzpienia 560, co pozwala na przykład na wycofanie trzpienia 560 i płyty 568 na powierzchnię.
Zgodnie z pewnym przykładem wykonania powierzchnia 572 tulei 524 zawiera występy 574, które można określić jako zęby, skonfigurowane tak, aby zaczepiały się o ścianę 576 struktury 540, w obrębie której wykorzystywany jest układ 510 ulegający dezintegracji, gdy powierzchnia 572 znajduje się w radialnie modyfikowanej (tj. rozszerzanej) konfiguracji. To zaczepienie służy do zakotwiczenia układu 510 ulegającego dezintegracji do struktury 540, aby zapobiec względnemu ruchowi pomiędzy nimi. Chociaż struktura 540 ujawniona w tym przykładzie wykonania jest rurowa, taka jak rura prowadnikowa lub obudowa w otworze wiertniczym, może to być na przykład otwarty otwór w formacji w ziemi.
Fig. 9B przedstawia układ 510 ulegający dezintegracji, po usunięciu narzędzia nastawczego 558 ze struktury 540, po ustawieniu układu 510 ulegającego dezintegracji. W tym przypadku występy 574 tulei 524 zaczepiają się o ścianę 576 struktury 540 dla zakotwiczenia w niej układu 510 ulegającego dezintegracji. Dodatkowo uszczelnienie 528 zostało radialnie rozszerzone, aby kontaktowało się ze ścianą 576 struktury 540 na zewnętrznej powierzchni uszczelnienia 528 z powodu jego ściśnięcia przez narzędzie nastawcze 558. Uszczelnienie 528 ulega deformacji tak, że długość uszczelnienia 528 zwiększa się wraz ze zmniejszaniem się grubości podczas ściskania uszczelnienia 528 pomiędzy członem w kształcie ściętego stożka 514 a ścianą 576 struktury 540. Tym sposobem uszczelnienie 528 tworzy uszczelnienie metal-metal z członem w kształcie ściętego stożka 514 oraz uszczelnienie metal-metal ze ścianą 576. Alternatywnie uszczelnienie 528 może odkształcić się, aby wypełnić elementy topograficzne ściany 576, takie jak luki, jamy, występy i tym podobne. Podobnie ciągliwość i wytrzymałość na rozciąganie uszczelnienia 528 pozwalają na deformację uszczelnienia 528 w celu wypełnienia elementów topograficznych członu w kształcie ściętego stożka 514.
Po ustawieniu układu 510 ulegającego dezintegracji z występami 574 tulei 514, korek 578 może być umieszczony na powierzchni 536 gniazda 532. Po szczelnym połączeniu korka 578 z gniazdem 536, ciśnienie może być zwiększone po stronie jego dopływu dla wykonania pracy, takiej jak szczelinowanie formacji ziemi lub uruchomienie narzędzia wiertniczego, wykorzystywanego na przykład do wydobywania węglowodorów.
W pewnym przykładzie wykonania, jak pokazano na fig. 9B, korek 578, np. kula, wchodzi w kontakt z gniazdem 532 uszczelnienia 528. Doprowadzane jest ciśnienie, na przykład, hydraulicznie, do korka 578 do odkształcenia kołnierza 544 uszczelnienia 528. Deformacja kołnierza 544 powoduje wydłużenie ściany 548 i szczelne połączenie ze strukturą 540 (np. obudową otworu wiertniczego) z utworzeniem uszczelnienia metal-metal z pierwszą częścią w kształcie ściętego stożka 516 członu w kształcie ściętego stożka 514 oraz z utworzeniem innego uszczelnienia metal-metal ze strukturą 576. W tym przypadku ciągliwość kompozytu metalicznego pozwala na wypełnienie przez uszczelnienie 528 przestrzeni pomiędzy strukturą 540 a członem w kształcie ściętego stożka 514. W tym momencie może być wykonana operacja wiertnicza, a korek 578 - usunięty bezpośrednio po wykonaniu operacji. Usunięcie korka 578 z gniazda 532 może następować przez wytworzenie różnicy ciśnień w poprzek korka 578, tak że korek 578 jest usuwany z gniazda 532 i odchodzi od uszczelnienia 528 i członu w kształcie ściętego stożka 514. Następnie dowolny z elementów: uszczelnienie 528, człon w kształcie ściętego stożka 514, tuleja 524 lub dolny łącznik 570 mogą ulec dezintegracji przez kontakt z płynem wiertniczym. Alternatywnie, przed usunięciem korka 578 z gniazda 532, płyn wiertniczy może wejść w kontakt i spowodować rozpad uszczelnienia 528, a korek 578 może być następnie usunięty z dowolnego z pozostałych komponentów ulegającego rozpadowi układu 510. Rozpad uszczelnienia 528, członu w kształcie ściętego stożka 514, tulei 524 lub dolnego łącznika 570 jest korzystny przynajmniej częściowo, ponieważ przywraca się drogę przepływu w otworze wiertniczym bez mechanicznego usuwania komponentów układu 510 ulegającego rozpadowi (np. przez wiercenie lub mielenie) lub wypłukiwanie odpadów z otworu wiertniczego. Należy zauważyć, że szybkości rozpadu składników ulegającego rozpadowi układu 510 są niezależnie selektywnie dostosowywane, jak omówiono powyżej, i że uszczelnienie 528, człon w kształcie ściętego stożka 514, tuleja 524 lub dolny łącznik 570 wykazują niezależnie selektywnie dostosowane właściwości materiału, takie jak granica plastyczności i wytrzymałość na ściskanie.
Zgodnie z innym przykładem wykonania ulegający rozpadowi rurowy układ kotwiczący 510 jest skonfigurowany tak, aby pozostawiał otwór przelotowy 580 o wewnętrznym wymiarze radialnym 582 i zewnętrznym wymiarze radialnym 584 określonym przez największy wymiar radialny ulegającego rozpadowi układu 510, gdy jest on ustawiony wewnątrz struktury 540. W pewnym przykładzie wyko
PL 237 181 B1 nania wewnętrzny wymiar radialny 582 może być wystarczająco duży, aby trzpień 560 narzędzia nastawczego 558 przeszedł przez układ 510. Ogranicznik 562 narzędzia nastawczego 558 może być pozostawiony w strukturze 540 po ustawieniu układu 510 ulegającego rozpadowi i usunięciu trzpienia 560. Ogranicznik 562 może być wyłowiony ze struktury 540 po dezintegracji układu 510 co najmniej do punktu, w którym ogranicznik 562 może przejść przez wewnętrzny wymiar radialny 582. Zatem, komponent ulegającego dezintegracji układu 510 może być zasadniczo stały. Dzięki włączeniu otworu przelotowego 580 do układu ulegającego dezintegracji 510, płyn może być cyrkulowany przez układ ulegający dezintegracji 510 albo od strony wypływu, albo od strony dopływu w strukturze 540, aby spowodować dezintegrację komponentu (np. tulei).
W innym przykładzie wykonania ulegający rozpadowi rurowy układ kotwiczący 510 jest skonfigurowany z wewnętrznym wymiarem radialnym 582, który jest duży w relacji do zewnętrznego wymiaru radialnego 584. Zgodnie z jednym przykładem wykonania wewnętrzny wymiar radialny 582 jest większy niż 50% zewnętrznego wymiaru radialnego 584, w szczególności większy niż 60%, a bardziej szczegółowo większy niż 70%.
Uszczelnienie, człon w kształcie ściętego stożka, tuleja i dolny łącznik mogą mieć korzystne właściwości do zastosowania na przykład w środowisku odwiertu wgłębnego, albo w kombinacji, albo oddzielnie. Komponenty te ulegają rozpadowi i mogą być częścią opisanego tutaj układu kotwiczącego ulegającego całkowitemu rozpadowi. Ponadto komponenty te wykazują właściwości mechaniczne i chemiczne opisanego tutaj kompozytu metalicznego. Komponenty te zatem korzystnie w sposób selektywny i dostosowany ulegają rozpadowi w odpowiedzi na kontakt z płynem lub zmianę warunków (np. pH, temperatury, ciśnienia, czasu i tym podobnych). Do przykładowych płynów należą solanka, kwas mineralny, kwas organiczny lub kombinacja zawierająca co najmniej jeden z powyższych.
Przekrój poprzeczny przykładu wykonania członu w kształcie ściętego stożka został pokazany na fig. 10. Jak opisano powyżej, człon w kształcie ściętego stożka 514 zawiera pierwszą część w kształcie ściętego stożka 516, drugą część w kształcie ściętego stożka 520 oraz wierzchołek 556. Kąt stożkowatości członu w kształcie ściętego stożka 514 może zmieniać się wzdłuż zewnętrznej powierzchni 584, dzięki czemu człon w kształcie ściętego stożka 514 ma rozmaite kształty przekroju poprzecznego, w tym pokazany kształt ściętego podwójnego stożka. Zatem grubość ścianki 586 może zmieniać się wzdłuż długości członu w kształcie ściętego stożka 514, a wewnętrzna średnica członu w kształcie ściętego stożka 514 może być wybrana pod kątem określonego zastosowania. Człon w kształcie ściętego stożka 514 może mieć różne zastosowania, takie jak w opisanym tutaj ulegającym rozpadowi rurowym układzie kotwiczącym, a także w dowolnej sytuacji, w której użyteczny jest wytrzymały lub ulegający rozpadowi kształt ściętego stożka. Do przykładowych zastosowań należą łożysko, złącze z kołnierzem kielichowym, trzpień zaworu, pierścień uszczelniający i tym podobne.
Przekrój poprzeczny dolnego łącznika został pokazany na fig. 11. Dolny łącznik 700 ma pierwszy koniec 702, drugi koniec 704, opcjonalny gwint 706, opcjonalne otwory przelotowe 708, wewnętrzną średnicę 710 i zewnętrzną średnicę 712. W pewnym przykładzie wykonania dolny łącznik 700 stanowi zakończenie narzędzia (np. układu ulegającego dezintegracji 510). W innym przykładzie wykonania dolny łącznik 700 jest umieszczony na końcu kolumny wiertniczej. W pewnym przykładzie wykonania dolny łącznik 700 stosuje się do mocowania narzędzi do kolumny. Alternatywnie dolny łącznik 700 może być stosowany pomiędzy narzędziami lub kolumnami i może wchodzić w skład złącza. Dolny łącznik 700 można zastosować z kolumną i wyrobem, takim jak korek typu korek mostkujący (szczelinowania) („bridge plug”), korek do szczelinowania („frac plug”), pompa błotna, uszczelniacz, klin odchylający wyciągalny i tym podobne. W jednym nie ograniczającym przykładzie wykonania pierwszy koniec 702 zapewnia powierzchnię styku np. z członem w kształcie ściętego stożka 514 i tuleją 524. Drugi koniec 704 wchodzi w kontakt z ogranicznikiem 562 narzędzia nastawczego 558. Gwint 706, jeśli występuje, może być stosowany do przytwierdzenia dolnego łącznika 700 do wyrobu. W pewnym przykładzie wykonania człon w kształcie ściętego stożka 514 zawiera gwintowaną część pasującą do gwintu 706. W pewnych przykładach wykonania gwint 706 jest nieobecny, a wewnętrzna średnica 710 może stanowić prosty wywiercony otwór lub może zawierać jego zwężające się części. Otwory przelotowe 708 mogą przesyłać płyn, np. solankę, w celu dezintegracji dolnego łącznika 700 lub innych komponentów ulegającego rozpadowi układu 510. Otwory przelotowe również mogą stanowić punkt przyłączenia członu 566 ulegającego uszkodzeniu pod wpływem nadmiernej siły, stosowanego w połączeniu z narzędziem nastawczym 558 lub podobnym urządzeniem. Uważa się, że dolny łącznik 700 może mieć inny kształt przekroju poprzecznego niż pokazany na fig. 11. Do przykładowych kształtów należą stożek, elipsoida, torus, sfera, walec, ich kształty ścięte, kształty asyme
PL 237 181 B1 tryczne, w tym kombinacja wyżej wymienionych i tym podobne. Ponadto, dolny łącznik 700 może być elementem stałym lub może mieć wewnętrzną średnicę stanowiącą co najmniej 10% rozmiaru zewnętrznej średnicy, w szczególności co najmniej 50%, a bardziej szczegółowo co najmniej 70%.
Tuleja została pokazana na fig. 12A, 12B i 12C odpowiednio w widoku per spektywicznym, przekroju poprzecznym i rzutach z góry. Tuleja 524 zawiera powierzchnię zewnętrzną 572, występy 574 rozmieszczone na zewnętrznej powierzchni 572 i wewnętrznej powierzchni 571. Tuleja 524 działa jako pierścień ślizgowy z występami 574 jako ślizgami, które zaczepiają się o powierzchnię, taką jak ściana obudowy lub otwarty otwór, gdy tuleja 524 rozszerza się radialnie w reakcji na kontaktowanie się pierwszej części 573 wewnętrznej powierzchni 571 ze współpracującą powierzchnią (np. pierwszą częścią w kształcie ściętego stożka 516 na fig. 10). Występy 574 mogą otaczać obwodowo całość tulei 524. Alternatywnie występy 574 mogą być oddzielone, czy to symetrycznie, czy asymetrycznie, jak pokazano na rzucie z góry na fig. 12C. Kształt tulei 524 nie ogranicza się do kształtu pokazanego na fig. 12. Tuleja, oprócz tego, że stanowi pierścień ślizgowy w ulegającym rozpadowi rurowym układzie kotwiczącym zilustrowanym na fig. 9, może znaleźć zastosowanie do ustawiania licznych narzędzi w tym uszczelniacza, korka typu korek mostkujący (szczelinowania) („bridge plug”) lub korek do szczelinowania („frac plug”), albo może być umieszczona w dowolnym otoczeniu, w którym może być zrealizowane przeciwdziałanie poślizgowi wyrobu przez zaczepianie występów tulei o współpracującą powierzchnię.
Na fig. 13A i 13B uszczelnienie 400 posiada wewnętrzną powierzchnię uszczelniającą 402, zewnętrzną powierzchnię uszczelniającą 404, gniazda 406 oraz powierzchnię 408 gniazda 406. Powierzchnia 408 jest skonfigurowana (np. ukształtowana) tak, aby pomieścić człon (np. korek) do zapewnienia siły działającej na uszczelnienie 400, dla potrzeb odkształcenia uszczelnienia, tak aby wewnętrzna powierzchnia uszczelniająca 402 i zewnętrzna powierzchnia uszczelniająca 404 utworzyły odpowiednio uszczelnienia metal-metal ze współpracującymi powierzchniami (nie pokazane na fig. 13A i 13B). Alternatywnie, przykłada się siłę ściskającą do uszczelnienia 400 przez człon w kształcie ściętego stożka i narzędzie nastawcze umieszczone po przeciwnych końcach uszczelnienia 400, jak na fig. 9A. W pewnym przykładzie wykonania uszczelnienie 400 znajduje zastosowanie w środowisku odwiertu wgłębnego jako dopasowujące się, odkształcalne, wysoce ciągliwe i ulegające rozpadowi uszczelnienie. W pewnym przykładzie wykonania uszczelnienie 400 stanowi korek typu „bridge plug”, uszczelka, zawór klapowy i tym podobne.
Dodatkowo oprócz selektywnej skłonności do korozji, opisane tu uszczelnienie deformuje się na miejscu, dopasowując się do przestrzeni, w której jest ono umieszczone, w odpowiedzi na przyłożone ciśnienie osadzania, które jest ciśnieniem wystarczająco dużym, aby rozszerzyć radialnie uszczelnienie lub aby zmniejszyć grubość ścianki uszczelnienia poprzez zwiększenie długości uszczelnienia. W odróżnieniu od wielu rodzajów uszczelnień, np. uszczelnienia elastomerowego, opisane tutaj uszczelnienie otrzymuje się w kształcie, który odpowiada powierzchni współpracującej, która ma być uszczelniona, np. obudowy albo narzędzia wiertniczego w kształcie ściętego stożka . W pewnym przykładzie wykonania uszczelnienie stanowi uszczelnienie tymczasowe i ma pewien początkowy kształt, który może zostać wprowadzany w głąb, a następnie zdeformowany pod ciśnieniem z utworzeniem uszczelnienia metal-metal, które ulega odkształceniu, dopasowując się do powierzchni, z którą uszczelnienie wchodzi w kontakt i wypełnia przestrzenie (np. luki) w powierzchni współpracującej. Aby uzyskać właściwości uszczelnienia, uszczelnienie charakteryzuje się procentowym wydłużeniem od około 10% do około 75%, w szczególności od około 15% do około 50%, a bardziej szczegółowo od około 15% do około 25%, względem oryginalnego rozmiaru uszczelnienia. Uszczelnienie wykazuje granicę plastyczności od około 15 kilofuntów na cal kwadratowy (ksi) do około 50 ksi (103 MPa - 345 MPa), a w szczególności około 15 ksi do około 45 ksi (103-310 MPa). Wytrzymałość na ściskanie uszczelnienia wynosi od około 30 ksi do około 100 ksi (207-690 MPa), a w szczególności około 40 ksi do około 80 ksi (276-552 MPa). Aby zdeformować uszczelnienie, można przyłożyć ciśnienie do około 10 000 psi (69 MPa), a w szczególności około 9000 psi (62 MPa).
W odróżnieniu od uszczelnień elastomerowych, opisane tutaj uszczelnienie zawierające kompozyt metaliczny charakteryzuje się odpornością temperaturową do około 1200°F (650°C), w szczególności do około 1000°F (540°C), a bardziej szczegółowo do około 800°F (430°C). Uszczelnienie jest tymczasowe w tym sensie, że uszczelnienie może ulegać selektywnej i dostosowanej do potrzeb dezintegracji w odpowiedzi na kontakt z płynem wiertniczym lub zmianę warunków (np. pH, temperatury, ciśnienia, czasu i tym podobnych). Do przykładowych płynów wiertniczych należą solanka, kwas mineralny, kwas organiczny lub kombinacja zawierająca co najmniej jeden z powyższych.
PL 237 181 B1
Ponieważ uszczelnienie współpracuje z innymi komponentami, np. członem w kształcie ściętego stożka, tuleją lub dolnym łącznikiem np. w opisanym tu ulegającym rozpadowi rurowym układzie kotwiczącym, właściwości każdego komponentu są dobrane pod kątem odpowiedniego względnie selektywnie dobieranego materiału i właściwości chemicznych. Właściwości te stanowią charakterystykę kompozytu metalicznego i warunków obróbki, w których powstaje kompozyt metaliczny, który jest stosowany do wytwarzania takich wyrobów, tj. komponentów. Dlatego też w pewnym przykładzie wykonania kompozyt metaliczny komponentu będzie różnił się od kompozytu innego komponentu układu ulegającego rozpadowi. Tym sposobem komponenty wykazują niezależne selektywnie dostosowywane właściwości mechaniczne i chemiczne.
Zgodnie z pewnym przykładem wykonania tuleja i uszczelnienie ulegają deformacji pod wpływem siły przekazywanej przez człon w kształcie ściętego stożka i dolny łącznik. Aby uzyskać ten wynik, tuleja i uszczelnienie wykazują wytrzymałość na ściskanie mniejszą niż wytrzymałość na ściskanie dolnego łącznika lub członu w kształcie ściętego stożka. W innym przykładzie wykonania tuleja deformuje się przed, po lub jednocześnie z deformacją uszczelnienia. Uważa się, że dolny łącznik lub człon w kształcie ściętego stożka ulega deformacji w pewnych postaciach wykonania. W pewnym przykładzie wykonania komponent zawiera inną ilość środka wzmacniającego niż inny komponent, gdzie na przykład komponent o wyższej wytrzymałości zawiera większą ilość środka wzmacniającego niż komponent o mniejszej wytrzymałości. W określonym przykładzie wykonania, człon w kształcie ściętego stożka zawiera większą ilość środka wzmacniającego niż zawarta w uszczelnieniu. W innym przykładzie wykonania człon w kształcie ściętego stożka zawiera większą ilość środka wzmacniającego niż zawarta w tulei. Podobnie, dolny łącznik może zawierać większą ilość środka wzmacniającego niż uszczelnienie czy tuleja. W szczególnym przykładzie wykonania człon w kształcie ściętego stożka wykazuje wytrzymałość na ściskanie większą niż wytrzymałość na ściskanie uszczelnienia, czy tulei. W jednym przykładzie wykonania człon w kształcie ściętego stożka wykazuje wytrzymałość na ściskanie od 40 ksi do 100 ksi (276-690 MPa), w szczególności 50 ksi do 100 ksi (345-690 MPa). W innym przykładzie wykonania, dolny łącznik wykazuje wytrzymałość na ściskanie od 40 ksi do 100 ksi (276-690 MPa), w szczególności 50 ksi do 100 ksi (345-690 MPa). W jeszcze innym przykładzie wykonania, uszczelnienie wykazuje wytrzymałość na ściskanie od 30 ksi do 70 ksi (207-483 MPa), w szczególności 30 ksi do 60 ksi (207-414 MPa). W jeszcze innym przykładzie wykonania tuleja wykazuje wytrzymałość na ściskanie od 30 ksi do 80 ksi (207-552 MPa), w szczególności 30 ksi do 70 ksi (207-483 MPa). Zatem, pod wpływem siły ściskającej albo uszczelnienie ulegnie deformacji albo tuleja, zanim nastąpi deformacja czy to dolnego łącznika, czy członu w kształcie ściętego stożka.
Do innych czynników, które mogą wpływać na względną wytrzymałość komponentów, należą rodzaj i rozmiar cząstek środka wzmacniającego w każdym z komponentów. W pewnym przykładzie wykonania człon w kształcie ściętego stożka zawiera wzmocnienie o mniejszym rozmiarze cząstek niż środek wzmacniający w uszczelnieniu, czy tulei. W jeszcze innym przykładzie wykonania dolny łącznik zawiera środek wzmacniający o mniejszym rozmiarze cząstek niż środek wzmacniający w uszczelnieniu, czy tulei. W jednym przykładzie wykonania człon w kształcie ściętego stożka zawiera środek wzmacniający, taki jak ceramika, metal, cermet lub ich kombinację, przy czym rozmiar cząstek środka wzmacniającego wynosi od 10 nm do 200 gm, zwłaszcza 100 nm do 100 gm.
Jeszcze innym czynnikiem wpływającym na względnie selektywnie dobierany materiał i właściwości chemiczne komponentów są składniki kompozytu metalicznego, tj. nanomatryca metaliczna nanomatrycy komórkowej, osnowa metaliczna rozmieszczona w nanomatrycy komórkowej albo środek kontrolujący rozpad. Wytrzymałości na ściskanie i rozciąganie oraz szybkość rozpadu określone są przez tożsamość chemiczną i względną ilość tychże składników. Zatem właściwości te można regulować za pomocą składników kompozytu metalicznego. Zgodnie z pewnym przykładem wykonania komponent (np. uszczelnienie, człon w kształcie ściętego stożka, tuleja lub dolny łącznik) zawiera osnowę metaliczną kompozytu metalicznego, w której skład wchodzi czysty metal, a inny komponent zawiera osnowę metaliczną, w której skład wchodzi stop. W innym przykładzie wykonania uszczelnienie zawiera osnowę metaliczną, w której skład wchodzi czysty metal, a człon w kształcie ściętego stożka zawiera osnowę metaliczną, w której skład wchodzi stop. W dodatkowym przykładzie wykonania tuleja zawiera osnowę metaliczną stanowiącą czysty metal. Uważa się, że składnik może być funkcjonalnie stopniowany, co polega na tym, że osnowa metaliczna kompozytu metalicznego może zawierać zarówno czysty metal, jak i stop wykazujący gradient względnej ilości albo czystego metalu, albo stopu w osnowie metalicznej rozmieszczonej w komponencie. Dlatego też wartość selektywnie dobieranych właściwości jest zróżnicowana w zależności od położenia wzdłuż komponentu.
PL 237 181 B1
W szczególnym przykładzie wykonania szybkość rozpadu komponentu (np. uszczelnienia, członu w kształcie ściętego stożka, tulei albo dolnego łącznika) wykazuje większą wartość niż szybkość rozpadu innego komponentu. Alternatywnie, każdy komponent może wykazywać zasadniczo tę samą szybkość rozpadu. W kolejnym przykładzie wykonania tuleja wykazuje większą szybkość rozpadu niż inny komponent, np. człon w kształcie ściętego stożka. W innym przykładzie wykonania środek kontrolujący rozpad komponentu (np. uszczelnienia, członu w kształcie ściętego stożka, tulei albo dolnego łącznika) występuje w ilości większej niż w innym komponencie. W innym przykładzie wykonania ilość środka kontrolującego rozpad obecnego w tulei jest większa niż w innym komponencie. W jednym przykładzie wykonania ilość środka kontrolującego rozpad w uszczelnieniu jest większa niż w innym komponencie.
Na fig. 14 i 15 zilustrowano alternatywny przykład wykonania ulegającego rozpadowi rurowego układu kotwiczącego oznaczonego numerem 1110. Układ 1110 ulegający dezintegracji zawiera człon w kształcie ściętego stożka 1114, tuleję 1118 mającą powierzchnię 1122, uszczelnienie 1126 mające powierzchnię 1130 oraz gniazdo 1134, przy czym każdy komponent jest wykonany z kompozytu metalicznego i wykazuje opisane tu selektywnie dobieralne właściwości mechaniczne i chemiczne. Podstawową różnicą pomiędzy układem 510 (fig. 9) a układem 1110 jest początkowa względna pozycja uszczelnienia i członu w kształcie ściętego stożka.
Wielkość radialnej modyfikacji, której ulega powierzchnia 1122 tulei 1118, jest kontrolowana przez odległość, na jaką człon w kształcie ściętego stożka 1114 jest wciskany do tulei 1118. Powierzchnia w kształcie ściętego stożka 1144 na członie w kształcie ściętego stożka 1114 może wchodzić w klinowy kontakt z powierzchnią w kształcie ściętego stożka 1148 na tulei 1118. Tak więc, im dalej względem tulei 1118 zostaje przesunięty człon w kształcie ściętego stożka 1114, tym większa radialna modyfikacja tulei 1118. Podobnie, uszczelnienie 1126 jest umieszczone radialnie do powierzchni w kształcie ściętego stożka 1144 i jest przytwierdzone wzdłużnie względem tulei 1118, zatem, im dalej przesunie się człon w kształcie ściętego stożka 1114 względem tulei 1118 i uszczelnienia 1126, tym większa radialna modyfikacja uszczelnienia 1126 i powierzchni 1130. Powyższa struktura pozwala operatorowi określić wielkość radialnej modyfikacji powierzchni 1122, 1130 po umieszczeniu układu 1110 wewnątrz struktury 1150.
Opcjonalnie układ 1110 może zawierać kołnierz 1154 umieszczony radialnie pomiędzy uszczelnieniem 1126 a członem w kształcie ściętego stożka 1114 tak, że wymiar radialny kołnierza 1154 jest również modyfikowany przez człon w kształcie ściętego stożka 1114 w odpowiedzi na ruch względem niego. Kołnierz 1154 może mieć powierzchnię w kształcie ściętego stożka 1158 komplementarną z powierzchnią w kształcie ściętego stożka 1144 tak, że zasadniczo cała wzdłużna rozpiętość kołnierza 1154 jest jednocześnie modyfikowana radialnie podczas ruchu członu w kształcie ściętego stożka 1114. Kołnierz 1154 może być wykonany z kompozytu metalicznego, który jest inny niż kompozyt w uszczelnieniu 1126 bądź w członie w kształcie ściętego stożka 1114. Zatem kołnierz 1154 może utrzymywać uszczelnienie 1126 w zmienionym wymiarze radialnym, nawet jeśli powierzchnia w kształcie ściętego stożka 1144 zostanie później odsunięta od kontaktu z powierzchnią w kształcie ściętego stożka 1158, utrzymując tym samym uszczelnienie 1126 w połączeniu uszczelniającym ze ścianą 1162 struktury 1150. Można to osiągnąć przez taki wybór kompozytu metalicznego kołnierza 1154, aby miał on wyższą wytrzymałość na ściskanie niż kompozyt uszczelnienia 1126.
Układ 1110 ulegający dezintegracji zawiera ponadto powierzchnię styku 1136 na członie w kształcie ściętego stożka 1114 wchodzącą w szczelny kontakt z korkiem 1138. Układ ulegający dezintegracji zawiera również wgłębienie 1166 (w ścianie 1058) tulei 1118 przyjmujące występy 1170 na palcach oporowych 1174, które to wyposażenie wchodzi ze sobą w kontakt, gdy tylko narzędzie nastawcze 558 ściśnie układ ulegający dezintegracji 1110 podobnie, jak został ustawiony układ 510 ulegający dezintegracji przez narzędzie nastawcze 558, co pokazano na fig. 9.
Na fig. 16 zilustrowano inny alternatywny przykład wykonania ulegającego rozpadowi rurowego układu kotwiczącego oznaczonego numerem 1310. Układ 1310 ulegający dezintegracji zawiera pierwszy człon w kształcie ściętego stożka 1314, tuleję 1318 umieszczoną i skonfigurowaną tak, aby rozszerzała się radialnie do zakotwiczenia ze strukturą 1322, zilustrowaną tutaj jako odwiert w formacji w ziemi 1326, w odpowiedzi na dociskanie do powierzchni w kształcie ściętego stożka 1330 pierwszego członu w kształcie ściętego stożka 1314. Kołnierz 1334 może rozszerzać się radialnie do uzyskania połączenia uszczelniającego ze strukturą 1322 w odpowiedzi na dociskanie wzdłużnie do drugiego członu w kształcie ściętego stożka 1338 i zawiera gniazdo 1342 z powierzchnią 1346 szczelnie przyjmującą korek 1350 (pokazany przerywanymi liniami) ruchomy względem niej. Gniazdo 1342 jest prze
PL 237 181 B1 suwane w kierunku wypływu wyznaczanym przez płyn, który dociska korek 1350 do gniazda 1342 (w prawo na fig. 16) z kołnierza 1334. Ta konfiguracja i pozycja powierzchni 1346 względem kołnierza 1334 pomaga utrzymać kołnierz 1334 w radialnie rozszerzonej konfiguracji (po tym, jak została ona rozszerzona) przez minimalizowanie radialnych sił działających na kołnierz 1334 z powodu różnicy ciśnienia w poprzek gniazda 1342, gdy zostaje ono zaślepione korkiem 1350.
Gwoli wyjaśnienia, jeżeli powierzchnia 1346 zostałaby umieszczona powyżej choćby części wzdłużnego zasięgu kołnierza 1334 (a tak nie jest), wówczas ciśnienie wytwarzające się w poprzek korka 1350 osadzonego na powierzchni 1346 wytworzyłoby różnicę ciśnienia radialnie w poprzek tej części kołnierza 1334 umieszczonej poniżej powierzchni 1346. Ta różnica ciśnienia byłaby określona przez większe ciśnienie radialnie na zewnątrz kołnierza 1334 niż radialnie wewnątrz kołnierza 1334, wytwarzając w wyniku tego siły skierowane radialnie do wewnątrz działające na kołnierz 1334. Te siły działające radialnie do wewnątrz, jeżeli byłyby wystarczająco duże, spowodowałyby radialne odkształcenie kołnierza 1334 do wewnątrz, zagrażając potencjalnie trwałości uszczelnienia pomiędzy kołnierzem 1334 a strukturą 1322 w tym procesie. Sytuacji takiej unika się w szczególności przez umieszczenie powierzchni 1346 w odpowiedniej pozycji względem kołnierza 1334.
Opcjonalnie ulegający rozpadowi rurowy układ kotwiczący 1310 zawiera uszczelnienie 1354 umieszczone radialnie względem kołnierza 1334 i skonfigurowane tak, aby ułatwić uszczelnianie kołnierza 1334 ze strukturą 1322 przez ściśnięcie radialnie pomiędzy nimi, gdy kołnierz 1334 jest rozszerzany radialnie. Uszczelnienie 1354 jest wytwarzane z kompozytu metalicznego wykazującego niższą wytrzymałość na ściskanie niż kompozyt pierwszego członu w kształcie ściętego stożka 1314 dla poprawy szczelności uszczelnienia 1354 zarówno z kołnierzem 1334, jak i strukturą 1322. W pewnym przykładzie wykonania uszczelnienie 1354 wykazuje niższą wytrzymałość na ściskanie niż kołnierz 1334.
Zatem w tym przykładzie wykonania ulegający dezintegracji układ 1310 może zawierać pierwszy człon w kształcie ściętego stożka 1314, tuleję 1318, oraz opcjonalne uszczelnienie 1354. W przypadku, gdy uszczelnienie 1354 nie występuje, kołnierz 1334 pierwszego członu w kształcie ściętego stożka 1314 może tworzyć uszczelnienie metal-metal z obudową lub wyłożeniem albo dopasowywać się do powierzchni otwartego otworu. W pewnych przykładach wykonania pierwszy człon w kształcie ściętego stożka 1314 zawiera funkcjonalnie stopniowany kompozyt metaliczny, tak że kołnierz 1334 wykazuje niższą wartość wytrzymałości na ściskanie od pozostałej części pierwszego członu w kształcie ściętego stożka 1314. W innym przykładzie wykonania kołnierz 1334 wykazuje niższą wytrzymałość na ściskanie niż drugi człon w kształcie ściętego stożka 1338. W jeszcze innym przykładzie wykonania drugi człon w kształcie ściętego stożka 1338 wykazuje większą wytrzymałość na ściskanie niż uszczelnienie 1354.
Opisane tutaj komponenty mogą być rozszerzane o rozmaite materiały. W jednym przykładzie wykonania uszczelnienie, np. uszczelnienie 528, może zawierać uszczelnienie zapasowe, takie jak materiał elastomerowy 602, jak pokazano na fig. 17. Elastomer może mieć na przykład formę pierścienia O-ring umieszczonego w dławiku 604 na powierzchni uszczelnienia 528. Materiał elastomerowy obejmuje, ale nie ogranicza się do wymienionych, na przykład kauczuk butadienowy (BR), kauczuk butylowy (IIR), chlorosulfonowany polietylen (CSM), kauczuk epichlorohydrynowy (ECH, ECO), kauczuk etylenowo-propylenowo-dienowy (EPDM), kauczuk etylenowo-propylenowy (EPR), elastomer fluorowy (FKM), kauczuk nitrylowy (NBR, HNBR, HSN), elastomer perfluorowy (FFKM), kauczuk akrylowy (ACM), polichloropren (neoprene) (CR), poliizopren (IR), kauczuk polisiarczkowy (PSR), sanifluor, kauczuk silikonowy (SiR), kauczuk styrenowo-butadienowy (SBR) lub kombinację zawierającą co najmniej jeden z powyższych.
Jak opisano w niniejszym dokumencie, komponenty, np. uszczelnienie, można stosować w środowisku odwiertu wgłębnego, na przykład w celu zapewnienia uszczelnienia metal-metal. W pewnym przykładzie wykonania sposób tymczasowego uszczelnienia elementu otworu wiertniczego obejmuje umieszczenie komponentu w głębi otworu oraz doprowadzenie ciśnienia w celu odkształcenia komponentu. Komponent może obejmować uszczelnienie, człon w kształcie ściętego stożka, tuleję, dno lub kombinację zawierającą co najmniej jeden z powyższych. Sposób ten obejmuje również dopasowanie uszczelnienia do przestrzeni z utworzeniem tymczasowego uszczelnienia, ściśnięcie tulei dla zaczepienia o powierzchnię, a następnie doprowadzenie do kontaktu komponentu z płynem wiertniczym w celu doprowadzenia do dezintegracji komponentu. Komponent zawiera opisany tu kompozyt metaliczny, w którego skład wchodzi osnowa metaliczna, środek kontrolujący rozpad, nanomatryca komórkowa oraz opcjonalnie środek wzmacniający. Kompozyt metaliczny uszczelnienia tworzy wewnętrzną
PL 237 181 B1 powierzchnię uszczelniającą i zewnętrzną powierzchnię uszczelniającą umieszczoną radialnie względem wewnętrznej powierzchni uszczelniającej uszczelnienia.
Zgodnie z pewnym przykładem wykonania proces izolacji struktury obejmuje umieszczenie opisanego tutaj ulegającego rozpadowi rurowego układu kotwiczącego w strukturze (np. rurowej, w rurze, tunelu, otworze wiertniczym (zamkniętym lub bosym) i tym podobnych), radialną modyfikację tulei dla doprowadzenia do kontaktu z powierzchnią struktury, oraz radialną modyfikację uszczelnienia w celu izolacji struktury. Ulegający rozpadowi rurowy układ kotwiczący może zostać doprowadzony do kontaktu z płynem w celu dezintegracji np. uszczelnienia, członu w kształcie ściętego stożka, tulei, dolnego łącznika lub kombinacji co najmniej jednego z wymienionych. Proces ten może ponadto obejmować ustawienie ulegającego rozpadowi układu kotwiczącego przy pomocy narzędzia nastawczego. Dodatkowo na uszczelnieniu może być umieszczony korek. Izolacja struktury może całkowicie lub znacząco zahamować przepływ płynu przez tę strukturę.
Ponadto uszczelnienie może przybierać rozmaite kształty i obejmować oprócz konkretnej konfiguracji pokazanej na fig. 9 i 13-16 inne powierzchnie uszczelniające. W innym przykładzie wykonania, odnosząc się do figur 18A i 18B, zilustrowano przykład wykonania ujawnionego tu uszczelnienia oznaczonego numerem 100. Uszczelnienie 100 zawiera kompozyt metaliczny, pierwszą powierzchnię uszczelniającą 102 oraz drugą powierzchnię uszczelniającą 104, umieszczoną naprzeciw do pierwszej powierzchni uszczelniającej 102. Kompozyt metaliczny zawiera osnowę metaliczną umieszczoną w nanomatrycy komórkowej, środek kontrolujący rozpad oraz opcjonalnie środek wzmacniający. Uszczelnienie 100 może mieć dowolny kształt i dopasowuje się na miejscu, pod wpływem ciśnienia, do powierzchni z utworzeniem tymczasowego uszczelnienia , które może ulec selektywnemu rozpadowi w odpowiedzi na kontakt z płynem . W tym przykładzie wykonania uszczelnienie 100 ma kształt pierścieniowy o zewnętrznej średnicy 106 i wewnętrznej średnicy 108. W pewnych przykładach wykonania powierzchnię uszczelniającą może stanowić pierwsza powierzchnia 102, druga powierzchnia 104, zewnętrzna średnica 106, wewnętrzna średnica 108 lub kombinacja zawierająca co najmniej jedną z powyższych.
Chociaż opisano odmiany ulegającego rozpadowi rurowego układu kotwiczącego zawierające łącznie kilka komponentów, uważa się, że każdy komponent może zostać zastosowany oddzielnie i niezależnie jako wyrób. Ponadto może być użyta łącznie dowolna kombinacja komponentów. Co więcej, komponenty można zastosować na powierzchni lub w środowisku odwiertu wgłębnego.
Jakkolwiek przedstawiono i opisano jeden lub więcej przykładów wykonania, można do niego wprowadzać modyfikacje i zamienniki, nie odbiegając od istoty i zakresu wynalazku. W związku z tym, należy rozumieć, że niniejszy wynalazek został jedynie zilustrowany, bez ograniczenia jego zakresu. Podane tu przykłady wykonania mogą być realizowane niezależnie lub w kombinacji.
Wszelkie ujawnione tutaj zakresy są brane łącznie z punktami końcowymi, a te punkty końcowe można ze sobą niezależnie łączyć. Użyta liczba mnoga ma w zamierzeniu obejmować modyfikowany przez nią termin zarówno w liczbie pojedynczej jak i mnogiej, obejmując tym samym co najmniej jeden z tych terminów (np. określenie barwnik(i) obejmuje co najmniej jeden barwnik). „Opcjonalny” lub „opcjonalnie” oznacza, że opisane w dalszej części zdarzenie lub okoliczność może, ale nie musi nastąpić, i że opis obejmuje przypadki, w których zdarzenie występuje i przypadki, w których nie występuje. Stosowane tutaj określenie „kombinacja” obejmuje mieszanki, mieszaniny, stopy, produkty reakcji i tym podobne. Wszystkie źródła włącza się do niniejszego opisu przez odniesienie.
Zastosowane określenia typu „ten”, „pewien” itp. w kontekście opisu wynalazku (zwłaszcza w kontekście poniższych zastrzeżeń) należy interpretować jako obejmujące zarówno liczbę pojedynczą jak i mnogą, o ile nie wskazano inaczej albo nie stoi to w wyraźnej sprzeczności z kontekstem. „Albo” oznacza „i/lub”. Ponadto należy dodatkowo zauważyć, że użyte tu określenia „pierwszy”, „drugi” i tym podobne nie oznaczają kolejności, ilości (w ten sposób, że mogą być obecne więcej niż jeden, dwa lub więcej niż dwa elementy), ani ważności, lecz są wykorzystywane raczej po to, aby odróżnić jeden element od innego. Określenie „około” stosowane w powiązaniu z ilością obejmuje wskazaną wartość i ma znaczenie wynikające z kontekstu (np. zawiera w sobie wartość błędu związanego z pomiarem określonej ilości).
Claims (21)
- Zastrzeżenia patentowe1. Ulegające rozpadowi i dopasowujące się uszczelnienie metaliczne zawierające:kompozyt metaliczny, w którego skład wchodzi:nanomatryca komórkowa zawierająca metaliczny materiał nanomatrycy; oraz osnowa metaliczna umieszczona w nanomatrycy komórkowej;pierwszą powierzchnię uszczelniającą; oraz drugą powierzchnię uszczelniającą umieszczoną naprzeciw pierwszej powierzchni uszczelniającej, przy czym ulegające rozpadowi i dopasowujące się uszczelnienie metaliczne, znamienne tym, że kompozyt metaliczny ponadto zawiera środek kontrolujący rozpad rozmieszczony w osnowie metalicznej, osnowę metaliczną zawierającą wiele rozproszonych cząstek, oraz środek kontrolujący rozpad, który zawiera kobalt, miedź, żelazo, nikiel, wolfram lub kombinację zawierającą co najmniej jeden z powyższych;ilość osnowy metalicznej wynosi 50% wag. do 95% wag., ilość środka kontrolującego rozpad wynosi 0,25% wag. do 15% wag., oraz ilość materiału nanomatrycy metalicznej wynosi 10% wag. do 50% wag., każdorazowo w przeliczeniu na masę uszczelnienia, oraz uszczelnienie tworzy uszczelnienie metal-metal po przyłożeniu siły ściskającej.
- 2. Uszczelnienie według zastrz. 1, w którym pierwsza powierzchnia uszczelniająca jest umieszczona wewnątrz uszczelnienia, a druga powierzchnia uszczelniająca jest umieszczona radialnie względem pierwszej powierzchni uszczelniającej na zewnątrz uszczelnienia.
- 3. Uszczelnienie według zastrz. 1, w którym osnowa metaliczna zawiera glin, żelazo, magnez, mangan, cynk lub kombinację zawierającą co najmniej jeden z powyższych.
- 4. Uszczelnienie według zastrz. 1, w którym metaliczny materiał nanomatrycy zawiera glin, ko- balt, miedź, żelazo, magnez, nikiel, krzem, wolfram, cynk, ich tlenki, ich azotki, ich węgliki, ich związki międzymetaliczne, ich cermet lub kombinację zawierającą co najmniej jeden z powyższych.
- 5. Uszczelnienie według zastrz. 1, zawierające ponadto cząstkę dodatku zawierającą metal, węgiel, tlenek metalu, azotek metalu, węglik metalu, związek międzymetaliczny, cermet lub kombinację zawierającą co najmniej jeden z powyższych.
- 6. Uszczelnienie według zastrz. 5, w którym ilość cząstek dodatku wynosi około 0,5% wag. do około 25% wag., w przeliczeniu na masę uszczelnienia.
- 7. Uszczelnienie według zastrz. 1, zawierające ponadto dławik w zewnętrznej powierzchni uszczelniającej.
- 8. Uszczelnienie według zastrz. 7, zawierające ponadto elastomer umieszczony w dławiku.
- 9. Uszczelnienie według zastrz. 8, w którym elastomer zawiera kauczuk butadienowy, kauczuk butylowy, chlorosulfonowany polietylen, kauczuk epichlorohydrynowy, kauczuk etylenowo-propylenowo-dienowy, kauczuk etylenowo-propylenowy, elastomer fluorowy, kauczuk nitrylowy, elastomer perfluorowy, kauczuk poliakrylowy, polichloropren, poliizopren, kauczuk polisiarczkowy, sanifluor, kauczuk silikonowy, kauczuk styrenowo-butadienowy lub kombinację zawierającą co najmniej jeden z powyższych.
- 10. Uszczelnienie według zastrz. 1, w którym uszczelnienie jest uszczelnieniem tymczasowym.
- 11. Uszczelnienie według zastrz. 1, w którym uszczelnienie wykazuje procentowe wydłużenie wynoszące od około 10% do około 75%.
- 12. Uszczelnienie według zastrz. 1, w którym uszczelnienie wykazuje granicę plastyczności od około 15 ksi do około 50 ksi (103 MPa - 345 MPa).
- 13. Uszczelnienie według zastrz. 1, w którym uszczelnienie wykazuje wytrzymałość na ściskanie od około 30 ksi do około 80 ksi (207 MPa - 552 MPa).
- 14. Uszczelnienie według zastrz. 1, w którym uszczelnienie charakteryzuje się odpornością temperaturową do 1000°F (540°C).
- 15. Uszczelnienie według zastrz. 1, w którym uszczelnienie może ulec rozpadowi w kontakcie z płynem.
- 16. Uszczelnienie według zastrz. 1, w którym płyn obejmuje solankę, kwas mineralny, kwas organiczny lub kombinację zawierającą co najmniej jeden z powyższych.
- 17. Uszczelnienie według zastrz. 1, w którym uszczelnienie wykazuje szybkość rozpadu od około 1 mg/cm2/h do około 10 000 mg/cm2/h.PL237 181 Β1
- 18. Wyrób zawierający uszczelnienie według zastrz. 1, znamienny tym, że wyrób stanowi korek do szczelinowania, korek mostkujący (szczelinowania), uszczelkę lub zawór klapowy.
- 19. Sposób do tymczasowego uszczelnienia elementu, który to sposób obejmuje: doprowadzenie ciśnienia dla odkształcenia uszczelnienia według zastrz. 1; znamienny tym, że stosuje się dopasowanie uszczelnienia do przestrzeni z utworzeniem tymczasowego uszczelnienia; oraz doprowadzenie do kontaktu tymczasowego uszczelnienia z płynem w celu dezintegracji tymczasowego uszczelnienia.
- 20. Sposób według zastrz. 19, w którym tymczasowe uszczelnienie stanowi uszczelnienie metal-metal.
- 21. Sposób według zastrz. 19, w którym pierwsza powierzchnia uszczelniająca stanowi wewnętrzną powierzchnię uszczelniającą, a druga powierzchnia uszczelniająca stanowi zewnętrzną powierzchnię uszczelniającą umieszczoną radialnie od wewnętrznej powierzchni uszczelniającej.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US13/466,311 US9605508B2 (en) | 2012-05-08 | 2012-05-08 | Disintegrable and conformable metallic seal, and method of making the same |
PCT/US2013/035262 WO2013169418A1 (en) | 2012-05-08 | 2013-04-04 | Disintegrable and conformable metallic seal, and method of making the same |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
PL410368A1 PL410368A1 (pl) | 2015-11-09 |
PL237181B1 true PL237181B1 (pl) | 2021-03-22 |
Family
ID=49548049
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
PL410368A PL237181B1 (pl) | 2012-05-08 | 2013-04-04 | Ulegające rozpadowi i dopasowujące się uszczelnienie metaliczne, wyrób zawierający uszczelnienie oraz sposób do tymczasowego uszczelnienia elementu |
Country Status (9)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US9605508B2 (pl) |
CN (1) | CN104285032B (pl) |
AU (2) | AU2013260077B2 (pl) |
CA (2) | CA2872404C (pl) |
CO (1) | CO7111254A2 (pl) |
MX (1) | MX2014013544A (pl) |
PL (1) | PL237181B1 (pl) |
RU (1) | RU2627779C2 (pl) |
WO (1) | WO2013169418A1 (pl) |
Families Citing this family (94)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US9682425B2 (en) | 2009-12-08 | 2017-06-20 | Baker Hughes Incorporated | Coated metallic powder and method of making the same |
US20090107684A1 (en) | 2007-10-31 | 2009-04-30 | Cooke Jr Claude E | Applications of degradable polymers for delayed mechanical changes in wells |
US20040231845A1 (en) | 2003-05-15 | 2004-11-25 | Cooke Claude E. | Applications of degradable polymers in wells |
US9500061B2 (en) | 2008-12-23 | 2016-11-22 | Frazier Technologies, L.L.C. | Downhole tools having non-toxic degradable elements and methods of using the same |
US9217319B2 (en) | 2012-05-18 | 2015-12-22 | Frazier Technologies, L.L.C. | High-molecular-weight polyglycolides for hydrocarbon recovery |
US9506309B2 (en) | 2008-12-23 | 2016-11-29 | Frazier Ball Invention, LLC | Downhole tools having non-toxic degradable elements |
US9587475B2 (en) | 2008-12-23 | 2017-03-07 | Frazier Ball Invention, LLC | Downhole tools having non-toxic degradable elements and their methods of use |
US10240419B2 (en) | 2009-12-08 | 2019-03-26 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole flow inhibition tool and method of unplugging a seat |
US8631876B2 (en) | 2011-04-28 | 2014-01-21 | Baker Hughes Incorporated | Method of making and using a functionally gradient composite tool |
US9080098B2 (en) | 2011-04-28 | 2015-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Functionally gradient composite article |
US9139928B2 (en) | 2011-06-17 | 2015-09-22 | Baker Hughes Incorporated | Corrodible downhole article and method of removing the article from downhole environment |
US9707739B2 (en) | 2011-07-22 | 2017-07-18 | Baker Hughes Incorporated | Intermetallic metallic composite, method of manufacture thereof and articles comprising the same |
US9643250B2 (en) | 2011-07-29 | 2017-05-09 | Baker Hughes Incorporated | Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle |
US9833838B2 (en) | 2011-07-29 | 2017-12-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle |
US9033055B2 (en) | 2011-08-17 | 2015-05-19 | Baker Hughes Incorporated | Selectively degradable passage restriction and method |
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 |
US9090956B2 (en) | 2011-08-30 | 2015-07-28 | Baker Hughes Incorporated | Aluminum 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 |
US10119359B2 (en) | 2013-05-13 | 2018-11-06 | Magnum Oil Tools International, Ltd. | Dissolvable aluminum downhole plug |
US10337279B2 (en) | 2014-04-02 | 2019-07-02 | Magnum Oil Tools International, Ltd. | Dissolvable downhole tools comprising both degradable polymer acid and degradable metal alloy elements |
US9334702B2 (en) * | 2011-12-01 | 2016-05-10 | Baker Hughes Incorporated | Selectively disengagable sealing system |
US9309733B2 (en) | 2012-01-25 | 2016-04-12 | Baker Hughes Incorporated | Tubular anchoring system and method |
US9010416B2 (en) | 2012-01-25 | 2015-04-21 | Baker Hughes Incorporated | Tubular anchoring system and a seat for use in the same |
US9284803B2 (en) | 2012-01-25 | 2016-03-15 | Baker Hughes Incorporated | One-way flowable anchoring system and method of treating and producing a well |
US9605508B2 (en) | 2012-05-08 | 2017-03-28 | Baker Hughes Incorporated | Disintegrable and conformable metallic seal, and method of making the same |
US9777549B2 (en) | 2012-06-08 | 2017-10-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Isolation device containing a dissolvable anode and electrolytic compound |
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 |
US9085968B2 (en) * | 2012-12-06 | 2015-07-21 | Baker Hughes Incorporated | Expandable tubular and method of making same |
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 |
US9482071B2 (en) * | 2013-10-15 | 2016-11-01 | Baker Hughes Incorporated | Seat apparatus and method |
US9879511B2 (en) | 2013-11-22 | 2018-01-30 | Baker Hughes Incorporated | Methods of obtaining a hydrocarbon material contained within a subterranean formation |
US10060237B2 (en) | 2013-11-22 | 2018-08-28 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Methods of extracting hydrocarbons from a subterranean formation, and methods of treating a hydrocarbon material within a subterranean formation |
US10865465B2 (en) | 2017-07-27 | 2020-12-15 | Terves, Llc | Degradable metal matrix composite |
CA2936851A1 (en) | 2014-02-21 | 2015-08-27 | Terves, Inc. | Fluid activated disintegrating metal system |
US20170268088A1 (en) | 2014-02-21 | 2017-09-21 | Terves Inc. | High Conductivity Magnesium Alloy |
US10689740B2 (en) | 2014-04-18 | 2020-06-23 | Terves, LLCq | Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools |
US11167343B2 (en) | 2014-02-21 | 2021-11-09 | Terves, Llc | Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools |
WO2015134073A1 (en) * | 2014-03-06 | 2015-09-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of adjusting the rate of galvanic corrosion of a wellbore isolation device |
WO2015161171A1 (en) | 2014-04-18 | 2015-10-22 | Terves Inc. | Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools |
US10119358B2 (en) | 2014-08-14 | 2018-11-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable wellbore isolation devices with varying degradation rates |
US10526868B2 (en) * | 2014-08-14 | 2020-01-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable wellbore isolation devices with varying fabrication methods |
US10316614B2 (en) * | 2014-09-04 | 2019-06-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore isolation devices with solid sealing elements |
US10427336B2 (en) | 2014-11-20 | 2019-10-01 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Periodic structured composite and articles therefrom |
US9910026B2 (en) | 2015-01-21 | 2018-03-06 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | High temperature tracers for downhole detection of produced water |
US10378303B2 (en) | 2015-03-05 | 2019-08-13 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole tool and method of forming the same |
US9999920B2 (en) * | 2015-04-02 | 2018-06-19 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Ultrahigh temperature elastic metal composites |
CN106311881B (zh) * | 2015-06-26 | 2018-03-09 | 中国科学院金属研究所 | 一种金属密封套筒的加工方法 |
CN107690506A (zh) * | 2015-07-09 | 2018-02-13 | 哈里伯顿能源服务公司 | 井筒插塞密封组件 |
CA2962071C (en) | 2015-07-24 | 2023-12-12 | Team Oil Tools, Lp | Downhole tool with an expandable sleeve |
US10408012B2 (en) | 2015-07-24 | 2019-09-10 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | 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 |
NO340829B1 (no) * | 2015-08-27 | 2017-06-26 | Tco As | Holde- og knuseanordning for en barriereplugg |
MX2018001597A (es) * | 2015-09-02 | 2018-05-02 | Halliburton Energy Services Inc | Dispositivo de aislamiento de pozos degradable con colocacion desde la parte superior. |
US10059092B2 (en) * | 2015-09-14 | 2018-08-28 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Additive manufacturing of functionally gradient degradable tools |
US10982078B2 (en) | 2015-09-21 | 2021-04-20 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable elastomeric material |
US10759092B2 (en) | 2015-11-19 | 2020-09-01 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Methods of making high temperature elastic composites |
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 |
CN105672941A (zh) * | 2016-02-02 | 2016-06-15 | 四机赛瓦石油钻采设备有限公司 | 一种可降解免钻桥塞压裂工艺 |
CN105952412A (zh) * | 2016-06-23 | 2016-09-21 | 宝鸡市元亨石油设备有限责任公司 | 锯齿卡瓦 |
US10450828B2 (en) | 2016-10-28 | 2019-10-22 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | High temperature high extrusion resistant packer |
US10927434B2 (en) * | 2016-11-16 | 2021-02-23 | Hrl Laboratories, Llc | Master alloy metal matrix nanocomposites, and methods for producing the same |
CN106599543A (zh) * | 2016-11-21 | 2017-04-26 | 胡佳 | 一种医学检测设备及健康信息存储方法 |
US10227842B2 (en) | 2016-12-14 | 2019-03-12 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Friction-lock frac plug |
CN106700152A (zh) * | 2016-12-30 | 2017-05-24 | 安徽京鸿密封件技术有限公司 | 一种耐高温陶瓷‑橡胶复合密封件材料 |
CN108571297A (zh) * | 2017-03-13 | 2018-09-25 | 中国石油化工股份有限公司 | 金属密封件和井下工具 |
US10329871B2 (en) * | 2017-11-09 | 2019-06-25 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Distintegrable wet connector cover |
US10724340B2 (en) | 2017-11-27 | 2020-07-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Chelating agents and scale inhibitors in degradable downhole tools |
WO2019183160A1 (en) * | 2018-03-21 | 2019-09-26 | Schlumberger Technology Corporation | High performance fluoroelastomer bonded seal for downhole applications |
CN108912426A (zh) * | 2018-07-17 | 2018-11-30 | 全椒祥瑞塑胶有限公司 | 一种仪表盘密封件用抗拉伸橡胶 |
CA3100655C (en) * | 2018-07-20 | 2023-03-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable metal body for sealing of shunt tubes |
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 |
US10876374B2 (en) | 2018-11-16 | 2020-12-29 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Degradable plugs |
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 |
CA3119178C (en) | 2019-02-22 | 2023-08-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | An expanding metal sealant for use with multilateral completion systems |
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 |
CA3137939A1 (en) | 2019-07-31 | 2021-02-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods to monitor a metallic sealant deployed in a wellbore, methods to monitor fluid displacement, and downhole metallic sealant measurement systems |
US10961804B1 (en) | 2019-10-16 | 2021-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Washout prevention element for expandable metal sealing elements |
US11519239B2 (en) | 2019-10-29 | 2022-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Running lines through expandable metal sealing elements |
US11761290B2 (en) | 2019-12-18 | 2023-09-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reactive metal sealing elements for a liner hanger |
US11499399B2 (en) | 2019-12-18 | 2022-11-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure reducing metal elements for liner hangers |
US11572753B2 (en) | 2020-02-18 | 2023-02-07 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Downhole tool with an acid pill |
RU2754943C1 (ru) * | 2020-12-03 | 2021-09-08 | ООО НПП "Уралавиаспецтехнология" | Способ изготовления элемента прирабатываемого уплотнения турбомашины |
US11761293B2 (en) | 2020-12-14 | 2023-09-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Swellable packer assemblies, downhole packer systems, and methods to seal a wellbore |
US11572749B2 (en) | 2020-12-16 | 2023-02-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Non-expanding liner hanger |
US11578498B2 (en) * | 2021-04-12 | 2023-02-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable metal for anchoring posts |
US11879304B2 (en) | 2021-05-17 | 2024-01-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reactive metal for cement assurance |
US20230392472A1 (en) * | 2022-06-06 | 2023-12-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of reducing surge when running casing |
US12031009B2 (en) * | 2022-06-23 | 2024-07-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Dissolvable downhole hydraulic fracturing tools composed of bulk metal glass and thermoplastic polymer composites |
US11891874B2 (en) * | 2022-07-08 | 2024-02-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-assembling porous gravel pack in a wellbore |
WO2024012718A2 (en) * | 2022-07-14 | 2024-01-18 | ISOL8 (Holdings) Limited | Plug barrier material |
Family Cites Families (783)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US1468905A (en) | 1923-07-12 | 1923-09-25 | Joseph L Herman | Metal-coated iron or steel article |
US2189697A (en) | 1939-03-20 | 1940-02-06 | Baker Oil Tools Inc | Cement retainer |
US2222233A (en) | 1939-03-24 | 1940-11-19 | Mize Loyd | Cement retainer |
US2238895A (en) | 1939-04-12 | 1941-04-22 | Acme Fishing Tool Company | Cleansing attachment for rotary well drills |
US2225143A (en) | 1939-06-13 | 1940-12-17 | Baker Oil Tools Inc | Well packer mechanism |
US2261292A (en) | 1939-07-25 | 1941-11-04 | Standard Oil Dev Co | Method for completing oil wells |
US2352993A (en) | 1940-04-20 | 1944-07-04 | Shell Dev | Radiological method of logging wells |
US2294648A (en) | 1940-08-01 | 1942-09-01 | Dow Chemical Co | Method of rolling magnesium-base alloys |
US2301624A (en) | 1940-08-19 | 1942-11-10 | Charles K Holt | Tool for use in wells |
US2394843A (en) | 1942-02-04 | 1946-02-12 | Crown Cork & Seal Co | Coating material and composition |
US2672199A (en) | 1948-03-12 | 1954-03-16 | Patrick A Mckenna | Cement retainer and bridge plug |
US2753941A (en) | 1953-03-06 | 1956-07-10 | Phillips Petroleum Co | Well packer and tubing hanger therefor |
US2754910A (en) | 1955-04-27 | 1956-07-17 | Chemical Process Company | Method of temporarily closing perforations in the casing |
US3066391A (en) | 1957-01-15 | 1962-12-04 | Crucible Steel Co America | Powder metallurgy processes and products |
US2933136A (en) | 1957-04-04 | 1960-04-19 | Dow Chemical Co | Well treating method |
US2983634A (en) | 1958-05-13 | 1961-05-09 | Gen Am Transport | Chemical nickel plating of magnesium and its alloys |
US3057405A (en) | 1959-09-03 | 1962-10-09 | Pan American Petroleum Corp | Method for setting well conduit with passages through conduit wall |
US3106959A (en) | 1960-04-15 | 1963-10-15 | Gulf Research Development Co | Method of fracturing a subsurface formation |
US3142338A (en) | 1960-11-14 | 1964-07-28 | Cicero C Brown | Well tools |
US3316748A (en) | 1960-12-01 | 1967-05-02 | Reynolds Metals Co | Method of producing propping agent |
GB912956A (en) | 1960-12-06 | 1962-12-12 | Gen Am Transport | Improvements in and relating to chemical nickel plating of magnesium and its alloys |
US3196949A (en) | 1962-05-08 | 1965-07-27 | John R Hatch | Apparatus for completing wells |
US3152009A (en) | 1962-05-17 | 1964-10-06 | Dow Chemical Co | Electroless nickel plating |
US3406101A (en) | 1963-12-23 | 1968-10-15 | Petrolite Corp | Method and apparatus for determining corrosion rate |
US3347714A (en) | 1963-12-27 | 1967-10-17 | Olin Mathieson | Method of producing aluminum-magnesium sheet |
US3208848A (en) | 1964-02-25 | 1965-09-28 | Jr Ralph P Levey | Alumina-cobalt-gold composition |
US3242988A (en) | 1964-05-18 | 1966-03-29 | Atlantic Refining Co | Increasing permeability of deep subsurface formations |
US3395758A (en) | 1964-05-27 | 1968-08-06 | Otis Eng Co | Lateral flow duct and flow control device for wells |
US3326291A (en) | 1964-11-12 | 1967-06-20 | Zandmer Solis Myron | Duct-forming devices |
US3347317A (en) | 1965-04-05 | 1967-10-17 | Zandmer Solis Myron | Sand screen for oil wells |
GB1122823A (en) | 1965-05-19 | 1968-08-07 | Ass Elect Ind | Improvements relating to dispersion strengthened lead |
US3343537A (en) | 1965-06-04 | 1967-09-26 | James F Graham | Burn dressing |
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 |
US3489218A (en) | 1966-08-22 | 1970-01-13 | Dow Chemical Co | Method of killing organisms by use of radioactive materials |
US3513230A (en) | 1967-04-04 | 1970-05-19 | American Potash & Chem Corp | Compaction of potassium sulfate |
US3434537A (en) | 1967-10-11 | 1969-03-25 | Solis Myron Zandmer | Well completion apparatus |
GB1280833A (en) | 1968-08-26 | 1972-07-05 | Sherritt Gordon Mines Ltd | Preparation of powder composition for making dispersion-strengthened binary and higher nickel base alloys |
US3660049A (en) | 1969-08-27 | 1972-05-02 | Int Nickel Co | Dispersion strengthened electrical heating alloys by powder metallurgy |
US3602305A (en) | 1969-12-31 | 1971-08-31 | Schlumberger Technology Corp | Retrievable well packer |
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. |
DE2223312A1 (de) | 1971-05-26 | 1972-12-07 | Continental Oil Co | Rohr,insbesondere Bohrgestaengerohr,sowie Einrichtung und Verfahren zum Verhindern von Korrosion und Korrosionsbruch in einem Rohr |
US3816080A (en) * | 1971-07-06 | 1974-06-11 | Int Nickel Co | Mechanically-alloyed aluminum-aluminum oxide |
US3768563A (en) | 1972-03-03 | 1973-10-30 | Mobil Oil Corp | Well treating process using sacrificial plug |
US3765484A (en) | 1972-06-02 | 1973-10-16 | Shell Oil Co | Method and apparatus for treating selected reservoir portions |
US3878889A (en) | 1973-02-05 | 1975-04-22 | Phillips Petroleum Co | Method and apparatus for well bore work |
US3894850A (en) | 1973-10-19 | 1975-07-15 | Jury Matveevich Kovalchuk | Superhard composition material based on cubic boron nitride and a method for preparing same |
US4039717A (en) | 1973-11-16 | 1977-08-02 | Shell Oil Company | Method for reducing the adherence of crude oil to sucker rods |
US4010583A (en) | 1974-05-28 | 1977-03-08 | Engelhard Minerals & Chemicals Corporation | Fixed-super-abrasive tool and method of manufacture thereof |
US3924677A (en) | 1974-08-29 | 1975-12-09 | Harry Koplin | Device for use in the completion of an oil or gas well |
US4050529A (en) | 1976-03-25 | 1977-09-27 | Kurban Magomedovich Tagirov | Apparatus for treating rock surrounding a wellbore |
US4157732A (en) | 1977-10-25 | 1979-06-12 | Ppg Industries, Inc. | Method and apparatus for well completion |
US4407368A (en) | 1978-07-03 | 1983-10-04 | Exxon Production Research Company | Polyurethane ball sealers for well treatment fluid diversion |
US4373584A (en) | 1979-05-07 | 1983-02-15 | Baker International Corporation | Single trip tubing hanger assembly |
US4248307A (en) | 1979-05-07 | 1981-02-03 | Baker International Corporation | Latch assembly and method |
US4284137A (en) | 1980-01-07 | 1981-08-18 | Taylor William T | Anti-kick, anti-fall running tool and instrument hanger and tubing packoff tool |
US4292377A (en) | 1980-01-25 | 1981-09-29 | The International Nickel Co., Inc. | Gold colored laminated composite material having magnetic properties |
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 |
US4395440A (en) | 1980-10-09 | 1983-07-26 | Matsushita Electric Industrial Co., Ltd. | Method of and apparatus for manufacturing ultrafine particle film |
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 |
US4373952A (en) | 1981-10-19 | 1983-02-15 | Gte Products Corporation | Intermetallic composite |
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 |
US4526840A (en) | 1983-02-11 | 1985-07-02 | Gte Products Corporation | Bar evaporation source having improved wettability |
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 |
US4554986A (en) | 1983-07-05 | 1985-11-26 | Reed Rock Bit Company | Rotary drill bit having drag cutting elements |
US4647304A (en) * | 1983-08-17 | 1987-03-03 | Exxon Research And Engineering Company | Method for producing dispersion strengthened metal powders |
US4539175A (en) | 1983-09-26 | 1985-09-03 | Metal Alloys Inc. | Method of object consolidation employing graphite particulate |
US4524825A (en) | 1983-12-01 | 1985-06-25 | Halliburton Company | Well packer |
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 |
US4475729A (en) | 1983-12-30 | 1984-10-09 | Spreading Machine Exchange, Inc. | Drive platform for fabric spreading machines |
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 |
JPS6167770A (ja) | 1984-09-07 | 1986-04-07 | Kizai Kk | マグネシウムおよびマグネシウム合金のめつき法 |
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 |
US4668470A (en) | 1985-12-16 | 1987-05-26 | Inco Alloys International, Inc. | Formation of intermetallic and intermetallic-type precursor alloys for subsequent mechanical alloying applications |
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 |
US4690796A (en) * | 1986-03-13 | 1987-09-01 | Gte Products Corporation | Process for producing aluminum-titanium diboride composites |
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 |
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 |
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 |
US4688641A (en) | 1986-07-25 | 1987-08-25 | Camco, Incorporated | Well packer with releasable head and method of releasing |
US4719971A (en) | 1986-08-18 | 1988-01-19 | Vetco Gray Inc. | Metal-to-metal/elastomeric pack-off assembly for subsea wellhead systems |
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 |
US5076869A (en) | 1986-10-17 | 1991-12-31 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Multiple material systems for selective beam sintering |
US4817725A (en) | 1986-11-26 | 1989-04-04 | C. "Jerry" Wattigny, A Part Interest | Oil field cable abrading system |
DE3640586A1 (de) | 1986-11-27 | 1988-06-09 | Norddeutsche Affinerie | Verfahren zur herstellung von hohlkugeln oder deren verbunden mit wandungen erhoehter festigkeit |
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 |
US5084088A (en) | 1988-02-22 | 1992-01-28 | University Of Kentucky Research Foundation | High temperature alloys synthesis by electro-discharge compaction |
US4975412A (en) | 1988-02-22 | 1990-12-04 | University Of Kentucky Research Foundation | Method of processing superconducting materials and its products |
FR2642439B2 (pl) | 1988-02-26 | 1993-04-16 | Pechiney Electrometallurgie | |
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 |
US4938809A (en) | 1988-05-23 | 1990-07-03 | Allied-Signal Inc. | Superplastic forming consolidated rapidly solidified, magnestum base metal alloy powder |
US4932474A (en) | 1988-07-14 | 1990-06-12 | Marathon Oil Company | Staged screen assembly for gravel packing |
US4880059A (en) | 1988-08-12 | 1989-11-14 | Halliburton Company | Sliding sleeve casing tool |
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 |
US4901794A (en) | 1989-01-23 | 1990-02-20 | Baker Hughes Incorporated | Subterranean well anchoring apparatus |
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 |
US4938309A (en) | 1989-06-08 | 1990-07-03 | M.D. Manufacturing, Inc. | Built-in vacuum cleaning system with improved acoustic damping design |
DE69028360T2 (de) | 1989-06-09 | 1997-01-23 | Matsushita Electric Ind Co Ltd | Verbundmaterial sowie Verfahren zu seiner Herstellung |
JP2511526B2 (ja) | 1989-07-13 | 1996-06-26 | ワイケイケイ株式会社 | 高力マグネシウム基合金 |
US4977958A (en) | 1989-07-26 | 1990-12-18 | Miller Stanley J | Downhole pump filter |
FR2651244B1 (fr) | 1989-08-24 | 1993-03-26 | Pechiney Recherche | Procede d'obtention d'alliages de magnesium par pulverisation-depot. |
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 |
US5117915A (en) | 1989-08-31 | 1992-06-02 | Union Oil Company Of California | Well casing flotation device and method |
US5456317A (en) | 1989-08-31 | 1995-10-10 | Union Oil Co | Buoyancy assisted running of perforated tubulars |
US5304588A (en) | 1989-09-28 | 1994-04-19 | Union Carbide Chemicals & Plastics Technology Corporation | Core-shell resin particle |
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 |
US5387380A (en) | 1989-12-08 | 1995-02-07 | Massachusetts Institute Of Technology | Three-dimensional printing techniques |
US5204055A (en) | 1989-12-08 | 1993-04-20 | Massachusetts Institute Of Technology | Three-dimensional printing techniques |
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 |
US5316598A (en) | 1990-09-21 | 1994-05-31 | Allied-Signal Inc. | Superplastically formed product from rolled magnesium base metal alloy sheet |
US5087304A (en) | 1990-09-21 | 1992-02-11 | Allied-Signal Inc. | Hot rolled sheet of rapidly solidified magnesium base alloy |
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 |
US5171734A (en) | 1991-04-22 | 1992-12-15 | Sri International | Coating a substrate in a fluidized bed maintained at a temperature below the vaporization temperature of the resulting coating composition |
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 |
US5453293A (en) * | 1991-07-17 | 1995-09-26 | Beane; Alan F. | Methods of manufacturing coated particles having desired values of intrinsic properties and methods of applying the coated particles to objects |
US5228518A (en) | 1991-09-16 | 1993-07-20 | Conoco Inc. | Downhole activated process and apparatus for centralizing pipe in a wellbore |
US5234055A (en) | 1991-10-10 | 1993-08-10 | Atlantic Richfield Company | Wellbore pressure differential control for gravel pack screen |
US5318746A (en) | 1991-12-04 | 1994-06-07 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of Commerce | Process for forming alloys in situ in absence of liquid-phase sintering |
US5252365A (en) | 1992-01-28 | 1993-10-12 | White Engineering Corporation | Method for stabilization and lubrication of elastomers |
US5511620A (en) | 1992-01-29 | 1996-04-30 | Baugh; John L. | Straight Bore metal-to-metal wellbore seal apparatus and method of sealing in a wellbore |
US5394236A (en) | 1992-02-03 | 1995-02-28 | Rutgers, The State University | Methods and apparatus for isotopic analysis |
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 |
US5623993A (en) | 1992-08-07 | 1997-04-29 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for sealing and transfering 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 |
US5454430A (en) | 1992-08-07 | 1995-10-03 | Baker Hughes Incorporated | Scoophead/diverter assembly for completing lateral wellbores |
US5417285A (en) | 1992-08-07 | 1995-05-23 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for sealing and transferring force in a wellbore |
US5477923A (en) | 1992-08-07 | 1995-12-26 | Baker Hughes Incorporated | Wellbore completion using measurement-while-drilling techniques |
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 |
US5902424A (en) | 1992-09-30 | 1999-05-11 | Mazda Motor Corporation | Method of making an article of manufacture made of a magnesium alloy |
JP2676466B2 (ja) | 1992-09-30 | 1997-11-17 | マツダ株式会社 | マグネシウム合金製部材およびその製造方法 |
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 |
JP3489177B2 (ja) | 1993-06-03 | 2004-01-19 | マツダ株式会社 | 塑性加工成形品の製造方法 |
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 |
JP3533459B2 (ja) | 1993-08-12 | 2004-05-31 | 独立行政法人産業技術総合研究所 | 被覆金属準微粒子の製造法 |
US5536485A (en) | 1993-08-12 | 1996-07-16 | Agency Of Industrial Science & Technology | Diamond sinter, high-pressure phase boron nitride sinter, and processes for producing those sinters |
US6024915A (en) | 1993-08-12 | 2000-02-15 | Agency Of Industrial Science & Technology | Coated metal particles, a metal-base sinter and a process for producing same |
US5407011A (en) | 1993-10-07 | 1995-04-18 | Wada Ventures | Downhole mill and method for milling |
KR950014350B1 (ko) | 1993-10-19 | 1995-11-25 | 주승기 | W-Cu 계 합금의 제조방법 |
US5398754A (en) | 1994-01-25 | 1995-03-21 | Baker Hughes Incorporated | Retrievable whipstock anchor assembly |
US5472048A (en) | 1994-01-26 | 1995-12-05 | Baker Hughes Incorporated | Parallel seal assembly |
US5435392A (en) | 1994-01-26 | 1995-07-25 | Baker Hughes Incorporated | Liner tie-back sleeve |
US5411082A (en) | 1994-01-26 | 1995-05-02 | Baker Hughes Incorporated | Scoophead running tool |
US5439051A (en) | 1994-01-26 | 1995-08-08 | Baker Hughes Incorporated | Lateral connector receptacle |
US5524699A (en) | 1994-02-03 | 1996-06-11 | Pcc Composites, Inc. | Continuous metal matrix composite casting |
US5425424A (en) | 1994-02-28 | 1995-06-20 | Baker Hughes Incorporated | Casing valve |
US5456327A (en) | 1994-03-08 | 1995-10-10 | Smith International, Inc. | O-ring seal for rock bit bearings |
DE4407593C1 (de) | 1994-03-08 | 1995-10-26 | Plansee Metallwerk | Verfahren zur Herstellung von Pulverpreßlingen hoher Dichte |
US5479986A (en) | 1994-05-02 | 1996-01-02 | Halliburton Company | Temporary plug system |
US5826661A (en) | 1994-05-02 | 1998-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Linear indexing apparatus and methods of using same |
US5526881A (en) | 1994-06-30 | 1996-06-18 | Quality Tubing, Inc. | Preperforated coiled tubing |
US5707214A (en) | 1994-07-01 | 1998-01-13 | Fluid Flow Engineering Company | Nozzle-venturi gas lift flow control device and method for improving production rate, lift efficiency, and stability of gas lift wells |
US5506055A (en) | 1994-07-08 | 1996-04-09 | Sulzer Metco (Us) Inc. | Boron nitride and aluminum thermal spray powder |
JPH10506150A (ja) | 1994-08-01 | 1998-06-16 | フランツ ヘーマン、 | 非平衡軽量合金及び製品のために選択される処理 |
FI95897C (fi) | 1994-12-08 | 1996-04-10 | Westem Oy | Kuormalava |
US5526880A (en) | 1994-09-15 | 1996-06-18 | Baker Hughes Incorporated | Method for multi-lateral completion and cementing the juncture with lateral wellbores |
US5558153A (en) | 1994-10-20 | 1996-09-24 | Baker Hughes Incorporated | Method & apparatus for actuating a downhole tool |
US5765639A (en) | 1994-10-20 | 1998-06-16 | Muth Pump Llc | Tubing pump system for pumping well fluids |
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 |
US5507439A (en) | 1994-11-10 | 1996-04-16 | Kerr-Mcgee Chemical Corporation | Method for milling a powder |
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 |
JPH08232029A (ja) | 1995-02-24 | 1996-09-10 | Sumitomo Electric Ind Ltd | Ni基粒子分散型銅系焼結合金とその製造方法 |
US6403210B1 (en) | 1995-03-07 | 2002-06-11 | Nederlandse Organisatie Voor Toegepast-Natuurwetenschappelijk Onderzoek Tno | Method for manufacturing a composite material |
US5728195A (en) | 1995-03-10 | 1998-03-17 | The United States Of America As Represented By The Department Of Energy | Method for producing nanocrystalline multicomponent and multiphase materials |
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 |
AU728725B2 (en) | 1995-10-31 | 2001-01-18 | Ecole Polytechnique Federale De Lausanne | A battery of photovoltaic cells and process for manufacturing the same |
US5772735A (en) | 1995-11-02 | 1998-06-30 | University Of New Mexico | Supported inorganic membranes |
CA2163946C (en) | 1995-11-28 | 1997-10-14 | Integrated Production Services Ltd. | Dizzy dognut anchoring system |
US5698081A (en) | 1995-12-07 | 1997-12-16 | Materials Innovation, Inc. | Coating particles in a centrifugal bed |
US5810084A (en) | 1996-02-22 | 1998-09-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gravel pack apparatus |
AU2167197A (en) | 1996-03-22 | 1997-10-17 | 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 |
CN1077457C (zh) | 1997-05-13 | 2002-01-09 | 理查德·埃德蒙多·托特 | 一种材料 |
WO1999000575A2 (en) | 1997-06-27 | 1999-01-07 | Baker Hughes Incorporated | Drilling system with sensors for determining properties of drilling fluid downhole |
US5924491A (en) | 1997-07-03 | 1999-07-20 | Baker Hughes Incorporated | Thru-tubing anchor seal assembly and/or packer release devices |
GB9715001D0 (en) | 1997-07-17 | 1997-09-24 | Specialised Petroleum Serv Ltd | A downhole tool |
EP1007750B1 (en) | 1997-08-19 | 2004-05-26 | Titanox Developments Limited | Titanium alloy based dispersion-strengthened composites |
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 |
US6170583B1 (en) | 1998-01-16 | 2001-01-09 | Dresser Industries, Inc. | Inserts and compacts having coated or encrusted cubic boron nitride particles |
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 |
WO1999047726A1 (en) | 1998-03-19 | 1999-09-23 | The University Of Florida | Process for depositing atomic to nanometer particle coatings on host particles |
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 |
CA2296108C (en) | 1998-05-05 | 2008-10-14 | Baker Hughes Incorporated | Actuation system for a downhole tool |
US6675889B1 (en) | 1998-05-11 | 2004-01-13 | Offshore Energy Services, Inc. | Tubular filling system |
WO1999058814A1 (en) | 1998-05-14 | 1999-11-18 | Fike Corporation | Downhole dump valve |
US6135208A (en) | 1998-05-28 | 2000-10-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable wellbore junction |
CA2239645C (en) | 1998-06-05 | 2003-04-08 | Top-Co Industries Ltd. | Method and apparatus for locating a drill bit when drilling out cementing equipment from a wellbore |
US6357332B1 (en) | 1998-08-06 | 2002-03-19 | Thew Regents Of The University Of California | Process for making metallic/intermetallic composite laminate materian and materials so produced especially for use in lightweight armor |
FR2782096B1 (fr) | 1998-08-07 | 2001-05-18 | Commissariat Energie Atomique | Procede de fabrication d'un alliage intermetallique fer-aluminium renforce par des dispersoides de ceramique et alliage ainsi obtenu |
US6273187B1 (en) | 1998-09-10 | 2001-08-14 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for downhole safety valve remediation |
US6142237A (en) | 1998-09-21 | 2000-11-07 | Camco International, Inc. | Method for coupling and release of submergible equipment |
US6213202B1 (en) | 1998-09-21 | 2001-04-10 | Camco International, Inc. | Separable connector for coil tubing deployed systems |
US6779599B2 (en) | 1998-09-25 | 2004-08-24 | Offshore Energy Services, Inc. | Tubular filling system |
DE19844397A1 (de) | 1998-09-28 | 2000-03-30 | Hilti Ag | Abrasive Schneidkörper enthaltend Diamantpartikel und Verfahren zur Herstellung der Schneidkörper |
US6161622A (en) | 1998-11-02 | 2000-12-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remote actuated plug method |
US5992452A (en) | 1998-11-09 | 1999-11-30 | Nelson, Ii; Joe A. | Ball and seat valve assembly and downhole pump utilizing the valve assembly |
US6220350B1 (en) | 1998-12-01 | 2001-04-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | High strength water soluble plug |
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 |
US6401547B1 (en) | 1999-10-29 | 2002-06-11 | The University Of Florida | Device and method for measuring fluid and solute fluxes in flow systems |
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 |
US6513600B2 (en) | 1999-12-22 | 2003-02-04 | Richard Ross | Apparatus and method for packing or anchoring an inner tubular within a casing |
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 |
US6354372B1 (en) | 2000-01-13 | 2002-03-12 | Carisella & Cook Ventures | Subterranean well tool and slip assembly |
EP1251985B9 (de) | 2000-01-25 | 2006-01-11 | Glatt Systemtechnik Dresden GmbH | Verfahren zur herstellung von leichtbauteilen |
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 |
WO2001068312A2 (en) | 2000-03-10 | 2001-09-20 | Corus Aluminium Walzprodukte Gmbh | Brazing sheet product and method of manufacturing an assembly using the brazing sheet product |
US6679176B1 (en) | 2000-03-21 | 2004-01-20 | Peter D. Zavitsanos | Reactive projectiles for exploding unexploded ordnance |
US6699305B2 (en) | 2000-03-21 | 2004-03-02 | James J. Myrick | Production of metals and their alloys |
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 |
JP3696514B2 (ja) | 2000-05-31 | 2005-09-21 | 本田技研工業株式会社 | 合金粉末の製造方法 |
EG22932A (en) | 2000-05-31 | 2002-01-13 | Shell Int Research | Method and system for reducing longitudinal fluid flow around a permeable well tubular |
US6656246B2 (en) | 2000-05-31 | 2003-12-02 | Honda Giken Kogyo Kabushiki Kaisha | Process for producing hydrogen absorbing alloy powder, hydrogen absorbing alloy powder, and hydrogen-storing tank for mounting in vehicle |
US6446717B1 (en) | 2000-06-01 | 2002-09-10 | Weatherford/Lamb, Inc. | Core-containing sealing assembly |
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 |
US6619400B2 (en) | 2000-06-30 | 2003-09-16 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and method to complete a multilateral junction |
US7255178B2 (en) | 2000-06-30 | 2007-08-14 | Bj Services Company | Drillable bridge plug |
GB0016595D0 (en) | 2000-07-07 | 2000-08-23 | Moyes Peter B | Deformable member |
US6394180B1 (en) | 2000-07-12 | 2002-05-28 | Halliburton Energy Service,S Inc. | Frac plug with caged ball |
DE60110081D1 (de) | 2000-07-21 | 2005-05-19 | Sinvent As Trondheim | Kombinierte verrohrung und sandfilter |
US6382244B2 (en) | 2000-07-24 | 2002-05-07 | Roy R. Vann | Reciprocating pump standing head valve |
US7360593B2 (en) | 2000-07-27 | 2008-04-22 | Vernon George Constien | Product for coating wellbore screens |
US6394185B1 (en) | 2000-07-27 | 2002-05-28 | Vernon George Constien | Product and process 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 |
US6357322B1 (en) | 2000-08-08 | 2002-03-19 | Williams-Sonoma, Inc. | Inclined rack and spiral radius pinion corkscrew machine |
US6470965B1 (en) | 2000-08-28 | 2002-10-29 | Colin Winzer | Device for introducing a high pressure fluid into well head components |
US6630008B1 (en) | 2000-09-18 | 2003-10-07 | Ceracon, Inc. | Nanocrystalline aluminum metal matrix composites, and production methods |
US6712797B1 (en) | 2000-09-19 | 2004-03-30 | Board Of Supervisors Of Louisiana State University And Agricultural And Mechanical College | Blood return catheter |
US6439313B1 (en) | 2000-09-20 | 2002-08-27 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole machining of well completion equipment |
GB0025302D0 (en) | 2000-10-14 | 2000-11-29 | Sps Afos Group Ltd | Downhole fluid sampler |
US7090025B2 (en) | 2000-10-25 | 2006-08-15 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for reforming and expanding tubulars in a wellbore |
GB0026063D0 (en) | 2000-10-25 | 2000-12-13 | Weatherford Lamb | Downhole tubing |
US6472068B1 (en) | 2000-10-26 | 2002-10-29 | Sandia Corporation | Glass rupture disk |
NO313341B1 (no) | 2000-12-04 | 2002-09-16 | Ziebel As | Hylseventil for regulering av fluidstrom og fremgangsmate til sammenstilling av en hylseventil |
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 |
US6725934B2 (en) | 2000-12-21 | 2004-04-27 | Baker Hughes Incorporated | Expandable packer isolation system |
US6899777B2 (en) | 2001-01-02 | 2005-05-31 | Advanced Ceramics Research, Inc. | Continuous fiber reinforced composites and methods, apparatuses, and compositions for making the same |
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 |
US6668938B2 (en) | 2001-03-30 | 2003-12-30 | Schlumberger Technology Corporation | Cup packer |
US6644412B2 (en) | 2001-04-25 | 2003-11-11 | Weatherford/Lamb, Inc. | Flow control apparatus for use in a wellbore |
US6634428B2 (en) | 2001-05-03 | 2003-10-21 | Baker Hughes Incorporated | Delayed opening ball seat |
US7032662B2 (en) | 2001-05-23 | 2006-04-25 | Core Laboratories Lp | Method for determining the extent of recovery of materials injected into oil wells or subsurface formations during oil and gas exploration and production |
US6712153B2 (en) | 2001-06-27 | 2004-03-30 | Weatherford/Lamb, Inc. | Resin impregnated continuous fiber plug with non-metallic element system |
US6588507B2 (en) | 2001-06-28 | 2003-07-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for progressively gravel packing an interval of a wellbore |
WO2003008186A1 (en) | 2001-07-18 | 2003-01-30 | The Regents Of The University Of Colorado | Insulating and functionalizing fine metal-containing particles with comformal ultra-thin films |
US6655459B2 (en) | 2001-07-30 | 2003-12-02 | Weatherford/Lamb, Inc. | Completion apparatus and methods for use in wellbores |
US7017664B2 (en) | 2001-08-24 | 2006-03-28 | Bj Services Company | Single trip horizontal gravel pack and stimulation system and method |
US7331388B2 (en) | 2001-08-24 | 2008-02-19 | Bj Services Company | Horizontal single trip system with rotating jetting tool |
US6949491B2 (en) | 2001-09-26 | 2005-09-27 | Cooke Jr Claude E | Method and materials for hydraulic fracturing of wells |
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 |
WO2003031815A2 (en) | 2001-10-09 | 2003-04-17 | Burlington Resources Oil & Gas Company Lp | Downhole well pump |
US20030070811A1 (en) | 2001-10-12 | 2003-04-17 | Robison Clark E. | Apparatus and method for perforating a subterranean formation |
US6601648B2 (en) | 2001-10-22 | 2003-08-05 | Charles D. Ebinger | Well completion method |
RU2320867C2 (ru) | 2001-12-03 | 2008-03-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ и устройство для введения жидкости в пласт |
US7017677B2 (en) | 2002-07-24 | 2006-03-28 | Smith International, Inc. | Coarse carbide substrate cutting elements and method of forming the same |
DE60219689T2 (de) | 2001-12-18 | 2008-01-17 | Baker Hughes Incorporated, Houston | Verfahren zum bohren eines produktionbohrloches ohne bohrlochperforieren und -packen |
US7051805B2 (en) | 2001-12-20 | 2006-05-30 | Baker Hughes Incorporated | Expandable packer with anchoring feature |
US7445049B2 (en) | 2002-01-22 | 2008-11-04 | Weatherford/Lamb, Inc. | Gas operated pump for hydrocarbon wells |
WO2003062596A1 (en) | 2002-01-22 | 2003-07-31 | Weatherford/Lamb, Inc. | Gas operated pump for hydrocarbon wells |
US6899176B2 (en) | 2002-01-25 | 2005-05-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and treatment method using the same |
US7096945B2 (en) | 2002-01-25 | 2006-08-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and treatment method using the same |
US6719051B2 (en) | 2002-01-25 | 2004-04-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and treatment method using the same |
US6776228B2 (en) | 2002-02-21 | 2004-08-17 | Weatherford/Lamb, Inc. | Ball dropping assembly |
US6715541B2 (en) | 2002-02-21 | 2004-04-06 | Weatherford/Lamb, Inc. | Ball dropping assembly |
US6799638B2 (en) | 2002-03-01 | 2004-10-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method, apparatus and system for selective release of cementing plugs |
US20040005483A1 (en) | 2002-03-08 | 2004-01-08 | Chhiu-Tsu Lin | Perovskite manganites for use in coatings |
US6896061B2 (en) | 2002-04-02 | 2005-05-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multiple zones frac tool |
US6883611B2 (en) | 2002-04-12 | 2005-04-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealed multilateral junction system |
US6810960B2 (en) | 2002-04-22 | 2004-11-02 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods for increasing production from a wellbore |
AU2003230081A1 (en) | 2002-05-15 | 2003-12-02 | Danish Institute Of Agricultural Sciences | Sampling device and method for measuring fluid flow and solute mass transport |
US6769491B2 (en) | 2002-06-07 | 2004-08-03 | Weatherford/Lamb, Inc. | Anchoring and sealing system for a downhole tool |
AUPS311202A0 (en) | 2002-06-21 | 2002-07-18 | Cast Centre Pty Ltd | Creep resistant magnesium alloy |
GB2390106B (en) | 2002-06-24 | 2005-11-30 | Schlumberger Holdings | Apparatus and methods for establishing secondary hydraulics in a downhole tool |
US7035361B2 (en) | 2002-07-15 | 2006-04-25 | Quellan, Inc. | Adaptive noise filtering and equalization for optimal high speed multilevel signal decoding |
US7049272B2 (en) | 2002-07-16 | 2006-05-23 | Santrol, Inc. | Downhole chemical delivery system for oil and gas wells |
WO2004035496A2 (en) | 2002-07-19 | 2004-04-29 | Ppg Industries Ohio, Inc. | Article having nano-scaled structures and a process for making such article |
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 |
CA2436248C (en) | 2002-07-31 | 2010-11-09 | Schlumberger Canada Limited | Multiple interventionless actuated downhole valve and method |
US7128145B2 (en) | 2002-08-19 | 2006-10-31 | Baker Hughes Incorporated | High expansion sealing device with leak path closures |
US6932159B2 (en) | 2002-08-28 | 2005-08-23 | Baker Hughes Incorporated | Run in cover for downhole expandable screen |
WO2004025160A2 (en) | 2002-09-11 | 2004-03-25 | Hiltap Fittings, Ltd. | Fluid system component with sacrificial element |
AU2003267184A1 (en) | 2002-09-13 | 2004-04-30 | University Of Wyoming | System and method for the mitigation of paraffin wax deposition from crude oil by using ultrasonic waves |
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 |
US6854522B2 (en) | 2002-09-23 | 2005-02-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Annular isolators for expandable tubulars in wellbores |
US6827150B2 (en) * | 2002-10-09 | 2004-12-07 | Weatherford/Lamb, Inc. | High expansion packer |
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 |
US8297364B2 (en) | 2009-12-08 | 2012-10-30 | Baker Hughes Incorporated | Telescopic unit with dissolvable barrier |
US9079246B2 (en) | 2009-12-08 | 2015-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Method of making a nanomatrix powder metal compact |
US8403037B2 (en) | 2009-12-08 | 2013-03-26 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable tool and method |
US8327931B2 (en) | 2009-12-08 | 2012-12-11 | Baker Hughes Incorporated | Multi-component disappearing tripping ball and method for making the same |
US9101978B2 (en) | 2002-12-08 | 2015-08-11 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix powder metal compact |
US9109429B2 (en) | 2002-12-08 | 2015-08-18 | Baker Hughes Incorporated | Engineered powder compact composite material |
US9682425B2 (en) | 2009-12-08 | 2017-06-20 | Baker Hughes Incorporated | Coated metallic powder and method of making the same |
AU2003299763B2 (en) | 2002-12-26 | 2009-01-22 | Baker Hughes Incorporated | Alternative packer setting method |
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 |
JP2004225084A (ja) | 2003-01-21 | 2004-08-12 | Nissin Kogyo Co Ltd | 自動車用ナックル |
US7128154B2 (en) | 2003-01-30 | 2006-10-31 | Weatherford/Lamb, Inc. | Single-direction cementing plug |
US7013989B2 (en) | 2003-02-14 | 2006-03-21 | Weatherford/Lamb, Inc. | Acoustical telemetry |
DE10306887A1 (de) | 2003-02-18 | 2004-08-26 | Daimlerchrysler Ag | Verfahren zur Beschichtung von Partikeln für generative rapid prototyping Prozesse |
US7021389B2 (en) | 2003-02-24 | 2006-04-04 | Bj Services Company | Bi-directional ball seat system and method |
EP2431564B1 (en) | 2003-02-26 | 2017-05-31 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for drilling and completing wells |
DE602004023058D1 (de) | 2003-03-13 | 2009-10-22 | Robert Tessari | Verfahren und vorrichtung zum bohren eines bohrlochs mit einem bohrloch-liner |
US7288325B2 (en) | 2003-03-14 | 2007-10-30 | The Pennsylvania State University | Hydrogen storage material based on platelets and/or a multilayered core/shell structure |
NO318013B1 (no) | 2003-03-21 | 2005-01-17 | Bakke Oil Tools As | Anordning og fremgangsmåte for frakopling av et verktøy fra en rørstreng |
WO2004088091A1 (en) | 2003-04-01 | 2004-10-14 | Specialised Petroleum Services Group Limited | Downhole tool |
US20060102871A1 (en) | 2003-04-08 | 2006-05-18 | Xingwu Wang | Novel composition |
EP1619227B1 (en) | 2003-04-14 | 2014-05-07 | Sekisui Chemical Co., Ltd. | Method for releasing adhered article |
DE10318801A1 (de) | 2003-04-17 | 2004-11-04 | Aesculap Ag & Co. Kg | Flächiges Implantat und seine Verwendung in der Chirurgie |
US7017672B2 (en) | 2003-05-02 | 2006-03-28 | Go Ii Oil Tools, Inc. | Self-set bridge plug |
US6926086B2 (en) | 2003-05-09 | 2005-08-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for removing a tool from a well |
US20090107684A1 (en) | 2007-10-31 | 2009-04-30 | Cooke Jr Claude E | Applications of degradable polymers for delayed mechanical changes in wells |
US20040231845A1 (en) | 2003-05-15 | 2004-11-25 | Cooke Claude E. | Applications of degradable polymers in wells |
US6962206B2 (en) | 2003-05-15 | 2005-11-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | Packer with metal sealing element |
US8181703B2 (en) | 2003-05-16 | 2012-05-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method useful for controlling fluid loss in subterranean formations |
US7097906B2 (en) | 2003-06-05 | 2006-08-29 | Lockheed Martin Corporation | Pure carbon isotropic alloy of allotropic forms of carbon including single-walled carbon nanotubes and diamond-like carbon |
EP1649134A2 (en) | 2003-06-12 | 2006-04-26 | Element Six (PTY) Ltd | Composite material for drilling applications |
EP1644438A1 (en) | 2003-06-23 | 2006-04-12 | William Marsh Rice University | Elastomers reinforced with carbon nanotubes |
US20050064247A1 (en) | 2003-06-25 | 2005-03-24 | Ajit Sane | Composite refractory metal carbide coating on a substrate and method for making thereof |
US7048048B2 (en) | 2003-06-26 | 2006-05-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable sand control screen and method for use of same |
US7032663B2 (en) | 2003-06-27 | 2006-04-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Permeable cement and sand control methods utilizing permeable cement in subterranean well bores |
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 |
BRPI0413004B1 (pt) * | 2003-07-29 | 2016-04-19 | Shell Int Research | sistema e método para vedar um espaço em um furo de poço formado em uma formação terrestre |
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 |
GB0320252D0 (en) | 2003-08-29 | 2003-10-01 | Caledyne Ltd | Improved seal |
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 |
GB0323627D0 (en) | 2003-10-09 | 2003-11-12 | Rubberatkins Ltd | Downhole tool |
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 |
CN2658384Y (zh) | 2003-10-27 | 2004-11-24 | 大庆油田有限责任公司 | 更换气井油管阀门装置 |
US20070057415A1 (en) | 2003-10-29 | 2007-03-15 | Sumitomo Precision Products Co., Ltd. | Method for producing carbon nanotube-dispersed composite material |
US20050102255A1 (en) | 2003-11-06 | 2005-05-12 | Bultman David C. | Computer-implemented system and method for handling stored data |
US7078073B2 (en) | 2003-11-13 | 2006-07-18 | General Electric Company | Method for repairing coated components |
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 |
US7503390B2 (en) | 2003-12-11 | 2009-03-17 | Baker Hughes Incorporated | Lock mechanism for a sliding sleeve |
US7384443B2 (en) | 2003-12-12 | 2008-06-10 | Tdy Industries, Inc. | Hybrid cemented carbide composites |
US7264060B2 (en) | 2003-12-17 | 2007-09-04 | Baker Hughes Incorporated | Side entry sub hydraulic wireline cutter and method |
FR2864202B1 (fr) | 2003-12-22 | 2006-08-04 | Commissariat Energie Atomique | Dispositif tubulaire instrumente pour le transport d'un fluide sous pression |
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 |
US7810558B2 (en) | 2004-02-27 | 2010-10-12 | Smith International, Inc. | Drillable bridge plug |
NO325291B1 (no) | 2004-03-08 | 2008-03-17 | Reelwell As | Fremgangsmate og anordning for etablering av en undergrunns bronn. |
GB2428263B (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 |
US7353879B2 (en) | 2004-03-18 | 2008-04-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Biodegradable downhole tools |
US7093664B2 (en) | 2004-03-18 | 2006-08-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | One-time use composite tool formed of fibers and a biodegradable resin |
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 |
GB2429478B (en) | 2004-04-12 | 2009-04-29 | Baker Hughes Inc | Completion with telescoping perforation & fracturing tool |
US7255172B2 (en) | 2004-04-13 | 2007-08-14 | Tech Tac Company, Inc. | Hydrodynamic, down-hole anchor |
US20050268746A1 (en) | 2004-04-19 | 2005-12-08 | Stanley Abkowitz | Titanium tungsten alloys produced by additions of tungsten nanopowder |
US20050269083A1 (en) | 2004-05-03 | 2005-12-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Onboard navigation system for downhole tool |
US7163066B2 (en) | 2004-05-07 | 2007-01-16 | Bj Services Company | Gravity valve for a downhole tool |
US7723272B2 (en) | 2007-02-26 | 2010-05-25 | Baker Hughes Incorporated | Methods and compositions for fracturing subterranean formations |
US20080060810A9 (en) | 2004-05-25 | 2008-03-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for treating a subterranean formation with a curable composition using a jetting tool |
US8211247B2 (en) | 2006-02-09 | 2012-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable compositions, apparatus comprising same, and method of use |
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 |
US7736582B2 (en) | 2004-06-10 | 2010-06-15 | Allomet Corporation | Method for consolidating tough coated hard powders |
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 |
US8009787B2 (en) | 2004-06-15 | 2011-08-30 | Battelle Energy Alliance, Llc | Method for non-destructive testing |
US7621435B2 (en) | 2004-06-17 | 2009-11-24 | The Regents Of The University Of California | Designs and fabrication of structural armor |
US7243723B2 (en) | 2004-06-18 | 2007-07-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for fracturing and gravel packing a borehole |
US20080149325A1 (en) | 2004-07-02 | 2008-06-26 | Joe Crawford | Downhole oil recovery system and method of use |
US7322412B2 (en) | 2004-08-30 | 2008-01-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Casing shoes and methods of reverse-circulation cementing of casing |
US7141207B2 (en) | 2004-08-30 | 2006-11-28 | General Motors Corporation | Aluminum/magnesium 3D-Printing rapid prototyping |
US7380600B2 (en) | 2004-09-01 | 2008-06-03 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable material assisted diversion or isolation |
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 |
CA2588910C (en) | 2004-12-03 | 2013-09-10 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Modified layered fillers and their use to produce nanocomposite compositions |
US7387165B2 (en) | 2004-12-14 | 2008-06-17 | Schlumberger Technology Corporation | System for completing multiple well intervals |
US7322417B2 (en) | 2004-12-14 | 2008-01-29 | Schlumberger Technology Corporation | Technique and apparatus for completing multiple zones |
US20090084553A1 (en) | 2004-12-14 | 2009-04-02 | Schlumberger Technology Corporation | Sliding sleeve valve assembly with sand screen |
US7513320B2 (en) | 2004-12-16 | 2009-04-07 | Tdy Industries, Inc. | Cemented carbide inserts for earth-boring bits |
US7387578B2 (en) | 2004-12-17 | 2008-06-17 | Integran Technologies Inc. | Strong, lightweight article containing a fine-grained metallic layer |
US20060134312A1 (en) | 2004-12-20 | 2006-06-22 | Slim-Fast Foods Company, Division Of Conopco, Inc. | Wetting system |
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 |
US20060153728A1 (en) | 2005-01-10 | 2006-07-13 | Schoenung Julie M | Synthesis of bulk, fully dense nanostructured metals and metal matrix composites |
US20060150770A1 (en) | 2005-01-12 | 2006-07-13 | Onmaterials, Llc | Method of making composite particles with tailored surface characteristics |
US7353876B2 (en) | 2005-02-01 | 2008-04-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-degrading cement compositions and methods of using self-degrading cement compositions in subterranean formations |
US8062554B2 (en) | 2005-02-04 | 2011-11-22 | Raytheon Company | System and methods of dispersion of nanostructures in composite materials |
US7926571B2 (en) | 2005-03-15 | 2011-04-19 | Raymond A. Hofman | Cemented open hole selective fracing system |
US7267172B2 (en) | 2005-03-15 | 2007-09-11 | Peak Completion Technologies, Inc. | Cemented open hole selective fracing system |
GB2435657B (en) | 2005-03-15 | 2009-06-03 | Schlumberger Holdings | Technique for use in wells |
WO2006101618A2 (en) | 2005-03-18 | 2006-09-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Hydraulically controlled burst disk subs (hcbs) |
US7537825B1 (en) | 2005-03-25 | 2009-05-26 | Massachusetts Institute Of Technology | Nano-engineered material architectures: ultra-tough hybrid nanocomposite system |
US8256504B2 (en) | 2005-04-11 | 2012-09-04 | Brown T Leon | Unlimited stroke drive oil well pumping system |
US20060260031A1 (en) | 2005-05-20 | 2006-11-23 | Conrad Joseph M Iii | Potty training device |
US8231703B1 (en) | 2005-05-25 | 2012-07-31 | Babcock & Wilcox Technical Services Y-12, Llc | Nanostructured composite reinforced material |
FR2886636B1 (fr) | 2005-06-02 | 2007-08-03 | Inst Francais Du Petrole | Materiau inorganique presentant des nanoparticules metalliques piegees dans une matrice mesostructuree |
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 |
US7422058B2 (en) | 2005-07-22 | 2008-09-09 | Baker Hughes Incorporated | Reinforced open-hole zonal isolation packer and method of use |
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 |
US20070107899A1 (en) | 2005-08-17 | 2007-05-17 | Schlumberger Technology Corporation | Perforating Gun Fabricated from Composite Metallic Material |
US7306034B2 (en) | 2005-08-18 | 2007-12-11 | Baker Hughes Incorporated | Gripping assembly for expandable tubulars |
US7451815B2 (en) | 2005-08-22 | 2008-11-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly enhanced with disappearing sleeve and burst disc |
US7581498B2 (en) | 2005-08-23 | 2009-09-01 | Baker Hughes Incorporated | Injection molded shaped charge liner |
US8230936B2 (en) | 2005-08-31 | 2012-07-31 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of forming acid particle based packers for wellbores |
US8567494B2 (en) | 2005-08-31 | 2013-10-29 | Schlumberger Technology Corporation | Well operating elements comprising a soluble component and methods of use |
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 |
US7699946B2 (en) | 2005-09-07 | 2010-04-20 | Los Alamos National Security, Llc | Preparation of nanostructured materials having improved ductility |
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 |
US7776256B2 (en) | 2005-11-10 | 2010-08-17 | Baker Huges Incorporated | Earth-boring rotary drill bits and methods of manufacturing earth-boring rotary drill bits having particle-matrix composite bit bodies |
US20080020923A1 (en) | 2005-09-13 | 2008-01-24 | Debe Mark K | Multilayered nanostructured films |
WO2007032429A1 (ja) | 2005-09-15 | 2007-03-22 | Senju Metal Industry Co., Ltd. | フォームはんだとその製造方法 |
JP2009511739A (ja) | 2005-10-06 | 2009-03-19 | インターナショナル・タイテイニアム・パウダー・リミテッド・ライアビリティ・カンパニー | ホウ化チタン |
US7363970B2 (en) | 2005-10-25 | 2008-04-29 | Schlumberger Technology Corporation | Expandable packer |
DE102005052470B3 (de) | 2005-11-03 | 2007-03-29 | Neue Materialien Fürth GmbH | Verfahren zur Herstellung eines Verbundwerkstoffs oder eines Vorprodukts zur Herstellung eines Verbundwerkstoffs |
KR100629793B1 (ko) | 2005-11-11 | 2006-09-28 | 주식회사 방림 | 전해도금으로 마그네슘합금과 밀착성 좋은 동도금층 형성방법 |
US8231947B2 (en) | 2005-11-16 | 2012-07-31 | Schlumberger Technology Corporation | Oilfield elements having controlled solubility and methods of use |
FI120195B (fi) | 2005-11-16 | 2009-07-31 | Canatu Oy | Hiilinanoputket, jotka on funktionalisoitu kovalenttisesti sidotuilla fullereeneilla, menetelmä ja laitteisto niiden tuottamiseksi ja niiden komposiitit |
US20070151769A1 (en) | 2005-11-23 | 2007-07-05 | Smith International, Inc. | Microwave sintering |
US7946340B2 (en) | 2005-12-01 | 2011-05-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for orchestration of fracture placement from a centralized well fluid treatment center |
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 |
US7392841B2 (en) | 2005-12-28 | 2008-07-01 | Baker Hughes Incorporated | Self boosting packing element |
US7579087B2 (en) | 2006-01-10 | 2009-08-25 | United Technologies Corporation | Thermal barrier coating compositions, processes for applying same and articles coated with same |
US7387158B2 (en) | 2006-01-18 | 2008-06-17 | Baker Hughes Incorporated | Self energized packer |
EP2016257B1 (en) * | 2006-02-03 | 2020-09-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Wellbore method and apparatus for completion, production and injection |
US7346456B2 (en) | 2006-02-07 | 2008-03-18 | Schlumberger Technology Corporation | Wellbore diagnostic system and method |
US8770261B2 (en) | 2006-02-09 | 2014-07-08 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of manufacturing degradable alloys and products made from degradable alloys |
US8220554B2 (en) | 2006-02-09 | 2012-07-17 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable whipstock apparatus and method of use |
US20110067889A1 (en) | 2006-02-09 | 2011-03-24 | Schlumberger Technology Corporation | Expandable and degradable downhole hydraulic regulating assembly |
WO2007095376A2 (en) | 2006-02-15 | 2007-08-23 | Kennametal Inc. | Method and apparatus for coating particulates utilizing physical vapor deposition |
US20070207182A1 (en) | 2006-03-06 | 2007-09-06 | Jan Weber | Medical devices having electrically aligned elongated particles |
US8800650B2 (en) | 2006-03-10 | 2014-08-12 | Dynamic Tubular Systems, Inc. | Expandable tubulars for use in geologic structures |
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 |
US7455118B2 (en) | 2006-03-29 | 2008-11-25 | Smith International, Inc. | Secondary lock for a downhole tool |
DE102006025848A1 (de) | 2006-03-29 | 2007-10-04 | Byk-Chemie Gmbh | Herstellung von Nanopartikeln, insbesondere Nanopartikelkompositen, ausgehend von Pulveragglomeraten |
DK1840325T3 (da) | 2006-03-31 | 2012-12-17 | Schlumberger Technology Bv | Fremgangsmåde og indretning til at cementere et perforeret foringsrør |
WO2007118048A2 (en) | 2006-04-03 | 2007-10-18 | William Marsh Rice University | Processing of single-walled carbon nanotube metal-matrix composites manufactured by an induction heating method |
KR100763922B1 (ko) | 2006-04-04 | 2007-10-05 | 삼성전자주식회사 | 밸브 유닛 및 이를 구비한 장치 |
CA2649379C (en) | 2006-04-21 | 2016-08-23 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Heating systems and methods using high strength alloys |
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 |
CN101074479A (zh) | 2006-05-19 | 2007-11-21 | 何靖 | 镁合金工件的表面处理方法、处理所得的工件及用于该方法的各组成物 |
EP2021577B1 (en) * | 2006-05-26 | 2013-09-25 | Owen Oil Tools LP | Configurable wellbore zone isolation system and related methods |
US7661481B2 (en) | 2006-06-06 | 2010-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole wellbore tools having deteriorable and water-swellable components thereof and methods of use |
US7575062B2 (en) | 2006-06-09 | 2009-08-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and devices for treating multiple-interval well bores |
US7478676B2 (en) | 2006-06-09 | 2009-01-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and devices for treating multiple-interval well bores |
US7441596B2 (en) | 2006-06-23 | 2008-10-28 | Baker Hughes Incorporated | Swelling element packer and installation method |
US7897063B1 (en) | 2006-06-26 | 2011-03-01 | Perry Stephen C | Composition for denaturing and breaking down friction-reducing polymer and for destroying other gas and oil well contaminants |
US20130133897A1 (en) | 2006-06-30 | 2013-05-30 | Schlumberger Technology Corporation | Materials with environmental degradability, methods of use and making |
US8211248B2 (en) | 2009-02-16 | 2012-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Aged-hardenable aluminum alloy with environmental degradability, methods of use and making |
US7607476B2 (en) | 2006-07-07 | 2009-10-27 | Baker Hughes Incorporated | Expandable slip ring |
US7562704B2 (en) | 2006-07-14 | 2009-07-21 | Baker Hughes Incorporated | Delaying swelling in a downhole packer element |
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 |
DE07785015T1 (de) | 2006-07-31 | 2009-11-26 | Tekna Plasma Systems Inc | Plasmaoberflächenbehandlungen unter verwendung von dielektrisch behinderten entladungen |
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 |
US8889065B2 (en) | 2006-09-14 | 2014-11-18 | Iap Research, Inc. | Micron size powders having nano size reinforcement |
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 |
US7578353B2 (en) | 2006-09-22 | 2009-08-25 | Robert Bradley Cook | Apparatus for controlling slip deployment in a downhole device |
EP2077468A1 (en) | 2006-09-29 | 2009-07-08 | Kabushiki Kaisha Toshiba | Liquid developer, process for producing the same, and process for producing display |
US7828055B2 (en) | 2006-10-17 | 2010-11-09 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for controlled deployment of shape-conforming materials |
GB0621073D0 (en) | 2006-10-24 | 2006-11-29 | Isis Innovation | Metal matrix composite material |
US7565929B2 (en) | 2006-10-24 | 2009-07-28 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable material assisted diversion |
US7559357B2 (en) | 2006-10-25 | 2009-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Frac-pack casing saver |
EP1918507A1 (en) | 2006-10-31 | 2008-05-07 | Services Pétroliers Schlumberger | Shaped charge comprising an acid |
US7712541B2 (en) | 2006-11-01 | 2010-05-11 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for protecting downhole components during deployment and wellbore conditioning |
WO2008057045A1 (en) | 2006-11-06 | 2008-05-15 | Agency For Science, Technology And Research | Nanoparticulate encapsulation barrier stack |
US20080210473A1 (en) | 2006-11-14 | 2008-09-04 | Smith International, Inc. | Hybrid carbon nanotube reinforced composite bodies |
US20080179104A1 (en) | 2006-11-14 | 2008-07-31 | Smith International, Inc. | Nano-reinforced wc-co for improved properties |
US7757758B2 (en) | 2006-11-28 | 2010-07-20 | Baker Hughes Incorporated | Expandable wellbore liner |
US8056628B2 (en) | 2006-12-04 | 2011-11-15 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for facilitating downhole operations |
US8028767B2 (en) | 2006-12-04 | 2011-10-04 | Baker Hughes, Incorporated | Expandable stabilizer with roller reamer elements |
US7699101B2 (en) | 2006-12-07 | 2010-04-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well system having galvanic time release plug |
US7861744B2 (en) | 2006-12-12 | 2011-01-04 | Expansion Technologies | Tubular expansion device and method of fabrication |
US7628228B2 (en) | 2006-12-14 | 2009-12-08 | Longyear Tm, Inc. | Core drill bit with extended crown height |
US8485265B2 (en) | 2006-12-20 | 2013-07-16 | Schlumberger Technology Corporation | Smart actuation materials triggered by degradation in oilfield environments and methods of use |
US7909088B2 (en) | 2006-12-20 | 2011-03-22 | Baker Huges Incorporated | Material sensitive downhole flow control device |
US20080169130A1 (en) | 2007-01-12 | 2008-07-17 | M-I Llc | Wellbore fluids for casing drilling |
US7510018B2 (en) | 2007-01-15 | 2009-03-31 | Weatherford/Lamb, Inc. | Convertible seal |
US7617871B2 (en) | 2007-01-29 | 2009-11-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrajet bottomhole completion tool and process |
US20080202764A1 (en) | 2007-02-22 | 2008-08-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Consumable downhole tools |
US20080202814A1 (en) | 2007-02-23 | 2008-08-28 | Lyons Nicholas J | Earth-boring tools and cutter assemblies having a cutting element co-sintered with a cone structure, methods of using the same |
JP4980096B2 (ja) | 2007-02-28 | 2012-07-18 | 本田技研工業株式会社 | 自動二輪車のシートレール構造 |
US7909096B2 (en) | 2007-03-02 | 2011-03-22 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus of reservoir stimulation while running casing |
US20080216383A1 (en) | 2007-03-07 | 2008-09-11 | David Pierick | High performance nano-metal hybrid fishing tackle |
US7770652B2 (en) | 2007-03-13 | 2010-08-10 | Bbj Tools Inc. | Ball release procedure and release tool |
CA2625766A1 (en) | 2007-03-16 | 2008-09-16 | 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 |
US20080236842A1 (en) | 2007-03-27 | 2008-10-02 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole oilfield apparatus comprising a diamond-like carbon coating and methods of use |
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 |
US8978776B2 (en) | 2007-04-18 | 2015-03-17 | Dynamic Tubular Systems, Inc. | Porous tubular structures and a method for expanding porous tubular structures |
US7690436B2 (en) | 2007-05-01 | 2010-04-06 | Weatherford/Lamb Inc. | Pressure isolation plug for horizontal wellbore and associated methods |
GB2448927B (en) * | 2007-05-04 | 2010-05-05 | Dynamic Dinosaurs Bv | Apparatus and method for expanding tubular elements |
US7938191B2 (en) | 2007-05-11 | 2011-05-10 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for controlling elastomer swelling in downhole applications |
US7527103B2 (en) | 2007-05-29 | 2009-05-05 | Baker Hughes Incorporated | Procedures and compositions for reservoir protection |
US20080314588A1 (en) | 2007-06-20 | 2008-12-25 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for controlling erosion of components during well treatment |
US7810567B2 (en) | 2007-06-27 | 2010-10-12 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of producing flow-through passages in casing, and methods of using such casing |
JP5229934B2 (ja) | 2007-07-05 | 2013-07-03 | 住友精密工業株式会社 | 高熱伝導性複合材料 |
US7757773B2 (en) | 2007-07-25 | 2010-07-20 | Schlumberger Technology Corporation | Latch assembly for wellbore operations |
US7673673B2 (en) | 2007-08-03 | 2010-03-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus for isolating a jet forming aperture in a well bore servicing tool |
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 |
US7637323B2 (en) | 2007-08-13 | 2009-12-29 | Baker Hughes Incorporated | Ball seat having fluid activated ball support |
US7503392B2 (en) | 2007-08-13 | 2009-03-17 | Baker Hughes Incorporated | Deformable ball seat |
US7644772B2 (en) | 2007-08-13 | 2010-01-12 | Baker Hughes Incorporated | Ball seat having segmented arcuate ball support member |
US7798201B2 (en) | 2007-08-24 | 2010-09-21 | General Electric Company | Ceramic cores for casting superalloys and refractory metal composites, and related processes |
US9157141B2 (en) | 2007-08-24 | 2015-10-13 | Schlumberger Technology Corporation | Conditioning ferrous alloys into cracking susceptible and fragmentable elements for use in a well |
US7703510B2 (en) | 2007-08-27 | 2010-04-27 | Baker Hughes Incorporated | Interventionless multi-position frac tool |
US7909115B2 (en) | 2007-09-07 | 2011-03-22 | Schlumberger Technology Corporation | Method for perforating utilizing a shaped charge in acidizing operations |
CA2639342C (en) | 2007-09-07 | 2016-05-31 | W. Lynn Frazier | Degradable downhole check valve |
CN101386926B (zh) | 2007-09-14 | 2011-11-09 | 清华大学 | 镁基复合材料的制备方法及制备装置 |
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 |
EP2193702A1 (en) | 2007-10-02 | 2010-06-09 | Parker-Hannifin Corporation | Nano coating for emi gaskets |
US20090090440A1 (en) | 2007-10-04 | 2009-04-09 | Ensign-Bickford Aerospace & Defense Company | Exothermic alloying bimetallic particles |
US7793714B2 (en) | 2007-10-19 | 2010-09-14 | Baker Hughes Incorporated | Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well |
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 |
US8347950B2 (en) | 2007-11-05 | 2013-01-08 | Helmut Werner PROVOST | Modular room heat exchange system with light unit |
US7909110B2 (en) | 2007-11-20 | 2011-03-22 | Schlumberger Technology Corporation | Anchoring and sealing system for cased hole wells |
US7918275B2 (en) | 2007-11-27 | 2011-04-05 | Baker Hughes Incorporated | Water sensitive adaptive inflow control using couette flow to actuate a valve |
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 |
US8092923B2 (en) | 2007-12-12 | 2012-01-10 | GM Global Technology Operations LLC | Corrosion resistant spacer |
US7775279B2 (en) | 2007-12-17 | 2010-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Debris-free perforating apparatus and technique |
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 |
US7735578B2 (en) | 2008-02-07 | 2010-06-15 | Baker Hughes Incorporated | Perforating system with shaped charge case having a modified boss |
US20090205841A1 (en) | 2008-02-15 | 2009-08-20 | Jurgen Kluge | Downwell system with activatable swellable packer |
GB2457894B (en) | 2008-02-27 | 2011-12-14 | Swelltec Ltd | Downhole apparatus and method |
FR2928662B1 (fr) | 2008-03-11 | 2011-08-26 | Arkema France | Procede et systeme de depot d'un metal ou metalloide sur des nanotubes de carbone |
US7798226B2 (en) | 2008-03-18 | 2010-09-21 | Packers Plus Energy Services Inc. | Cement diffuser for annulus cementing |
US7686082B2 (en) | 2008-03-18 | 2010-03-30 | Baker Hughes Incorporated | Full bore cementable gun system |
US7806192B2 (en) | 2008-03-25 | 2010-10-05 | Foster Anthony P | Method and system for anchoring and isolating a wellbore |
US8196663B2 (en) | 2008-03-25 | 2012-06-12 | Baker Hughes Incorporated | Dead string completion assembly with injection system and methods |
US8020619B1 (en) | 2008-03-26 | 2011-09-20 | Robertson Intellectual Properties, LLC | Severing of downhole tubing with associated cable |
US8096358B2 (en) | 2008-03-27 | 2012-01-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of perforating for effective sand plug placement in horizontal wells |
US7661480B2 (en) | 2008-04-02 | 2010-02-16 | Saudi Arabian Oil Company | Method for hydraulic rupturing of downhole glass disc |
CA2660219C (en) | 2008-04-10 | 2012-08-28 | Bj Services Company | System and method for thru tubing deepening of gas lift |
US8535604B1 (en) | 2008-04-22 | 2013-09-17 | Dean M. Baker | Multifunctional high strength metal composite materials |
US7828063B2 (en) | 2008-04-23 | 2010-11-09 | Schlumberger Technology Corporation | Rock stress modification technique |
WO2009131700A2 (en) | 2008-04-25 | 2009-10-29 | Envia Systems, Inc. | High energy lithium ion batteries with particular negative electrode compositions |
US8757273B2 (en) | 2008-04-29 | 2014-06-24 | Packers Plus Energy Services Inc. | Downhole sub with hydraulically actuable sleeve valve |
US8286717B2 (en) | 2008-05-05 | 2012-10-16 | 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 |
BRPI0913591A8 (pt) | 2008-06-02 | 2017-11-21 | Tdy Ind Inc | Carboneto cimentado - compósitos de liga metálica |
US20100055492A1 (en) | 2008-06-03 | 2010-03-04 | Drexel University | Max-based metal matrix composites |
EP2310623A4 (en) | 2008-06-06 | 2013-05-15 | Packers Plus Energy Serv Inc | PROCESS AND INSTALLATION FOR TREATING WELL FLUIDS |
US8631877B2 (en) | 2008-06-06 | 2014-01-21 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and methods for inflow control |
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 |
TW201000644A (en) | 2008-06-24 | 2010-01-01 | Song-Ren Huang | Magnesium alloy composite material having doped grains |
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 |
US8122940B2 (en) | 2008-07-16 | 2012-02-28 | Fata Hunter, Inc. | Method for twin roll casting of aluminum clad magnesium |
US7752971B2 (en) | 2008-07-17 | 2010-07-13 | Baker Hughes Incorporated | Adapter for shaped charge casing |
CN101638786B (zh) | 2008-07-29 | 2011-06-01 | 天津东义镁制品股份有限公司 | 一种高电位镁合金牺牲阳极及其制造方法 |
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 |
US8678081B1 (en) | 2008-08-15 | 2014-03-25 | Exelis, Inc. | Combination anvil and coupler for bridge and fracture plugs |
US8960292B2 (en) | 2008-08-22 | 2015-02-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | High rate stimulation method for deep, large bore completions |
US20100051278A1 (en) | 2008-09-04 | 2010-03-04 | Integrated Production Services Ltd. | Perforating gun assembly |
US20100089587A1 (en) | 2008-10-15 | 2010-04-15 | Stout Gregg W | Fluid logic tool for a subterranean well |
US7775285B2 (en) | 2008-11-19 | 2010-08-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for servicing a wellbore |
US8459347B2 (en) | 2008-12-10 | 2013-06-11 | Oiltool Engineering Services, Inc. | Subterranean well ultra-short slip and packing element system |
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 |
US8899317B2 (en) | 2008-12-23 | 2014-12-02 | W. Lynn Frazier | Decomposable pumpdown ball for downhole plugs |
US8079413B2 (en) | 2008-12-23 | 2011-12-20 | W. Lynn Frazier | Bottom set downhole plug |
CN101457321B (zh) | 2008-12-25 | 2010-06-16 | 浙江大学 | 一种镁基复合储氢材料及制备方法 |
US9260935B2 (en) | 2009-02-11 | 2016-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable balls for use in subterranean applications |
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 |
US9127527B2 (en) | 2009-04-21 | 2015-09-08 | W. Lynn Frazier | Decomposable impediments for downhole tools and methods for using same |
US9109428B2 (en) | 2009-04-21 | 2015-08-18 | W. Lynn Frazier | Configurable bridge plugs and methods for using same |
EP2424471B1 (en) | 2009-04-27 | 2020-05-06 | Cook Medical Technologies LLC | Stent with protected barbs |
US8276670B2 (en) | 2009-04-27 | 2012-10-02 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole dissolvable plug |
US8286697B2 (en) | 2009-05-04 | 2012-10-16 | Baker Hughes Incorporated | Internally supported perforating gun body for high pressure operations |
US8261761B2 (en) | 2009-05-07 | 2012-09-11 | Baker Hughes Incorporated | Selectively movable seat arrangement and method |
US8104538B2 (en) | 2009-05-11 | 2012-01-31 | Baker Hughes Incorporated | Fracturing with telescoping members and sealing the annular space |
US8413727B2 (en) | 2009-05-20 | 2013-04-09 | Bakers Hughes Incorporated | Dissolvable downhole tool, method of making and using |
BRPI1009629A2 (pt) | 2009-05-22 | 2017-09-19 | Mesocoat Inc | Método de fabricação de uma camada compósita que contem uma fase de cerâmica em nanoescala em uma fase de matriz de metal e camada compósita em um substrato |
US8367217B2 (en) | 2009-06-02 | 2013-02-05 | Integran Technologies, Inc. | Electrodeposited metallic-materials comprising cobalt on iron-alloy substrates with enhanced fatigue performance |
US20100314126A1 (en) | 2009-06-10 | 2010-12-16 | Baker Hughes Incorporated | Seat apparatus and method |
AU2010259936A1 (en) | 2009-06-12 | 2012-02-02 | Altarock Energy, Inc. | An injection-backflow technique for measuring fracture surface area adjacent to a wellbore |
US8109340B2 (en) | 2009-06-27 | 2012-02-07 | Baker Hughes Incorporated | High-pressure/high temperature packer seal |
US7992656B2 (en) | 2009-07-09 | 2011-08-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self healing filter-cake removal system for open hole completions |
US8695710B2 (en) | 2011-02-10 | 2014-04-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for individually servicing a plurality of zones of a subterranean formation |
US8291980B2 (en) | 2009-08-13 | 2012-10-23 | Baker Hughes Incorporated | Tubular valving system and method |
US8113290B2 (en) | 2009-09-09 | 2012-02-14 | Schlumberger Technology Corporation | Dissolvable connector guard |
US8528640B2 (en) | 2009-09-22 | 2013-09-10 | Baker Hughes Incorporated | Wellbore flow control devices using filter media containing particulate additives in a foam material |
CA2775744A1 (en) | 2009-09-30 | 2011-04-07 | Baker Hughes Incorporated | Remotely controlled apparatus for downhole applications and methods of operation |
US8342094B2 (en) | 2009-10-22 | 2013-01-01 | Schlumberger Technology Corporation | Dissolvable material application in perforating |
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 |
US8528633B2 (en) | 2009-12-08 | 2013-09-10 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable tool and method |
US20110135805A1 (en) | 2009-12-08 | 2011-06-09 | Doucet Jim R | High diglyceride structuring composition and products and methods using the same |
US8573295B2 (en) | 2010-11-16 | 2013-11-05 | Baker Hughes Incorporated | Plug and method of unplugging a seat |
US9127515B2 (en) | 2010-10-27 | 2015-09-08 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix carbon composite |
US8425651B2 (en) | 2010-07-30 | 2013-04-23 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix metal composite |
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 |
FR2954796B1 (fr) | 2009-12-24 | 2016-07-01 | Total Sa | Utilisation de nanoparticules pour le marquage d'eaux d'injection de champs petroliers |
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 |
US8230731B2 (en) | 2010-03-31 | 2012-07-31 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for determining incursion of water in a well |
US8430173B2 (en) | 2010-04-12 | 2013-04-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | High strength dissolvable structures for use in a subterranean well |
CA2796454C (en) | 2010-04-16 | 2018-07-10 | Smith International, Inc. | Cementing whipstock apparatus and methods |
MX2012012129A (es) | 2010-04-23 | 2012-11-21 | Smith International | Asiento de bola para alta presion y alta temperatura. |
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 |
CN101851716B (zh) | 2010-06-14 | 2014-07-09 | 清华大学 | 镁基复合材料及其制备方法,以及其在发声装置中的应用 |
US8778035B2 (en) | 2010-06-24 | 2014-07-15 | Old Dominion University Research Foundation | Process for the selective production of hydrocarbon based fuels from algae utilizing water at subcritical conditions |
US8579024B2 (en) | 2010-07-14 | 2013-11-12 | Team Oil Tools, Lp | Non-damaging slips and drillable bridge plug |
US9068447B2 (en) | 2010-07-22 | 2015-06-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods for stimulating multi-zone wells |
US8039422B1 (en) | 2010-07-23 | 2011-10-18 | Saudi Arabian Oil Company | Method of mixing a corrosion inhibitor in an acid-in-oil emulsion |
MY158166A (en) | 2010-07-23 | 2016-09-15 | Nissan Motor | Engine automatic stopping device and engine automatic stopping method |
US20120067426A1 (en) | 2010-09-21 | 2012-03-22 | Baker Hughes Incorporated | Ball-seat apparatus and method |
US8851171B2 (en) | 2010-10-19 | 2014-10-07 | Schlumberger Technology Corporation | Screen assembly |
US9090955B2 (en) | 2010-10-27 | 2015-07-28 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix powder metal composite |
US8561699B2 (en) | 2010-12-13 | 2013-10-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well screens having enhanced well treatment capabilities |
US8668019B2 (en) | 2010-12-29 | 2014-03-11 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable barrier for downhole use and method thereof |
US9528352B2 (en) | 2011-02-16 | 2016-12-27 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Extrusion-resistant seals for expandable tubular assembly |
US20120211239A1 (en) | 2011-02-18 | 2012-08-23 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for controlling gas lift assemblies |
US9045953B2 (en) | 2011-03-14 | 2015-06-02 | Baker Hughes Incorporated | System and method for fracturing a formation and a method of increasing depth of fracturing of a formation |
US8584759B2 (en) | 2011-03-17 | 2013-11-19 | Baker Hughes Incorporated | Hydraulic fracture diverter apparatus and method thereof |
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 |
US8695714B2 (en) | 2011-05-19 | 2014-04-15 | Baker Hughes Incorporated | Easy drill slip with degradable materials |
US9139928B2 (en) | 2011-06-17 | 2015-09-22 | Baker Hughes Incorporated | Corrodible downhole article and method of removing the article from downhole environment |
US20130008671A1 (en) | 2011-07-07 | 2013-01-10 | Booth John F | Wellbore plug and method |
US20130024203A1 (en) | 2011-07-20 | 2013-01-24 | Nternational Business Machines Corporation | Providing dynamic recommendations for points of interest utilizing automatically obtained collective telemetry to enhance user experience |
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 |
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 |
US9027655B2 (en) | 2011-08-22 | 2015-05-12 | Baker Hughes Incorporated | Degradable slip element |
US9856547B2 (en) | 2011-08-30 | 2018-01-02 | Bakers Hughes, A Ge Company, Llc | Nanostructured powder metal compact |
US9163467B2 (en) | 2011-09-30 | 2015-10-20 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for galvanically removing from or depositing onto a device a metallic material downhole |
AU2012323753A1 (en) | 2011-10-11 | 2014-05-01 | Packers Plus Energy Services Inc. | Wellbore actuators, treatment strings and methods |
US20130126190A1 (en) | 2011-11-21 | 2013-05-23 | Baker Hughes Incorporated | Ion exchange method of swellable packer deployment |
RU2618796C2 (ru) | 2011-11-22 | 2017-05-11 | Бэйкер Хьюз Инкорпорейтед | Способ использования индикаторов с контролируемым высвобождением |
US9004091B2 (en) | 2011-12-08 | 2015-04-14 | Baker Hughes Incorporated | Shape-memory apparatuses for restricting fluid flow through a conduit and methods of using same |
US8905146B2 (en) | 2011-12-13 | 2014-12-09 | Baker Hughes Incorporated | Controlled electrolytic degredation of downhole tools |
MX355586B (es) | 2011-12-28 | 2018-04-24 | Schlumberger Technology Bv | Materiales compuestos degradables y usos. |
US9428989B2 (en) | 2012-01-20 | 2016-08-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean well interventionless flow restrictor bypass system |
US8490689B1 (en) | 2012-02-22 | 2013-07-23 | Tony D. McClinton | Bridge style fractionation plug |
US9016363B2 (en) | 2012-05-08 | 2015-04-28 | Baker Hughes Incorporated | Disintegrable metal cone, process of making, and use of the same |
US8950504B2 (en) | 2012-05-08 | 2015-02-10 | Baker Hughes Incorporated | Disintegrable tubular anchoring system and method of using the same |
US9605508B2 (en) | 2012-05-08 | 2017-03-28 | Baker Hughes Incorporated | Disintegrable and conformable metallic seal, and method of making the same |
CA2816061A1 (en) | 2012-05-17 | 2013-11-17 | Encana Corporation | Pumpable seat assembly and use for well completion |
US8905147B2 (en) | 2012-06-08 | 2014-12-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of removing a wellbore isolation device using galvanic corrosion |
US9080439B2 (en) | 2012-07-16 | 2015-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Disintegrable deformation tool |
US20140060834A1 (en) | 2012-08-31 | 2014-03-06 | Baker Hughes Incorporated | Controlled Electrolytic Metallic Materials for Wellbore Sealing and Strengthening |
US9951266B2 (en) | 2012-10-26 | 2018-04-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expanded wellbore servicing materials and methods of making and using same |
US9945012B2 (en) | 2013-02-11 | 2018-04-17 | National Research Council Of Canada | Metal matrix composite and method of forming |
US9803439B2 (en) | 2013-03-12 | 2017-10-31 | Baker Hughes | Ferrous disintegrable powder compact, method of making and article of same |
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 |
US9910026B2 (en) | 2015-01-21 | 2018-03-06 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | High temperature tracers for downhole detection of produced water |
US10378303B2 (en) | 2015-03-05 | 2019-08-13 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole tool and method of forming the same |
-
2012
- 2012-05-08 US US13/466,311 patent/US9605508B2/en active Active
-
2013
- 2013-04-04 PL PL410368A patent/PL237181B1/pl unknown
- 2013-04-04 RU RU2014149137A patent/RU2627779C2/ru active
- 2013-04-04 CA CA2872404A patent/CA2872404C/en active Active
- 2013-04-04 CA CA2953874A patent/CA2953874C/en active Active
- 2013-04-04 AU AU2013260077A patent/AU2013260077B2/en active Active
- 2013-04-04 CN CN201380024060.0A patent/CN104285032B/zh active Active
- 2013-04-04 WO PCT/US2013/035262 patent/WO2013169418A1/en active Application Filing
- 2013-04-04 MX MX2014013544A patent/MX2014013544A/es unknown
-
2014
- 2014-10-29 CO CO14240029A patent/CO7111254A2/es unknown
-
2017
- 2017-01-20 US US15/411,060 patent/US10612659B2/en active Active
- 2017-03-17 AU AU2017201833A patent/AU2017201833B2/en active Active
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CA2953874A1 (en) | 2013-11-14 |
AU2017201833A1 (en) | 2017-04-06 |
RU2627779C2 (ru) | 2017-08-11 |
CA2872404C (en) | 2017-03-21 |
CN104285032A (zh) | 2015-01-14 |
PL410368A1 (pl) | 2015-11-09 |
CA2872404A1 (en) | 2013-11-14 |
CA2953874C (en) | 2018-11-06 |
AU2013260077B2 (en) | 2017-04-06 |
AU2013260077A1 (en) | 2014-10-30 |
WO2013169418A1 (en) | 2013-11-14 |
US9605508B2 (en) | 2017-03-28 |
CO7111254A2 (es) | 2014-11-10 |
RU2014149137A (ru) | 2016-06-27 |
CN104285032B (zh) | 2018-02-06 |
MX2014013544A (es) | 2015-01-16 |
AU2017201833B2 (en) | 2017-11-23 |
US10612659B2 (en) | 2020-04-07 |
US20130300066A1 (en) | 2013-11-14 |
US20170138479A1 (en) | 2017-05-18 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
PL237181B1 (pl) | Ulegające rozpadowi i dopasowujące się uszczelnienie metaliczne, wyrób zawierający uszczelnienie oraz sposób do tymczasowego uszczelnienia elementu | |
PL236865B1 (pl) | Ulegający rozpadowi człon w kształcie ściętego stożka, wyrób zawierający ulegający rozpadowi człon w kształcie ściętego stożka, sposób stosowania ulegającego rozpadowi członu w kształcie ściętego stożka | |
PL236451B1 (pl) | Ulegający rozpadowi rurowy układ kotwiczący i sposób izolowania struktury | |
US9080439B2 (en) | Disintegrable deformation tool | |
US9574415B2 (en) | Method of treating a formation and method of temporarily isolating a first section of a wellbore from a second section of the wellbore | |
US9016384B2 (en) | Disintegrable centralizer | |
AU2010328531B2 (en) | Telescopic unit with dissolvable barrier |