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 PDF

Info

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
Application number
PL410368A
Other languages
English (en)
Other versions
PL410368A1 (pl
Inventor
Zhiyue Xu
YingQing XU
Gregory Lee Hern
Bennett M. Richard
Original Assignee
Baker Hughes Inc
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Baker Hughes Inc filed Critical Baker Hughes Inc
Publication of PL410368A1 publication Critical patent/PL410368A1/pl
Publication of PL237181B1 publication Critical patent/PL237181B1/pl

Links

Classifications

    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B22CASTING; POWDER METALLURGY
    • B22FWORKING METALLIC POWDER; MANUFACTURE OF ARTICLES FROM METALLIC POWDER; MAKING METALLIC POWDER; APPARATUS OR DEVICES SPECIALLY ADAPTED FOR METALLIC POWDER
    • B22F5/00Manufacture of workpieces or articles from metallic powder characterised by the special shape of the product
    • B22F5/10Manufacture 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
    • B22F5/106Tube or ring forms
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/12Packers; Plugs
    • E21B33/1208Packers; Plugs characterised by the construction of the sealing or packing means
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/12Packers; Plugs
    • E21B33/1204Packers; Plugs permanent; drillable
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B22CASTING; POWDER METALLURGY
    • B22FWORKING METALLIC POWDER; MANUFACTURE OF ARTICLES FROM METALLIC POWDER; MAKING METALLIC POWDER; APPARATUS OR DEVICES SPECIALLY ADAPTED FOR METALLIC POWDER
    • B22F3/00Manufacture of workpieces or articles from metallic powder characterised by the manner of compacting or sintering; Apparatus specially adapted therefor ; Presses and furnaces
    • B22F3/02Compacting only
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B22CASTING; POWDER METALLURGY
    • B22FWORKING METALLIC POWDER; MANUFACTURE OF ARTICLES FROM METALLIC POWDER; MAKING METALLIC POWDER; APPARATUS OR DEVICES SPECIALLY ADAPTED FOR METALLIC POWDER
    • B22F3/00Manufacture of workpieces or articles from metallic powder characterised by the manner of compacting or sintering; Apparatus specially adapted therefor ; Presses and furnaces
    • B22F3/12Both compacting and sintering
    • B22F3/16Both compacting and sintering in successive or repeated steps
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B22CASTING; POWDER METALLURGY
    • B22FWORKING METALLIC POWDER; MANUFACTURE OF ARTICLES FROM METALLIC POWDER; MAKING METALLIC POWDER; APPARATUS OR DEVICES SPECIALLY ADAPTED FOR METALLIC POWDER
    • B22F5/00Manufacture of workpieces or articles from metallic powder characterised by the special shape of the product
    • B22F5/006Manufacture of workpieces or articles from metallic powder characterised by the special shape of the product of flat products, e.g. sheets
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B22CASTING; POWDER METALLURGY
    • B22FWORKING METALLIC POWDER; MANUFACTURE OF ARTICLES FROM METALLIC POWDER; MAKING METALLIC POWDER; APPARATUS OR DEVICES SPECIALLY ADAPTED FOR METALLIC POWDER
    • B22F7/00Manufacture 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
    • B22F7/008Manufacture 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
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B22CASTING; POWDER METALLURGY
    • B22FWORKING METALLIC POWDER; MANUFACTURE OF ARTICLES FROM METALLIC POWDER; MAKING METALLIC POWDER; APPARATUS OR DEVICES SPECIALLY ADAPTED FOR METALLIC POWDER
    • B22F7/00Manufacture 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
    • B22F7/06Manufacture 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
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C22METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
    • C22CALLOYS
    • C22C1/00Making non-ferrous alloys
    • C22C1/04Making non-ferrous alloys by powder metallurgy
    • C22C1/0408Light metal alloys
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C22METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
    • C22CALLOYS
    • C22C1/00Making non-ferrous alloys
    • C22C1/10Alloys containing non-metals
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C22METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
    • C22CALLOYS
    • C22C32/00Non-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
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C22METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
    • C22CALLOYS
    • C22C32/00Non-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
    • C22C32/001Non-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
    • C22C32/0015Non-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
    • C22C32/0036Matrix based on Al, Mg, Be or alloys thereof
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C22METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
    • C22CALLOYS
    • C22C32/00Non-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
    • C22C32/0047Non-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
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/12Packers; Plugs
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/12Packers; Plugs
    • E21B33/1208Packers; Plugs characterised by the construction of the sealing or packing means
    • E21B33/1212Packers; Plugs characterised by the construction of the sealing or packing means including a metal-to-metal seal element
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/12Packers; Plugs
    • E21B33/128Packers; Plugs with a member expanded radially by axial pressure
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/13Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
    • E21B33/134Bridging plugs
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F16ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
    • F16JPISTONS; CYLINDERS; SEALINGS
    • F16J15/00Sealings
    • F16J15/02Sealings between relatively-stationary surfaces
    • F16J15/06Sealings between relatively-stationary surfaces with solid packing compressed between sealing surfaces
    • F16J15/08Sealings between relatively-stationary surfaces with solid packing compressed between sealing surfaces with exclusively metal packing
    • F16J15/0806Sealings between relatively-stationary surfaces with solid packing compressed between sealing surfaces with exclusively metal packing characterised by material or surface treatment
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F16ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
    • F16JPISTONS; CYLINDERS; SEALINGS
    • F16J15/00Sealings
    • F16J15/16Sealings between relatively-moving surfaces
    • F16J15/26Sealings between relatively-moving surfaces with stuffing-boxes for rigid sealing rings
    • F16J15/28Sealings between relatively-moving surfaces with stuffing-boxes for rigid sealing rings with sealing rings made of metal
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B22CASTING; POWDER METALLURGY
    • B22FWORKING METALLIC POWDER; MANUFACTURE OF ARTICLES FROM METALLIC POWDER; MAKING METALLIC POWDER; APPARATUS OR DEVICES SPECIALLY ADAPTED FOR METALLIC POWDER
    • B22F1/00Metallic powder; Treatment of metallic powder, e.g. to facilitate working or to improve properties
    • B22F1/05Metallic powder characterised by the size or surface area of the particles
    • B22F1/054Nanosized particles
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B22CASTING; POWDER METALLURGY
    • B22FWORKING METALLIC POWDER; MANUFACTURE OF ARTICLES FROM METALLIC POWDER; MAKING METALLIC POWDER; APPARATUS OR DEVICES SPECIALLY ADAPTED FOR METALLIC POWDER
    • B22F1/00Metallic powder; Treatment of metallic powder, e.g. to facilitate working or to improve properties
    • B22F1/07Metallic powder characterised by particles having a nanoscale microstructure
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B22CASTING; POWDER METALLURGY
    • B22FWORKING METALLIC POWDER; MANUFACTURE OF ARTICLES FROM METALLIC POWDER; MAKING METALLIC POWDER; APPARATUS OR DEVICES SPECIALLY ADAPTED FOR METALLIC POWDER
    • B22F1/00Metallic powder; Treatment of metallic powder, e.g. to facilitate working or to improve properties
    • B22F1/10Metallic powder containing lubricating or binding agents; Metallic powder containing organic material
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B22CASTING; POWDER METALLURGY
    • B22FWORKING METALLIC POWDER; MANUFACTURE OF ARTICLES FROM METALLIC POWDER; MAKING METALLIC POWDER; APPARATUS OR DEVICES SPECIALLY ADAPTED FOR METALLIC POWDER
    • B22F2998/00Supplementary information concerning processes or compositions relating to powder metallurgy
    • B22F2998/10Processes characterised by the sequence of their steps
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B22CASTING; POWDER METALLURGY
    • B22FWORKING METALLIC POWDER; MANUFACTURE OF ARTICLES FROM METALLIC POWDER; MAKING METALLIC POWDER; APPARATUS OR DEVICES SPECIALLY ADAPTED FOR METALLIC POWDER
    • B22F5/00Manufacture of workpieces or articles from metallic powder characterised by the special shape of the product
    • B22F5/10Manufacture 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
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C22METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
    • C22CALLOYS
    • C22C1/00Making non-ferrous alloys
    • C22C1/04Making non-ferrous alloys by powder metallurgy
    • C22C1/0408Light metal alloys
    • C22C1/0416Aluminium-based alloys
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C22METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
    • C22CALLOYS
    • C22C1/00Making non-ferrous alloys
    • C22C1/04Making non-ferrous alloys by powder metallurgy
    • C22C1/0483Alloys based on the low melting point metals Zn, Pb, Sn, Cd, In or Ga
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C22METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
    • C22CALLOYS
    • C22C33/00Making ferrous alloys
    • C22C33/02Making ferrous alloys by powder metallurgy

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (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)

  1. Zastrzeżenia patentowe
    1. 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. 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. 3. Uszczelnienie według zastrz. 1, w którym osnowa metaliczna zawiera glin, żelazo, magnez, mangan, cynk lub kombinację zawierającą co najmniej jeden z powyższych.
  4. 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. 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. 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. 7. Uszczelnienie według zastrz. 1, zawierające ponadto dławik w zewnętrznej powierzchni uszczelniającej.
  8. 8. Uszczelnienie według zastrz. 7, zawierające ponadto elastomer umieszczony w dławiku.
  9. 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. 10. Uszczelnienie według zastrz. 1, w którym uszczelnienie jest uszczelnieniem tymczasowym.
  11. 11. Uszczelnienie według zastrz. 1, w którym uszczelnienie wykazuje procentowe wydłużenie wynoszące od około 10% do około 75%.
  12. 12. Uszczelnienie według zastrz. 1, w którym uszczelnienie wykazuje granicę plastyczności od około 15 ksi do około 50 ksi (103 MPa - 345 MPa).
  13. 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. 14. Uszczelnienie według zastrz. 1, w którym uszczelnienie charakteryzuje się odpornością temperaturową do 1000°F (540°C).
  15. 15. Uszczelnienie według zastrz. 1, w którym uszczelnienie może ulec rozpadowi w kontakcie z płynem.
  16. 16. Uszczelnienie według zastrz. 1, w którym płyn obejmuje solankę, kwas mineralny, kwas organiczny lub kombinację zawierającą co najmniej jeden z powyższych.
  17. 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. 18. Wyrób zawierający uszczelnienie według zastrz. 1, znamienny tym, że wyrób stanowi korek do szczelinowania, korek mostkujący (szczelinowania), uszczelkę lub zawór klapowy.
  19. 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. 20. Sposób według zastrz. 19, w którym tymczasowe uszczelnienie stanowi uszczelnienie metal-metal.
  21. 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.
PL410368A 2012-05-08 2013-04-04 Ulegające rozpadowi i dopasowujące się uszczelnienie metaliczne, wyrób zawierający uszczelnienie oraz sposób do tymczasowego uszczelnienia elementu PL237181B1 (pl)

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) CA2953874C (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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9682425B2 (en) 2009-12-08 2017-06-20 Baker Hughes Incorporated Coated metallic powder and method of making the same
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
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
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
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
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
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
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
US9090956B2 (en) 2011-08-30 2015-07-28 Baker Hughes Incorporated Aluminum alloy powder metal compact
US9109269B2 (en) 2011-08-30 2015-08-18 Baker Hughes Incorporated Magnesium alloy powder metal compact
US9643144B2 (en) 2011-09-02 2017-05-09 Baker Hughes Incorporated Method to generate and disperse nanostructures in a composite material
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
US9284803B2 (en) 2012-01-25 2016-03-15 Baker Hughes Incorporated One-way flowable anchoring system and method of treating and producing a well
US9010416B2 (en) 2012-01-25 2015-04-21 Baker Hughes Incorporated Tubular anchoring system and a seat for use in the same
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
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
US9879511B2 (en) 2013-11-22 2018-01-30 Baker Hughes Incorporated Methods of obtaining a hydrocarbon material contained within a subterranean formation
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
US10865465B2 (en) 2017-07-27 2020-12-15 Terves, Llc Degradable metal matrix composite
US10150713B2 (en) * 2014-02-21 2018-12-11 Terves, Inc. Fluid activated disintegrating metal system
US20170268088A1 (en) 2014-02-21 2017-09-21 Terves Inc. High Conductivity Magnesium Alloy
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
CN106460133B (zh) 2014-04-18 2019-06-18 特维斯股份有限公司 用于受控速率溶解工具的电化活性的原位形成的颗粒
GB2543678B (en) 2014-08-14 2020-01-15 Halliburton Energy Services Inc Degradable wellbore isolation devices with varying degradation rates
US10526868B2 (en) * 2014-08-14 2020-01-07 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable wellbore isolation devices with varying fabrication methods
WO2016036371A1 (en) * 2014-09-04 2016-03-10 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
WO2017007475A1 (en) * 2015-07-09 2017-01-12 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore plug sealing assembly
US10156119B2 (en) 2015-07-24 2018-12-18 Innovex Downhole Solutions, Inc. 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
WO2017039661A1 (en) * 2015-09-02 2017-03-09 Halliburton Energy Services, Inc. Top set degradable wellbore isolation device
US10059092B2 (en) * 2015-09-14 2018-08-28 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Additive manufacturing of functionally gradient degradable tools
WO2017053258A1 (en) * 2015-09-21 2017-03-30 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
MY195249A (en) * 2018-07-20 2023-01-11 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
US11512561B2 (en) 2019-02-22 2022-11-29 Halliburton Energy Services, Inc. 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
BR112021024386A2 (pt) 2019-07-31 2022-02-08 Halliburton Energy Services Inc Método para monitorar a expansão de um vedante metálico de fundo de poço e sistema de medição do vedante metálico de fundo de poço
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
US11499399B2 (en) 2019-12-18 2022-11-15 Halliburton Energy Services, Inc. Pressure reducing metal elements for liner hangers
US11761290B2 (en) 2019-12-18 2023-09-19 Halliburton Energy Services, Inc. Reactive metal sealing elements for a liner hanger
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
US20230416494A1 (en) * 2022-06-23 2023-12-28 Halliburton Energy Services, Inc. Dissolvable downhole hydraulic fracturing tools composed of bulk metal glass and thermoplastic polymer composites
WO2024010611A1 (en) * 2022-07-08 2024-01-11 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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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
US4248307A (en) 1979-05-07 1981-02-03 Baker International Corporation Latch assembly and method
US4373584A (en) 1979-05-07 1983-02-15 Baker International Corporation Single trip tubing hanger assembly
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
US4619699A (en) * 1983-08-17 1986-10-28 Exxon Research And Engineering Co. Composite dispersion strengthened composite 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
US4805699A (en) 1986-06-23 1989-02-21 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for setting, unsetting, and retrieving a packer or bridge plug from a subterranean well
US4708208A (en) 1986-06-23 1987-11-24 Baker Oil Tools, Inc. Method and apparatus for setting, unsetting, and retrieving a packer from a subterranean well
US4869325A (en) 1986-06-23 1989-09-26 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for setting, unsetting, and retrieving a packer or bridge plug from a subterranean well
US4688641A (en) 1986-07-25 1987-08-25 Camco, Incorporated Well packer with releasable head and method of releasing
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
US4975412A (en) 1988-02-22 1990-12-04 University Of Kentucky Research Foundation Method of processing superconducting materials and its products
US5084088A (en) 1988-02-22 1992-01-28 University Of Kentucky Research Foundation High temperature alloys synthesis by electro-discharge compaction
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
US5204055A (en) 1989-12-08 1993-04-20 Massachusetts Institute Of Technology Three-dimensional printing techniques
US5387380A (en) 1989-12-08 1995-02-07 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
US5087304A (en) 1990-09-21 1992-02-11 Allied-Signal Inc. Hot rolled sheet of rapidly solidified magnesium base alloy
US5316598A (en) 1990-09-21 1994-05-31 Allied-Signal Inc. Superplastically formed product from rolled magnesium base metal alloy sheet
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
US5417285A (en) 1992-08-07 1995-05-23 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for sealing and transferring force in a wellbore
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
US5477923A (en) 1992-08-07 1995-12-26 Baker Hughes Incorporated Wellbore completion using measurement-while-drilling techniques
US5454430A (en) 1992-08-07 1995-10-03 Baker Hughes Incorporated Scoophead/diverter assembly for completing lateral wellbores
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
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
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
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
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
US5439051A (en) 1994-01-26 1995-08-08 Baker Hughes Incorporated Lateral connector receptacle
US5472048A (en) 1994-01-26 1995-12-05 Baker Hughes Incorporated Parallel seal assembly
US5411082A (en) 1994-01-26 1995-05-02 Baker Hughes Incorporated Scoophead running tool
US5435392A (en) 1994-01-26 1995-07-25 Baker Hughes Incorporated Liner tie-back sleeve
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
DE4407593C1 (de) 1994-03-08 1995-10-26 Plansee Metallwerk Verfahren zur Herstellung von Pulverpreßlingen hoher Dichte
US5456327A (en) 1994-03-08 1995-10-10 Smith International, Inc. O-ring seal for rock bit bearings
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
US6544357B1 (en) 1994-08-01 2003-04-08 Franz Hehmann Selected processing for non-equilibrium light alloys and products
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
US5934372A (en) 1994-10-20 1999-08-10 Muth Pump Llc Pump system and method for pumping well fluids
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
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
DE69628570T2 (de) 1995-03-14 2003-12-11 Nittetsu Mining Co Ltd Pulver mit mehrschichtigen filmen auf der oberfläche und verfahren zu dessen herstellung
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
AU725818B2 (en) 1997-05-13 2000-10-19 Allomet Corporation Tough-coated hard powders and sintered articles thereof
US6176323B1 (en) 1997-06-27 2001-01-23 Baker Hughes Incorporated Drilling systems 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
US6264719B1 (en) 1997-08-19 2001-07-24 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
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
US6095247A (en) 1997-11-21 2000-08-01 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus and method for opening perforations in a well 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
CA2232748C (en) 1998-03-19 2007-05-08 Ipec Ltd. Injection tool
AU6472798A (en) 1998-03-19 1999-10-11 University Of Florida Process for depositing atomic to nanometer particle coatings on host particles
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
WO1999057417A2 (en) 1998-05-05 1999-11-11 Baker Hughes Incorporated Chemical actuation system for downhole tools and method for detecting failure of an inflatable element
US6675889B1 (en) 1998-05-11 2004-01-13 Offshore Energy Services, Inc. Tubular filling system
EP1086293A4 (en) 1998-05-14 2004-11-24 Fike Corp DOWNHOLE DISCHARGE 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
WO2001054846A2 (de) 2000-01-25 2001-08-02 Glatt Systemtechnik Dresden Gmbh Hohlkugel und verfahren zur herstellung von hohlkugeln und leichtbauteilen mit hohlkugeln
US6390200B1 (en) 2000-02-04 2002-05-21 Allamon Interest Drop ball sub and system of use
US7036594B2 (en) 2000-03-02 2006-05-02 Schlumberger Technology Corporation Controlling a pressure transient in a well
AU3173701A (en) 2000-03-10 2001-09-24 Corus Aluminium Walzprod Gmbh Brazing sheet product and method of manufacturing an assembly using the brazing sheet product
US6699305B2 (en) 2000-03-21 2004-03-02 James J. Myrick Production of metals and their alloys
US6679176B1 (en) 2000-03-21 2004-01-20 Peter D. Zavitsanos Reactive projectiles for exploding unexploded ordnance
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
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
EG22932A (en) 2000-05-31 2002-01-13 Shell Int Research Method and system for reducing longitudinal fluid flow around a permeable well tubular
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
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
DE60116096D1 (de) 2000-06-30 2006-01-26 Watherford Lamb Inc Verfahren und vorrichtung zur komplettierung einer abzweigung in bohrlöchern mit einer mehrzahl seitlicher bohrungen
US7600572B2 (en) 2000-06-30 2009-10-13 Bj Services Company Drillable bridge plug
US7255178B2 (en) 2000-06-30 2007-08-14 Bj Services Company Drillable bridge plug
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
EP1301686B1 (en) 2000-07-21 2005-04-13 Sinvent AS Combined liner and matrix system
US6382244B2 (en) 2000-07-24 2002-05-07 Roy R. Vann Reciprocating pump standing head valve
US6394185B1 (en) 2000-07-27 2002-05-28 Vernon George Constien Product and process for coating wellbore screens
US7360593B2 (en) 2000-07-27 2008-04-22 Vernon George Constien Product for coating wellbore screens
US6390195B1 (en) 2000-07-28 2002-05-21 Halliburton Energy Service,S Inc. Methods and compositions for forming permeable cement sand screens in well bores
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
EP1412175B1 (en) 2001-07-18 2009-07-08 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
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
US6949491B2 (en) 2001-09-26 2005-09-27 Cooke Jr Claude E Method and materials for hydraulic fracturing of wells
AU2002334963A1 (en) 2001-10-09 2003-04-22 Burlington Resources Oil And Gas Company Lp Downhole well pump
US20030070811A1 (en) 2001-10-12 2003-04-17 Robison Clark E. Apparatus and method for perforating a subterranean formation
US6601648B2 (en) 2001-10-22 2003-08-05 Charles D. Ebinger Well completion method
DE60212700T2 (de) 2001-12-03 2007-06-28 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Verfahren und vorrichtung zum einspritzen von fluid in eine formation
US7017677B2 (en) 2002-07-24 2006-03-28 Smith International, Inc. Coarse carbide substrate cutting elements and method of forming the same
CA2471261A1 (en) 2001-12-18 2003-06-26 Sand Control, Inc. A drilling method for maintaining productivity while eliminating perforating and gravel packing
US7051805B2 (en) 2001-12-20 2006-05-30 Baker Hughes Incorporated Expandable packer with anchoring feature
CA2474064C (en) 2002-01-22 2008-04-08 Weatherford/Lamb, Inc. Gas operated pump for hydrocarbon wells
US7445049B2 (en) 2002-01-22 2008-11-04 Weatherford/Lamb, Inc. Gas operated pump for hydrocarbon wells
US6719051B2 (en) 2002-01-25 2004-04-13 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
US6899176B2 (en) 2002-01-25 2005-05-31 Halliburton Energy Services, Inc. Sand control screen assembly and treatment method using the same
US6776228B2 (en) 2002-02-21 2004-08-17 Weatherford/Lamb, Inc. Ball dropping assembly
US6715541B2 (en) 2002-02-21 2004-04-06 Weatherford/Lamb, Inc. Ball dropping assembly
US6799638B2 (en) 2002-03-01 2004-10-05 Halliburton Energy Services, Inc. Method, apparatus and system for selective release of cementing plugs
US20040005483A1 (en) 2002-03-08 2004-01-08 Chhiu-Tsu Lin Perovskite manganites for use in coatings
US6896061B2 (en) 2002-04-02 2005-05-24 Halliburton Energy Services, Inc. Multiple zones frac tool
US6883611B2 (en) 2002-04-12 2005-04-26 Halliburton Energy Services, Inc. Sealed multilateral junction system
US6810960B2 (en) 2002-04-22 2004-11-02 Weatherford/Lamb, Inc. Methods for increasing production from a wellbore
JP4330526B2 (ja) 2002-05-15 2009-09-16 オーフス ユニヴェルシティ 流体の流れおよび溶質の質量の移動を測定するためのサンプリング・デバイスおよび方法
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
AU2003256569A1 (en) 2002-07-15 2004-02-02 Quellan, Inc. Adaptive noise filtering and equalization
US7049272B2 (en) 2002-07-16 2006-05-23 Santrol, Inc. Downhole chemical delivery system for oil and gas wells
JP4342445B2 (ja) 2002-07-19 2009-10-14 ピーピージー・インダストリーズ・オハイオ・インコーポレイテッド ナノスケール構造体を有する物品及び該物品の製法
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
GB2391566B (en) 2002-07-31 2006-01-04 Schlumberger Holdings 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
US7028778B2 (en) 2002-09-11 2006-04-18 Hiltap Fittings, Ltd. Fluid system component with sacrificial element
US7264056B2 (en) 2002-09-13 2007-09-04 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
US9109429B2 (en) 2002-12-08 2015-08-18 Baker Hughes Incorporated Engineered powder compact composite material
US9079246B2 (en) 2009-12-08 2015-07-14 Baker Hughes Incorporated Method of making a nanomatrix powder metal compact
US8327931B2 (en) 2009-12-08 2012-12-11 Baker Hughes Incorporated Multi-component disappearing tripping ball and method for making the same
US9101978B2 (en) * 2002-12-08 2015-08-11 Baker Hughes Incorporated Nanomatrix powder metal compact
US8297364B2 (en) 2009-12-08 2012-10-30 Baker Hughes Incorporated Telescopic unit with dissolvable barrier
US9682425B2 (en) 2009-12-08 2017-06-20 Baker Hughes Incorporated Coated metallic powder and method of making the same
US8403037B2 (en) 2009-12-08 2013-03-26 Baker Hughes Incorporated Dissolvable tool and method
CA2511826C (en) 2002-12-26 2008-07-22 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
CN100449113C (zh) 2003-02-26 2009-01-07 埃克森美孚上游研究公司 钻井和完井方法
US7108080B2 (en) 2003-03-13 2006-09-19 Tesco Corporation Method and apparatus for drilling a borehole with a borehole 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
JP4599294B2 (ja) 2003-04-14 2010-12-15 積水化学工業株式会社 合わせガラスの剥離方法
DE10318801A1 (de) 2003-04-17 2004-11-04 Aesculap Ag & Co. Kg Flächiges Implantat und seine Verwendung in der Chirurgie
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
US20040231845A1 (en) 2003-05-15 2004-11-25 Cooke Claude E. Applications of degradable polymers in wells
US20090107684A1 (en) 2007-10-31 2009-04-30 Cooke Jr Claude E Applications of degradable polymers for delayed mechanical changes in wells
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
WO2004111284A2 (en) 2003-06-12 2004-12-23 Element Six (Pty) Ltd Composite material for drilling applications
WO2005014708A1 (en) 2003-06-23 2005-02-17 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
US7527099B2 (en) * 2003-07-29 2009-05-05 Shell Oil Company System for sealing a space in a wellbore
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
US7461699B2 (en) 2003-10-22 2008-12-09 Baker Hughes Incorporated Method for providing a temporary barrier in a flow pathway
US8342240B2 (en) 2003-10-22 2013-01-01 Baker Hughes Incorporated Method for providing a temporary barrier in a flow pathway
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
WO2005040065A1 (ja) 2003-10-29 2005-05-06 Sumitomo Precision Products Co., Ltd. カーボンナノチューブ分散複合材料の製造方法
US20050102255A1 (en) 2003-11-06 2005-05-12 Bultman David C. Computer-implemented system and method for handling stored data
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
US7013998B2 (en) 2003-11-20 2006-03-21 Halliburton Energy Services, Inc. Drill bit having an improved seal and lubrication method using same
US20050109502A1 (en) 2003-11-20 2005-05-26 Jeremy Buc Slay Downhole seal element formed from a nanocomposite material
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.
GB2428264B (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
WO2005100743A1 (en) 2004-04-12 2005-10-27 Baker Hughes Incorporated Completion with telescoping perforation & fracturing tool
US7255172B2 (en) 2004-04-13 2007-08-14 Tech Tac Company, Inc. Hydrodynamic, down-hole anchor
WO2006073428A2 (en) 2004-04-19 2006-07-13 Dynamet Technology, Inc. Titanium tungsten alloys produced by additions of tungsten nanopowder
US20050241835A1 (en) 2004-05-03 2005-11-03 Halliburton Energy Services, Inc. Self-activating downhole tool
US7163066B2 (en) 2004-05-07 2007-01-16 Bj Services Company Gravity valve for a downhole tool
US7723272B2 (en) 2007-02-26 2010-05-25 Baker Hughes Incorporated Methods and compositions for fracturing subterranean formations
US20080060810A9 (en) 2004-05-25 2008-03-13 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for treating a subterranean formation with a curable composition using a jetting tool
US10316616B2 (en) 2004-05-28 2019-06-11 Schlumberger Technology Corporation Dissolvable bridge plug
US8211247B2 (en) 2006-02-09 2012-07-03 Schlumberger Technology Corporation Degradable compositions, apparatus comprising same, and method of use
JP4476701B2 (ja) 2004-06-02 2010-06-09 日本碍子株式会社 電極内蔵焼結体の製造方法
US7819198B2 (en) 2004-06-08 2010-10-26 Birckhead John M Friction spring release mechanism
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
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
US7141207B2 (en) 2004-08-30 2006-11-28 General Motors Corporation Aluminum/magnesium 3D-Printing rapid prototyping
US7322412B2 (en) 2004-08-30 2008-01-29 Halliburton Energy Services, Inc. Casing shoes and methods of reverse-circulation cementing of casing
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
WO2006062572A1 (en) 2004-12-03 2006-06-15 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Modified layered fillers and their use to produce nanocomposite compositions
GB2424233B (en) 2005-03-15 2009-06-03 Schlumberger Holdings Technique and apparatus for use in wells
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
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
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
US8567494B2 (en) 2005-08-31 2013-10-29 Schlumberger Technology Corporation Well operating elements comprising a soluble component and methods of use
US8230936B2 (en) 2005-08-31 2012-07-31 Schlumberger Technology Corporation Methods of forming acid particle based packers for wellbores
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
DE112006002497B4 (de) 2005-09-15 2014-01-23 Denso Corporation Verfahren zur Herstellung eines Lotformteils
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
WO2007092083A2 (en) * 2006-02-03 2007-08-16 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
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
US8770261B2 (en) 2006-02-09 2014-07-08 Schlumberger Technology Corporation Methods of manufacturing degradable alloys and products made from degradable alloys
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
DE102006025848A1 (de) 2006-03-29 2007-10-04 Byk-Chemie Gmbh Herstellung von Nanopartikeln, insbesondere Nanopartikelkompositen, ausgehend von Pulveragglomeraten
US7455118B2 (en) 2006-03-29 2008-11-25 Smith International, Inc. Secondary lock for a downhole tool
EP1840325B1 (en) 2006-03-31 2012-09-26 Services Pétroliers Schlumberger Method and apparatus to cement a perforated casing
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
EP2100004A4 (en) 2006-04-21 2015-10-21 Shell Int Research 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
WO2007140320A2 (en) 2006-05-26 2007-12-06 Nanyang Technological University Implantable article, method of forming same and method for reducing thrombogenicity
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
US7478676B2 (en) 2006-06-09 2009-01-20 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and devices for treating multiple-interval well bores
US7575062B2 (en) 2006-06-09 2009-08-18 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and devices for treating multiple-interval well bores
US7441596B2 (en) 2006-06-23 2008-10-28 Baker Hughes Incorporated Swelling element packer and installation method
US7897063B1 (en) 2006-06-26 2011-03-01 Perry Stephen C Composition for denaturing and breaking down friction-reducing polymer and for destroying other gas and oil well contaminants
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
JP5260515B2 (ja) 2006-07-31 2013-08-14 テクナ・プラズマ・システムズ・インコーポレーテッド 誘電体バリア放電を利用したプラズマ表面処理
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
US7464764B2 (en) 2006-09-18 2008-12-16 Baker Hughes Incorporated Retractable ball seat having a time delay material
US7726406B2 (en) 2006-09-18 2010-06-01 Yang Xu Dissolvable downhole trigger device
US7578353B2 (en) 2006-09-22 2009-08-25 Robert Bradley Cook Apparatus for controlling slip deployment in a downhole device
GB0618687D0 (en) 2006-09-22 2006-11-01 Omega Completion Technology Erodeable pressure barrier
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
US7565929B2 (en) 2006-10-24 2009-07-28 Schlumberger Technology Corporation Degradable material assisted diversion
GB0621073D0 (en) 2006-10-24 2006-11-29 Isis Innovation Metal matrix composite material
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
KR101130199B1 (ko) 2006-11-06 2012-04-23 에이전시 포 사이언스, 테크놀로지 앤드 리서치 나노입자 캡슐 배리어 스택
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
US8028767B2 (en) 2006-12-04 2011-10-04 Baker Hughes, Incorporated Expandable stabilizer with roller reamer elements
US8056628B2 (en) 2006-12-04 2011-11-15 Schlumberger Technology Corporation System and method for facilitating downhole operations
US7699101B2 (en) 2006-12-07 2010-04-20 Halliburton Energy Services, Inc. Well system having galvanic time release plug
WO2008073976A2 (en) 2006-12-12 2008-06-19 Fly Charles B 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
US7909088B2 (en) 2006-12-20 2011-03-22 Baker Huges Incorporated Material sensitive downhole flow control device
US8485265B2 (en) 2006-12-20 2013-07-16 Schlumberger Technology Corporation Smart actuation materials triggered by degradation in oilfield environments and methods of use
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
EP2147184A2 (en) 2007-04-18 2010-01-27 Dynamic Tubular Systems, Inc. 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
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
US7637323B2 (en) 2007-08-13 2009-12-29 Baker Hughes Incorporated Ball seat having fluid activated ball support
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
US7798201B2 (en) 2007-08-24 2010-09-21 General Electric Company Ceramic cores for casting superalloys and refractory metal composites, and related processes
US7703510B2 (en) 2007-08-27 2010-04-27 Baker Hughes Incorporated Interventionless multi-position frac tool
US8191633B2 (en) 2007-09-07 2012-06-05 Frazier W Lynn Degradable downhole check valve
US7909115B2 (en) 2007-09-07 2011-03-22 Schlumberger Technology Corporation Method for perforating utilizing a shaped charge in acidizing operations
NO328882B1 (no) 2007-09-14 2010-06-07 Vosstech As Aktiveringsmekanisme og fremgangsmate for a kontrollere denne
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
US7775284B2 (en) 2007-09-28 2010-08-17 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus for adjustably controlling the inflow of production fluids from a subterranean well
US20090084539A1 (en) 2007-09-28 2009-04-02 Ping Duan Downhole sealing devices having a shape-memory material and methods of manufacturing and using same
US20090084600A1 (en) 2007-10-02 2009-04-02 Parker Hannifin Corporation Nano coating for emi gaskets
US20090090440A1 (en) 2007-10-04 2009-04-09 Ensign-Bickford Aerospace & Defense Company Exothermic alloying bimetallic particles
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
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
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
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
US7686082B2 (en) 2008-03-18 2010-03-30 Baker Hughes Incorporated Full bore cementable gun system
CA2629651C (en) 2008-03-18 2015-04-21 Packers Plus Energy Services Inc. Cement diffuser for annulus cementing
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
EP2291576B1 (en) 2008-05-05 2019-02-20 Weatherford Technology Holdings, LLC 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
EP2653580B1 (en) 2008-06-02 2014-08-20 Kennametal Inc. Cemented carbide-metallic alloy composites
US20100055492A1 (en) 2008-06-03 2010-03-04 Drexel University Max-based metal matrix composites
US8631877B2 (en) 2008-06-06 2014-01-21 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and methods for inflow control
US8511394B2 (en) 2008-06-06 2013-08-20 Packers Plus Energy Services Inc. Wellbore fluid treatment process and installation
US20090308588A1 (en) 2008-06-16 2009-12-17 Halliburton Energy Services, Inc. Method and Apparatus for Exposing a Servicing Apparatus to Multiple Formation Zones
US8152985B2 (en) 2008-06-19 2012-04-10 Arlington Plating Company Method of chrome plating magnesium and magnesium alloys
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
US7900696B1 (en) 2008-08-15 2011-03-08 Itt Manufacturing Enterprises, Inc. Downhole tool with exposable and openable flow-back vents
US8960292B2 (en) 2008-08-22 2015-02-24 Halliburton Energy Services, Inc. High rate stimulation method for deep, large bore completions
US20100051278A1 (en) 2008-09-04 2010-03-04 Integrated Production Services Ltd. Perforating gun assembly
US20100089587A1 (en) 2008-10-15 2010-04-15 Stout Gregg W Fluid logic tool for a subterranean well
US7775285B2 (en) 2008-11-19 2010-08-17 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus and method for servicing a wellbore
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
US8079413B2 (en) 2008-12-23 2011-12-20 W. Lynn Frazier Bottom set downhole plug
US8899317B2 (en) 2008-12-23 2014-12-02 W. Lynn Frazier Decomposable pumpdown ball for downhole plugs
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
US8276670B2 (en) 2009-04-27 2012-10-02 Schlumberger Technology Corporation Downhole dissolvable plug
US9089445B2 (en) 2009-04-27 2015-07-28 Cook Medical Technologies Llc Stent with protected barbs
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
CN102459701A (zh) 2009-05-22 2012-05-16 美索科特公司 与纳米复合材料覆盖层有关的制品和制造方法
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
US8162049B2 (en) 2009-06-12 2012-04-24 University Of Utah Research Foundation 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
US8528633B2 (en) 2009-12-08 2013-09-10 Baker Hughes Incorporated Dissolvable tool and method
US8425651B2 (en) 2010-07-30 2013-04-23 Baker Hughes Incorporated Nanomatrix metal composite
US9243475B2 (en) 2009-12-08 2016-01-26 Baker Hughes Incorporated Extruded powder metal compact
US9127515B2 (en) 2010-10-27 2015-09-08 Baker Hughes Incorporated Nanomatrix carbon composite
US8573295B2 (en) 2010-11-16 2013-11-05 Baker Hughes Incorporated Plug and method of unplugging a seat
US10240419B2 (en) 2009-12-08 2019-03-26 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Downhole flow inhibition tool and method of unplugging a seat
US20110135805A1 (en) 2009-12-08 2011-06-09 Doucet Jim R High diglyceride structuring composition and products and methods using the same
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
EP2550423A4 (en) 2010-04-23 2017-04-05 Smith International, Inc. High pressure and high temperature ball seat
US8813848B2 (en) 2010-05-19 2014-08-26 W. Lynn Frazier Isolation tool actuated by gas generation
US8297367B2 (en) 2010-05-21 2012-10-30 Schlumberger Technology Corporation Mechanism for activating a plurality of downhole devices
US20110284232A1 (en) 2010-05-24 2011-11-24 Baker Hughes Incorporated Disposable Downhole Tool
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
WO2012011993A1 (en) 2010-07-22 2012-01-26 Exxonmobil Upstream Research Company Methods for stimulating multi-zone wells
US8039422B1 (en) 2010-07-23 2011-10-18 Saudi Arabian Oil Company Method of mixing a corrosion inhibitor in an acid-in-oil emulsion
EP2597291A1 (en) 2010-07-23 2013-05-29 Nissan Motor Co., Ltd Engine automatic stop device and automatic stop 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
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
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
CN103917738A (zh) 2011-10-11 2014-07-09 帕克斯普拉斯能源服务有限公司 钻井致动器,处理柱以及其方法
US20130126190A1 (en) 2011-11-21 2013-05-23 Baker Hughes Incorporated Ion exchange method of swellable packer deployment
BR112014012122B1 (pt) 2011-11-22 2022-03-03 Baker Hughes Incorporated Método de fraturamento de uma formação subterrânea penetrada por um poço, método de controle de areia para um furo de poço, que penetra em uma formação subterrânea e método de monitoramento da produtividade de hidrocarbonetos de uma formação de arenito ou carbonato penetrada pelo poço
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
US9617462B2 (en) 2011-12-28 2017-04-11 Schlumberger Technology Corporation Degradable composite materials and uses
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
US8950504B2 (en) 2012-05-08 2015-02-10 Baker Hughes Incorporated Disintegrable tubular anchoring system and method of using the same
US9016363B2 (en) 2012-05-08 2015-04-28 Baker Hughes Incorporated Disintegrable metal cone, process of making, and use of the same
US9605508B2 (en) 2012-05-08 2017-03-28 Baker Hughes Incorporated Disintegrable and conformable metallic seal, and method of making the same
US20130319668A1 (en) 2012-05-17 2013-12-05 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
CA2900728C (en) 2013-02-11 2021-07-27 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

Also Published As

Publication number Publication date
CN104285032A (zh) 2015-01-14
CA2953874C (en) 2018-11-06
AU2013260077A1 (en) 2014-10-30
AU2017201833B2 (en) 2017-11-23
US10612659B2 (en) 2020-04-07
CO7111254A2 (es) 2014-11-10
AU2017201833A1 (en) 2017-04-06
US9605508B2 (en) 2017-03-28
WO2013169418A1 (en) 2013-11-14
US20130300066A1 (en) 2013-11-14
AU2013260077B2 (en) 2017-04-06
MX2014013544A (es) 2015-01-16
PL410368A1 (pl) 2015-11-09
CA2872404C (en) 2017-03-21
RU2627779C2 (ru) 2017-08-11
RU2014149137A (ru) 2016-06-27
CN104285032B (zh) 2018-02-06
US20170138479A1 (en) 2017-05-18
CA2872404A1 (en) 2013-11-14
CA2953874A1 (en) 2013-11-14

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