RU2585773C2 - Устройство и способ регулирования потока - Google Patents
Устройство и способ регулирования потока Download PDFInfo
- Publication number
- RU2585773C2 RU2585773C2 RU2012142229/03A RU2012142229A RU2585773C2 RU 2585773 C2 RU2585773 C2 RU 2585773C2 RU 2012142229/03 A RU2012142229/03 A RU 2012142229/03A RU 2012142229 A RU2012142229 A RU 2012142229A RU 2585773 C2 RU2585773 C2 RU 2585773C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- powder
- flow control
- particles
- nanomatrix
- control device
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 19
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 195
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 123
- 239000011162 core material Substances 0.000 claims abstract description 97
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 77
- 230000001413 cellular effect Effects 0.000 claims abstract description 29
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 12
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 4
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 73
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 73
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 claims description 35
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 claims description 25
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 claims description 18
- 229910052748 manganese Inorganic materials 0.000 claims description 12
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 claims description 12
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 7
- 230000009471 action Effects 0.000 claims description 6
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 4
- 239000007799 cork Substances 0.000 claims description 4
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 4
- 230000009467 reduction Effects 0.000 claims description 4
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims description 3
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000006028 limestone Substances 0.000 claims description 2
- 239000002861 polymer material Substances 0.000 claims description 2
- 239000005445 natural material Substances 0.000 claims 2
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims 1
- 239000002195 soluble material Substances 0.000 claims 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 31
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 abstract description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000011112 process operation Methods 0.000 abstract 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 155
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 103
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 91
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 58
- 230000008859 change Effects 0.000 description 36
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 33
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 27
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 23
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 23
- 238000005245 sintering Methods 0.000 description 22
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 18
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 18
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 17
- 239000011247 coating layer Substances 0.000 description 16
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 16
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 15
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 15
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 12
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 12
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 11
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 11
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 238000002386 leaching Methods 0.000 description 10
- 239000002356 single layer Substances 0.000 description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 7
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 7
- 230000008569 process Effects 0.000 description 7
- 239000007769 metal material Substances 0.000 description 6
- 229910052761 rare earth metal Inorganic materials 0.000 description 6
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 5
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 5
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 5
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 5
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 5
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 5
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 5
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 5
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 5
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000003575 carbonaceous material Substances 0.000 description 4
- 229910052729 chemical element Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 4
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 230000035882 stress Effects 0.000 description 4
- 229910000861 Mg alloy Inorganic materials 0.000 description 3
- 229910010293 ceramic material Inorganic materials 0.000 description 3
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 3
- 229910052727 yttrium Inorganic materials 0.000 description 3
- 229910018072 Al 2 O 3 Inorganic materials 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 241000264877 Hippospongia communis Species 0.000 description 2
- 229920000954 Polyglycolide Polymers 0.000 description 2
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 2
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 239000007771 core particle Substances 0.000 description 2
- 238000000280 densification Methods 0.000 description 2
- 230000010006 flight Effects 0.000 description 2
- 230000001788 irregular Effects 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 150000002736 metal compounds Chemical class 0.000 description 2
- 239000002923 metal particle Substances 0.000 description 2
- 238000001000 micrograph Methods 0.000 description 2
- 239000004005 microsphere Substances 0.000 description 2
- 239000004633 polyglycolic acid Substances 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910000838 Al alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052684 Cerium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052691 Erbium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910003023 Mg-Al Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052779 Neodymium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920002292 Nylon 6 Polymers 0.000 description 1
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 description 1
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 1
- 229910052777 Praseodymium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- 230000002902 bimodal effect Effects 0.000 description 1
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 1
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L calcium dibromide Chemical compound [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000001311 chemical methods and process Methods 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 150000001805 chlorine compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 238000001739 density measurement Methods 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 239000002019 doping agent Substances 0.000 description 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 description 1
- 239000011262 electrochemically active material Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 229920001519 homopolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052746 lanthanum Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003562 lightweight material Substances 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 description 1
- 239000011572 manganese Substances 0.000 description 1
- 239000000155 melt Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N n'-hydroxy-2-propan-2-ylsulfonylethanimidamide Chemical compound CC(C)S(=O)(=O)CC(N)=NO LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002103 nanocoating Substances 0.000 description 1
- 239000002086 nanomaterial Substances 0.000 description 1
- 239000002071 nanotube Substances 0.000 description 1
- 150000004767 nitrides Chemical class 0.000 description 1
- 229920000233 poly(alkylene oxides) Polymers 0.000 description 1
- 229920001515 polyalkylene glycol Polymers 0.000 description 1
- -1 polyethylene Polymers 0.000 description 1
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 1
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 229910052702 rhenium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052706 scandium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005549 size reduction Methods 0.000 description 1
- 239000011973 solid acid Substances 0.000 description 1
- 238000001778 solid-state sintering Methods 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 229910052715 tantalum Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- YNJBWRMUSHSURL-UHFFFAOYSA-N trichloroacetic acid Chemical compound OC(=O)C(Cl)(Cl)Cl YNJBWRMUSHSURL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000004580 weight loss Effects 0.000 description 1
- VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L zinc bromide Chemical compound Br[Zn]Br VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/063—Valve or closure with destructible element, e.g. frangible disc
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B2200/00—Special features related to earth drilling for obtaining oil, gas or water
- E21B2200/06—Sleeve valves
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B2200/00—Special features related to earth drilling for obtaining oil, gas or water
- E21B2200/08—Down-hole devices using materials which decompose under well-bore conditions
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Powder Metallurgy (AREA)
- Multiple-Way Valves (AREA)
- Taps Or Cocks (AREA)
- Sliding Valves (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится в нефтегазодобывающей отрасли, в частности к регулированию потока флюидов в трубных колоннах в скважинах. Устройство содержит кожух с одним или несколькими сформированными в нем отверстиями; клапанный компонент, который может совмещаться и выводиться из совмещения с указанным одним или несколькими отверстиями в кожухе; и одну или несколько пробок, установленных в одном или нескольких отверстиях, причем в каждом отверстии установлена одна пробка, так что обеспечивается возможность спуска клапанного компонента в открытом положении по отношению к отверстиям. Каждая пробка может уменьшаться в результате одного или нескольких воздействий скважинных флюидов и подаваемых растворяющих флюидов. Материал пробки включает непрерывную ячеистую наноматрицу, множество диспергированных частиц, содержащих материал сердцевины частицы и распределенных в ячеистой наноматрице, и твердый соединительный слой между диспергированными частицами. Снижается количество рейсов для выполнения технологических операций в скважине. 3 н. и 15 з.п. ф-лы, 7 ил.
Description
Перекрестная ссылка
Для настоящей заявки испрашивается конвенционный приоритет по дате подачи заявки US 12/718,510, поданной 5 марта 2010 г. на изобретение “Устройство и способ регулирования потока”.
Уровень техники
Как известно, при бурении и заканчивании скважин возникает необходимость в обеспечении отверстий в трубной колонне для прохождения через нее флюидов примерно в радиальном направлении. Такие отверстия обеспечивают поток флюидов между внутренним каналом трубной колонны и кольцевым пространством, сформированным между трубной колонной и стенкой скважины (обсадной колонной или стенкой необсаженной скважины). Также достаточно давно известно использование клапанов в таких отверстиях, которые можно выборочно открывать и закрывать для управления потоком флюидов.
Примером такого оборудования является широко используемое устройство скользящей муфты. Специалистам в данной области техники хорошо известно устройство скользящей муфты, которое включает кожух, имеющий отверстие, муфту, которая путем перемещения может переводиться в кожухе из положения, в котором она закрывает отверстие, в положение, в котором отверстие совмещается с проходом в муфте, и пружину, которая смещает муфту в определенное положение (закрытого или открытого отверстия).
Обычно такое оборудование опускают в скважину с муфтой в закрытом положении, выполняют одну операцию, затем муфту открывают с помощью специального опускаемого инструмента, выполняют другие операции, и другой рейс инструмента используется для закрытия муфты. Этот способ хорошо отработан и часто используется.
Поскольку каждый рейс инструмента требует больших затрат, в отрасли всегда имеется потребность в оборудовании и в способах, которые обеспечивают снижение количества рейсов для выполнения технологических операций в скважине.
Раскрытие изобретения
В настоящем изобретении предлагается устройство регулирования потока, которое содержит: кожух с одним или несколькими сформированными в нем отверстиями; клапанный компонент, которое может совмещаться и выводиться из совмещения с указанным одним или несколькими отверстиями в кожухе; и одну или несколько пробок, установленных в одном или нескольких отверстиях, причем в каждом отверстии установлена одна пробка и каждая пробка может уменьшаться в результате одного или нескольких воздействий скважинных флюидов и подаваемых растворяющих флюидов.
В изобретении также предлагается способ выполнения ряда операций в скважине с уменьшенным количеством рейсов для осуществления механического воздействия, включающий: спуск на заданную глубину устройства, содержащего кожух с одним или несколькими сформированными в нем отверстиями, клапанный компонент, который может совмещаться и выводиться из совмещения с указанным одним или несколькими отверстиями в кожухе, и одну или несколько пробок, установленных в одном или нескольких отверстиях, причем в каждом отверстии установлена одна пробка и каждая пробка может уменьшаться в результате одного или нескольких воздействий скважинных флюидов и подаваемых растворяющих флюидов; выполнение в скважине операции, для которой требуется, чтобы проницаемость кожуха для флюида в радиальном направлении была ограничена; уменьшение пробки; выполнение в скважине операции, для которой требуется передача давления флюида через одно или несколько отверстий; и осуществление механического воздействия для закрытия клапанного устройства для обеспечения непроницаемости одного или нескольких отверстий в радиальном направлении.
Краткое описание чертежей
Приведенное ниже описание содержит ссылки на прилагаемые чертежи, на которых одинаковые элементы указываются одинаковыми ссылочными номерами и на которых показано:
на фиг.1 - схематический вид сечения устройства регулирования потока по настоящему изобретению;
на фиг.2 - микрофотография сечения образца порошка 210, описанного ниже, который был введен в пропиточный материал;
на фиг.3 - схематический вид частицы 212 порошка по одному из вариантов, как она будет выглядеть в сечении по линии 4-4 фиг.2;
на фиг.4 - микрофотография части сечения изделия из спрессованного порошка по одному из вариантов;
на фиг.5 - схематическая иллюстрация изделия из спрессованного порошка по одному из вариантов, полученного из порошка с частицами, имеющими однослойное покрытие, как это будет выглядеть в сечении по линии 6-6 фиг. 4;
на фиг.6 - схематическая иллюстрация другого варианта изделия из спрессованного порошка, полученного из порошка с частицами, имеющими многослойное покрытие, как это будет выглядеть в сечении по линии 6-6 фиг. 4;
на фиг.7 - схематическая иллюстрация изменения свойств раскрытого в настоящей заявке изделия из спрессованного порошка по времени и в зависимости от изменения условий среды, в которой находится это изделие.
Осуществление изобретения
Как показано на фиг.1, устройство 10 регулирования потока содержит кожух 12 с одним или несколькими отверстиями 14. Каждое отверстие 14 временно закрыто пробкой 16, обеспечивающей ограничение прохождения через них флюидов. Степень проницаемости для флюидов зависит от операций, которые будут выполняться с использованием пробки 16. Степень проницаемости для флюидов может варьироваться от полной непроницаемости до некоторой заданной степени проницаемости. Наконец, устройство 10 содержит клапанный компонент 18, который в одном из вариантов может иметь форму скользящей муфты. Скользящая муфта 18 в рассматриваемом варианте имеет один или несколько проходов 20, которые могут совмещаться с одним или несколькими отверстиями 14.
Пробка 16 может быть выполнена из различных материалов, включая, например, растворимые металлы, такие как магний, алюминий, сплавы магния, сплавы алюминия и т.п., растворимые полимерные материалы, такие как HYDROCENETM, предлагаемый компанией Idroplax, S.r.l. (г.Альтопашо, Италия); полимерный материал полиактид 4060D, предлагаемый компанией Nature-WorksTM, подразделением компании Cargill Dow LLC; полигликолиевая кислота TLF-6267, предлагаемая компанией DuPont Specialty Chemicals; поликапролактамы и смеси полиактида и полигликолиевой кислоты; твердые кислоты, такие как сульфаминовая кислота, трихлоруксусная кислота и лимонная кислота, вместе с воском или другим подходящим связующим материалом; гомополимеры полиэтилена и твердые парафины; полиалкиленоксиды, такие как полиэтиленоксиды, и полиалкиленгликоли, такие как полиэтиленгликоли (эти полимеры могут использоваться предпочтительно в водных буровых растворах, поскольку они медленно растворяются в воде), и природные материалы, такие как известняк и т.п., каждый из которых может быть выбран и/или получен таким образом, чтобы он мог уменьшаться (то есть мог изменять свою структуру от структуры, имеющей некоторую проницаемость, до полного растворения пробки) при действии на этот материал природных (естественных) скважинных флюидов и/или флюидов, выборочно подаваемых в скважину. Например, выбранные материалы могут растворяться под действием природных скважинных флюидов, бурового раствора или кислот через определенный промежуток времени. Один из разработанных материалов, который может использоваться в пробке 16, представляет собой растворимый высокопрочный материал. Такие легкие высокопрочные материалы с выбранной и регулируемой степенью разрушения представляют собой спеченные полностью уплотненные (спрессованные) порошки, не содержащие пор, получаемые из порошковых материалов с покрытием, содержащих различные легкие частицы, на которые нанесено однослойное или многослойное нанопокрытие. Эти спрессованные порошки получают из металлических порошков, которые включают различные легкие высокопрочные частицы электрохимически активных материалов (то есть материалов с повышенными стандартными потенциалами окисления), таких как электрохимически активные металлы, причем эти частицы распределены внутри ячеистой наноматрицы, сформированной из различных слоев покрытия из металлических материалов, имеющих толщину в нанодиапазоне, и изделия из таких спрессованных порошков особенно подходят для применения в скважинах. Материалы из спрессованных порошков представляют собой уникальное и эффективное сочетание механической прочности, характеризующейся прочностью на сжатие и сдвиг, низкой плотностью и заданными и регулируемыми свойствами вымывания, а также особенно быстрым и регулируемым растворением в различных скважинных флюидах. Например, частицы порошка и слои покрытий для этих частиц могут выбираться таким образом, чтобы обеспечивался спеченный спрессованный порошок для использования в качестве высокопрочного материала, имеющего повышенную прочность на сжатие и сдвиг по сравнению с различными другими разработанными материалами, включая углеродные материалы, нержавеющие и легированные стали, и в то же время имеющего низкую плотность, сравнимую с плотностью разных полимеров, эластомеров, пористых керамических материалов, имеющих низкую плотность, и композиционных материалов. Кроме того, могут быть обеспечены такие порошки и спрессованные порошки, которые характеризуются заданным и регулируемым разрушением или удалением в зависимости от изменений условий окружающей среды, например переход от очень низкой скорости растворения к очень высокой скорости растворения при изменения одного из параметров среды в скважине в непосредственной близости от изделия, сформированного из спрессованного порошка, включая изменение характеристики скважинного флюида, находящегося в контакте с изделием из спрессованного порошка. Указанные характеристики заданного и регулируемого разрушения или удаления материала также обеспечивают неизменность размеров и прочности изделий, таких как скважинные инструменты или другие компоненты, изготовленные из этих материалов, в течение промежутка времени, когда они будут еще необходимы, и после истечения этого промежутка времени характеристика среды, такая как температура флюида, давление или уровень рН, может быть изменена для содействия их удалению путем быстрого растворения. Ниже описываются такие материалы из порошков с покрытием и из спрессованных порошков, а также способы получения таких материалов.
Как показано на фиг. 2, металлический порошок 210 включает множество металлических частиц 212 с покрытием. Частицы 212 могут быть сформированы для получения порошка 210, включая свободнотекучий порошок, который может быть засыпан или иным образом размещен в пресс-формы (не показаны) разных форм и размеров для получения требуемых изделий 400 из спрессованных порошков (фиг. 5, 6), описанных ниже, например различных скважинных инструментов или их компонентов.
Каждая частица 212 металлического порошка 210 с покрытием содержит сердцевину 214 частицы и металлическое покрытие 216 на поверхности сердцевины 214. Сердцевина 214 частицы состоит из материала 218. Материал 218 сердцевины может содержать любой подходящий материал для формирования сердцевины 214, обеспечивающей получение частицы 212 порошка, который можно спечь для формирования легкого и высокопрочного изделия 400 из спрессованного порошкового материала, который имеет заданные и регулируемые характеристики растворения. Подходящие материалы для сердцевины частиц включают электрохимически активные металлы, имеющие стандартный потенциал окисления, превышающий или равный потенциалу Zn, включая такие металлы, как Mg, Al, Mn или Zn, или их сочетания. Эти электрохимически активные металлы очень активно вступают в реакции с различными скважинными флюидами, включая различные ионные флюиды или высокополярные флюиды, такие как флюиды, содержащие различные хлориды. Примеры включают флюиды, содержащие хлорид калия (KCl), хлористоводородную кислоту (HCl), хлорид кальция (CaCl2), бромид кальция (CaBr2) или бромид цинка (ZnBr2). Материал 218 сердцевины может также содержать и другие материалы, которые электрохимически менее активны, чем Zn, или неметаллические материалы, или их сочетания. Подходящие неметаллические материалы включают керамику, композиционные материалы, стекло или углеродные материалы или их сочетания. Материал 218 сердцевины может быть выбран таким образом, чтобы он обеспечивал высокую скорость растворения в определенном скважинном флюиде, однако он может быть также выбран таким образом, чтобы обеспечивалась сравнительно низкая скорость растворения, включая нулевую скорость растворения, и в этом случае растворение материала наноматрицы приводит к быстрому вымыванию частиц на границе со скважинным флюидом, так что эффективная скорость растворения изделия из спрессованного порошка будет высокой, хотя материал 218 сердцевины сам по себе может иметь низкую скорость растворения, включая материалы 220 сердцевины, которые практически нерастворимы в скважинном флюиде.
Что касается использования в качестве материалов 218 сердцевины электрохимически активных металлов, таких как Mg, Al, Mn или Zn, эти материалы могут использоваться как в чистой форме, так и в любом сочетании друг с другом, в частности в форме различных сплавов таких материалов, включая двухкомпонентные, трехкомпонентные или четырехкомпонентные сплавы этих материалов. Эти сочетания могут быть также композиционными материалами. Кроме того, помимо сочетаний металлов Mg, Al, Mn или Zn материалы 218 сердцевины могут включать и другие составляющие, включая различные легирующие присадки, для изменения одной или нескольких характеристик сердцевины 214 частиц, например для повышения прочности, снижения плотности или изменения характеристик растворимости материала 218 сердцевины.
Среди электрохимически активных металлов наиболее предпочтительным является Mg, используемый в чистой форме, в сплаве или в композиционном материале, в связи с его низкой плотностью и способностью формировать высокопрочные сплавы, а также по причине его высокой электрохимической активности, поскольку его стандартный потенциал окисления выше, чем у Al, Mn или Zn. Сплавы Mg включают все сплавы, в которых Mg является одним из составляющих компонентов. Особенно полезны сплавы Mg, которые содержат другие электрохимически активные металлы, указанные в настоящем описании, включая двухкомпонентные сплавы Mg-Zn, Mg-Al и Mg-Mn и трехкомпонентные сплавы Mg-Zn-Y и Mg-Al-X, где X может быть Zn, Mn, Si, Са или Y или их комбинациями. Такие сплавы Mg-Al-X могут включать примерно до 85 вес.% Mg, примерно до 15 вес.% Al и примерно до 5 вес.% X. Сердцевина 214 частицы и материал 218 сердцевины, в особенности электрохимически активные металлы, включающие Mg, Al, Мn или Zn или их сочетания, могут также включать редкоземельный элемент или сочетание редкоземельных элементов. Для целей настоящего изобретения редкоземельные элементы включают Sc, Y, La, Се, Pr, Nd или Er или сочетания редкоземельных элементов. Если используется редкоземельный элемент или сочетание редкоземельных элементов, его содержание не превышает примерно 5 вес.%.
Сердцевина 214 частицы и материал 218 сердцевины имеют температуру (Тр) плавления. Температура Тр, как она используется в настоящем описании, представляет собой наименьшую температуру, при которой в материале 218 сердцевины происходит начальное плавление, превращение в жидкую форму или другой вид частичного плавления независимо от того, содержит ли материал 218 сердцевины чистый металл, сплав с несколькими фазами, имеющими разные температуры плавления, или композиционную структуру материалов, имеющих разные точки плавления.
Сердцевины 214 частиц могут иметь любой подходящий размер, или диапазон размеров частиц, или распределение размеров частиц. Например, сердцевины 214 частиц могут быть выбраны таким образом, чтобы обеспечивался средний размер частиц, который представлен нормальным или одномодальным распределением Гауссовского типа вокруг средней величины или первого момента распределения, как это иллюстрируется на фиг. 2. В другом примере сердцевины 214 частиц могут быть выбраны или смешаны таким образом, чтобы обеспечивалось многомодальное распределение размеров частиц, включая множество средних величин размеров сердцевин частиц, например однородное бимодальное распределение средних размеров частиц. Выбор распределения размеров сердцевин частиц может использоваться для определения, например, размеров частиц и расстояний 215 между частицами 212 порошка 210. В одном из вариантов размеры сердцевин 214 частиц могут иметь одномодальное распределение и средний диаметр частиц от примерно 5 мкм до примерно 300 мкм, более предпочтительно от примерно 80 мкм до примерно 120 мкм и еще более предпочтительно примерно 100 мкм.
Сердцевины 214 частиц могут иметь любую подходящую форму, включая правильные или неправильные геометрические формы или их сочетания. В одном из вариантов сердцевины 214 частиц имеют в целом сферическую форму и состоят из электрохимически активного металла. В другом варианте сердцевины 214 частиц имеют неправильную форму и состоят из керамического материала. Еще в одном варианте сердцевины 214 частиц представляют собой углеродные или другие нанотрубки или полые стеклянные микросферы.
Каждая частица 212 металлического порошка 210 с покрытием содержит металлическое покрытие 216 на поверхности сердцевины 214. Металлическое покрытие 216 содержит металлический материал 220. Металлический материал 220 покрытия придает частицам 212 порошка и порошку 210 свойства металлов. Металлическое покрытие 216 имеет наноразмерную толщину. В одном из вариантов металлическое покрытие 216 может иметь толщину от примерно 25 нм до примерно 2500 нм. Толщина металлического покрытия 216 может изменяться по поверхности сердцевины 214 частицы, однако в целом толщина покрытия будет примерно одинаковой по всей поверхности. Металлическое покрытие 216 может содержать один слой, как показано на фиг. 3, или несколько слоев, то есть представляет собой многослойную структуру покрытия. В однослойном покрытии или в каждом из слоев многослойного покрытия может использоваться один химический элемент или одно соединение или же может использоваться несколько химических элементов или соединений. Если слой содержит несколько химических элементов или соединений, они могут иметь гомогенное или гетерогенное распределение, включая гомогенное или гетерогенное распределение металлических фаз. При этом распределение может быть изменяющимся, при котором относительные содержания химических элементов или соединений варьируются в соответствии с профилями распределения по толщине слоя. Как в случае однослойного, так и многослойного покрытия 216 каждый из слоев или их сочетаний может использоваться для обеспечения заданной характеристики частицам 212 порошка или спеченному спрессованному порошку, сформированному из таких частиц. Например, такая заданная характеристика может включать: прочность сцепления между материалом сердцевины 214 частицы и материалом 220 покрытия; величину взаимной диффузии между материалом сердцевины 214 частицы и металлическим покрытием 216, включая любую взаимную диффузию между слоями многослойного покрытия 216; величины взаимной диффузии между различными слоями многослойного покрытия 216; величину взаимной диффузии между металлическим покрытием 216 одной частицы порошка и металлическим покрытием соседней частицы 212 порошка; прочность сцепления между слоями металлического покрытия соседних частиц 212 спеченного порошка, включая крайние слои многослойного покрытия; и электрохимическую активность материала покрытия 216.
Металлическое покрытие 216 и материал 220 покрытия имеют температуру (Тс) плавления. Температура Тс, как она используется в настоящем описании, представляет наименьшую температуру, при которой в материале 220 сердцевины происходит начальное плавление, превращение в жидкую форму или другой вид частичного плавления материала 220 покрытия независимо от того, содержит ли материал 220 покрытия чистый металл, сплав с несколькими фазами, имеющими разные температуры плавления, или композиционную структуру, включающую несколько слоев материалов покрытия, имеющих разные температуры плавления.
Материал 220 металлического покрытия может быть любым подходящим материалом 220 металлического покрытия, который обеспечивает спекаемую внешнюю поверхность 221, спекаемая с соседней частицей 212 порошка, которая также имеет металлическое покрытие 216 и спекаемую внешнюю поверхность 221. В порошках 210, которые также включают дополнительные или вспомогательные частицы 232 (с покрытием или без покрытия), как это описывается ниже, спекаемая внешняя поверхность 221 металлического покрытия 216 также обеспечивает спекание со спекаемой внешней поверхностью 221 вспомогательных частиц 232. В одном из вариантов частицы 212 порошка спекают при определенной температуре (Ts), которая зависит от материала 218 сердцевины и материала 220 покрытия, так что спекание спрессованного порошка 400 осуществляется полностью в твердом состоянии, то есть величина Ts меньше величин Тр и Тс. Спекание в твердом состоянии ограничивает взаимодействие между сердцевиной 214 частиц и металлическим покрытием 216 диффузионными процессами в твердом состоянии и эффектами переноса металлов, а также ограничивает толщину получаемого пограничного слоя между ними и обеспечивает возможность его регулирования. Напротив, например, при спекании в жидкой фазе обеспечивается быстрая взаимная диффузия материалов сердцевины 214 частиц и металлического покрытия 216, и в этом случае трудно ограничивать толщину получаемого пограничного слоя между этими материалами и обеспечивать возможность его регулирования, что препятствует формированию необходимой микроструктуры частиц спрессованного порошка 400.
В одном из вариантов выбирают такой материал 218 сердцевины, чтобы обеспечивался химический состав сердцевины, и выбирают такой материал 220 покрытия, чтобы обеспечивался химический состав покрытия, причем эти химические составы сердцевины и покрытия отличаются друг от друга. В другом варианте выбирают такой материал 218 сердцевины, чтоб обеспечивался химический состав сердцевины, и выбирают такой материал 220 покрытия, чтобы обеспечивался химический состав покрытия, причем эти химические составы сердцевины и покрытия отличаются друг от друга на границе раздела сердцевины и покрытия. Различия между химическими составами материала 220 покрытия и материала 218 сердцевины могут быть такими, чтобы обеспечивались разные скорости растворения, а также задаваемое и регулируемое растворение изделий 400 из спрессованных порошков, содержащих эти частицы. Это относится и к скоростям растворения, которые изменяются в зависимости от изменения характеристики среды в скважине, включая косвенное или непосредственное изменение скважинного флюида. В одном из вариантов изделие 400 из спрессованного порошка формировали из порошка 210, имеющего химические составы материала 218 сердцевины и материала 220 покрытия, которые обеспечивают выборочное растворение изделия 400 из спрессованного порошка в скважинном флюиде в зависимости от изменения характеристики среды в скважине, которое включает изменение температуры, изменение давления, изменение расхода, изменение уровня рН или изменение химического состава скважинного флюида или их комбинации. Выборочное растворение в зависимости от изменения характеристики среды может быть результатом химических реакций или процессов, которые обеспечивают разные скорости растворения, а также изменение скорости растворения связано с физическими реакциями или процессами, такими как изменения давления скважинного флюида или его расхода.
Как показано на фиг. 2 и 4, сердцевина 214 частицы и материал 218 сердцевины, металлическое покрытие 216 и материал 220 покрытия могут быть выбраны таким образом, чтобы обеспечивать частицы 212 и порошок 210, предназначенные для прессования и спекания для получения изделия 400 из спрессованного порошка, который имеет небольшой удельный вес (т.е. сравнительно низкую плотность) и высокую прочность и который может выборочно и регулируемым образом удаляться из скважины в соответствии с изменением характеристики среды в скважине, включая выборочное и регулируемое растворение в соответствующем скважинном флюиде, включая различные скважинные флюиды, указанные в настоящем описании. Спрессованный порошок 400 содержит, по существу, непрерывную ячеистую наноматрицу 416 из материала 420 наноматрицы, в которой распределены частицы 414. Практически непрерывная ячеистая наноматрица 416 и материал 420 наноматрицы, сформированные из спеченных слоев металлического покрытия 216, получены путем уплотнения и спекания множества слоев металлического покрытия 216 множества частиц 212 порошка. Химический состав материала 420 наноматрицы может отличаться от химического состава материала 220 покрытия благодаря эффектам диффузии, связанным со спеканием, как это указано в настоящем описании. Изделие 400 из спрессованного металлического порошка также содержит множество диспергированных (распределенных) частиц 414, которые содержат материал 418 сердцевины частицы. Сердцевины диспергированных частиц 414 частиц и материал 418 сердцевины соответствуют множеству сердцевин 214 частиц и материалу 218 сердцевины множества частиц 212 порошка и сформированы из них, в то время как слои металлического покрытия 216 спекают для формирования наноматрицы 416. Химический состав материала 418 наноматрицы может отличаться от химического состава материала 218 покрытия благодаря эффектам диффузии, связанным со спеканием, как это указано в настоящем описании.
Термин “практически непрерывная ячеистая наноматрица 416”, как он используется в настоящем описании, означает не основную составляющую спрессованного порошка, а относится к компонентам, составляющим меньшую часть, по весу или по объему. В этом заключается отличие от многих композиционных материалов в матрице, в которых матрица является основным составляющим по весу или по объему. Термин “практически непрерывная ячеистая наноматрица” используется для описания протяженного, однородного, непрерывного и связного характера распределения материала 420 наноматрицы в изделии 400 из спрессованного порошка. Указание “практически непрерывная” используется для описания протяженности материала наноматрицы в изделии 400 из спрессованного порошка, так что он проходит практически между всеми диспергированными частицами 414, окружая их со всех сторон. Указание “практически непрерывная” используется для указания того, что целостность и однородность наноматрицы необязательно имеет место вокруг каждой диспергированной частицы 414. Например, дефекты покрытия 216 сердцевины 214 частицы на некоторых частицах 212 порошка могут вызывать формирование перемычек между сердцевинами 214 частиц при спекании спрессованного порошка, в результате чего появляются местные нарушения непрерывности внутри ячеистой наноматрицы 416, даже если в других частях спрессованного порошка наноматрица практически непрерывна и имеет структуру, указанную в настоящем описании. Термин “ячеистая”, как он используется в настоящем описании, означает, что наноматрица формирует сеть повторяющихся, соединенных между собой ячеек или сот материала 420 наноматрицы, которая охватывает и связывает диспергированные частицы 414. Термин “наноматрица” используется в настоящем описании для характеристики размеров матрицы, в частности толщины матрицы между соседними диспергированными частицами 414. Слои металлического покрытия, которые спечены для формирования наноматрицы, сами являются наноразмерными слоями. Поскольку во многих местах наноматрицы, в которых сопрягаются только две диспергированные частицы 414, как правило, происходит взаимная диффузия и сцепление двух слоев покрытий 216 соседних частиц 212 порошка, имеющих наноразмерную толщину, то сформированная матрица также имеет наноразмерную толщину (например, в два раза больше вышеуказанной толщины слоя покрытия) и, соответственно, поэтому может быть охарактеризована как наноматрица. Далее, термин “диспергированные частицы 414”, как он используется в настоящем описании, означает не компоненты, составляющие меньшую часть спрессованного порошка, а относится к основным его компонентам по весу или по объему. Термин “диспергированная частица” используется для указания прерывистости и дискретности распределения материала 418 сердцевины частиц внутри спрессованного порошка.
Изделие 400 из спрессованного порошка может иметь любую требуемую форму или размер, включая цилиндрический брусок или стержень, который может быть подвергнут механической обработке или использоваться иным образом для формирования полезных изделий, включая различные скважинные инструменты и их компоненты. Процессы спекания и прессования используются для формирования изделия 400 из спрессованного порошка и деформирования частиц 212 порошка, включая сердцевины 214 частиц и слои покрытий 216, для обеспечения плотного заполнения и необходимых размеров и формы изделия 400 из спрессованного порошка, а также его микроструктуру. Микроструктура изделия 400 из прессованного порошка содержит равноосную конфигурацию диспергированных частиц 414, которые распределены внутри практически непрерывной, ячеистой наноматрицы 416 спеченных слоев покрытий. Эта микроструктура в чем-то похожа на равноосную зернистую микроструктуру с непрерывной фазой границы зерна за исключением того, что она не требует использования в качестве компонентов сплавов, имеющих термодинамическое равновесие фаз, которые могут формировать такую структуру. Однако эта равноосная структура диспергированных частиц и ячеистая наноматрица 416 спеченных слоев металлического покрытия 216 могут быть получены с использованием компонентов, когда условия термодинамического равновесия фаз не обеспечивают формирование равноосной структуры. Равноосная структура диспергированных частиц 414 и ячеистой сети 416 слоев частиц возникает в результате спекания и деформации частиц 212 порошка, когда их уплотняют, и происходит взаимная диффузия и деформация для заполнения пространств 215 между частицами (фиг.2). Температуры и давления спекания могут быть выбраны таким образом, чтобы обеспечить получение плотности спрессованного порошка, практически равной теоретически достижимой плотности материала.
В одном из вариантов, иллюстрируемом на фиг.2 и 4, диспергированные частицы 414 сформированы из сердцевин 214 частиц, распределенных в ячеистой наноматрице 416 спеченных слоев металлических покрытий 216, и наноматрица 416 содержит плотное металлическое соединение 417 или соединительный слой 419, показанный схематически на фиг.5, проходящий между диспергированными частицами 414 в наноматрице 416, которая формируется при температуре (Ts) спекания, где Ts меньше, чем Тс и Тр. Как указано, плотное металлическое соединение 417 формируется в твердом состоянии путем взаимной диффузии между слоями покрытий 216 соседних частиц 212 порошка, которые уплотняются до непосредственного контакта в процессах прессования и спекания, используемых для формирования изделия 400 спрессованного порошка, как это раскрывается в настоящем описании. При этом спеченные слои покрытий 216 ячеистой наноматрицы 416 содержат плотный соединительный слой 419, который имеет толщину t, определяемую степенью взаимной диффузии материалов 220 слоев покрытий 216, которая, в свою очередь, определяется характером покрытий 216, в частности являются ли они однослойными или многослойными, выбраны ли они для стимулирования или ограничения такой взаимной диффузии и другими факторами, а также условиями спекания и прессования, включая время, температуру и давление спекания, используемые для формирования изделия 400 из спрессованного порошка.
Поскольку наноматрица 416 формируется с помощью соединения 417 и соединительного слоя 419, то химический состав или распределение фаз или и то, и другое слоев металлических покрытий 216 может изменяться. Наноматрица 416 имеет температуру Тм плавления. Температура Тм, как она используется в настоящем описании, представляет наименьшую температуру, при которой в наноматрице 416 происходит начальное плавление, превращение в жидкую форму или другой вид частичного плавления независимо от того, содержит ли материал 420 наноматрицы чистый металл, сплав с несколькими фазами, имеющими разные температуры плавления, или композиционную структуру, включающую несколько слоев материалов покрытия, имеющих разные температуры плавления, или их сочетания. Поскольку диспергированные частицы 414 и материалы 418 сердцевины частиц формируются в связи с наноматрицей 416, также возможна диффузия компонентов слоев металлических покрытий 216 в сердцевины 214 частиц, в результате чего могут происходить изменения химического состава или распределения фаз, или того и другого, сердцевин 214 частиц. Таким образом, диспергированные частицы 414 и материалы 418 сердцевины частиц могут иметь температуру TDP плавления, которая отличается от температуры Тр. Температура TDP, как она используется в настоящем описании, представляет наименьшую температуру, при которой в диспергированных частицах 214 происходит начальное плавление, превращение в жидкую форму или другой вид частичного плавления независимо от того, содержит ли материал 218 сердцевины частиц чистый металл, сплав с несколькими фазами, имеющими разные температуры плавления, или композиционную структуру, или иную структуру. Изделие 400 из спрессованного порошка формируют при температуре Ts, которая ниже, чем Тс, ТР, Тм и TDP.
Диспергированные частицы 414 могут содержать любой из материалов, указанный в настоящем описании для сердцевин 214 частиц, хотя химический состав диспергированных частиц 414 может отличаться в связи с вышеуказанными эффектами диффузии. В одном из вариантов диспергированные частицы 414 формируются из сердцевин 214 частиц, содержащих материалы, имеющие стандартный потенциал окисления, равный или превышающий стандартный потенциал окисления Zn, включая Mg, Al, Zn или Mn или их сочетания, и могут содержать различные двухкомпонентные, трехкомпонентные или четырехкомпонентные сплавы или другие сочетания этих компонентов, как было указано в настоящем описании в отношении сердцевин 214 частиц. Особенно подходящими из таких материалов являются материалы, содержащие диспергированные частицы 414, содержащие Mg, и наноматрицу 416, сформированную из материалов металлических покрытий 216, раскрытых в настоящем описании. Диспергированные частицы 414 и материал 418 сердцевины частиц, содержащий Mg, Al, Zn или Mn или их сочетания, могут также содержать редкоземельный элемент или сочетание редкоземельных элементов, как это указано в настоящем описании в отношении сердцевин 214 частиц.
В другом варианте диспергированные частицы 414 формируются из сердцевин 214 частиц, содержащих металлы, которые электрохимически менее активны по сравнению с Zn, или неметаллические материалы. Подходящие неметаллические материалы включают керамику, стекло (например, полые стеклянные микросферы) или углеродные материалы или их сочетания.
Диспергированные частицы 414 изделия 400 из спрессованного порошка могут иметь любые размеры частиц, включая средние размеры частиц, указанные в настоящем описании для сердцевин 214 частиц.
Диспергированные частицы 414 могут иметь любую подходящую форму в зависимости от формы, выбранной для сердцевин 214 частиц и частиц 212 порошка, а также от способа, используемого для спекания и уплотнения порошка 210. В одном из вариантов частицы 212 порошка могут иметь сферическую или примерно сферическую форму, и диспергированные частицы 414 могут содержать равноосную конфигурацию частиц, как это уже указывалось.
На характер распределения диспергированных частиц 414 может влиять выбор порошка 210 или порошков 210, используемых для получения изделия 400 из спрессованного порошка. В одном из вариантов может быть выбран порошок 210 с одномодальным распределением размеров частиц 212 порошка для формирования спрессованного порошка, и при этом будет формироваться примерно однородное одномодальное распределение размеров диспергированных частиц 414 внутри ячеистой наноматрицы 416, как это схематически иллюстрируется на фиг.4. В другом варианте может быть выбрано несколько порошков 210 с разными частицами порошка, содержащими сердцевины 214, которые состоят из одного материала 218 сердцевины и имеют разные размеры сердцевины и одинаковый материал 220 покрытия, и эти порошки могут быть перемешаны для получения порошка 210, имеющего однородное одномодальное распределение размеров частиц 212 порошка, который может использоваться для формирования изделия 400 из спрессованного порошка, имеющего однородное одномодальное распределение размеров диспергированных частиц 414 внутри ячеистой наноматрицы 416.
Аналогично, в другом варианте может быть выбрано несколько порошков 210 с разными сердцевинами 214 частиц, которые могут состоять из одного материала 218 сердцевины и иметь разные размеры сердцевины и одинаковый материал 220 покрытия, и эти частицы могут быть перемешаны неоднородным образом для получения порошка 210, имеющего неоднородное многомодальное распределение размеров частиц порошка, который может использоваться для формирования изделия 400 из прессованного порошка, имеющего неоднородное многомодальное распределение размеров диспергированных частиц 414 внутри ячеистой наноматрицы 416. Выбор распределения размеров сердцевин частиц может использоваться для задания, например, размеров частиц и расстояний 414 между диспергированными частицами 414 внутри ячеистой наноматрицы 416 изделий 400 из спрессованного порошка, полученного из порошка 210.
Наноматрица 416 представляет собой, в целом, непрерывную ячеистую сеть слоев металлического покрытия 216, которые спечены друг с другом. Толщина наноматрицы 416 будет зависеть от характера порошка 210 (или порошков 210), используемого для формирования изделия 400 из спрессованного порошка, а также от любого вводимого второго порошка 230, в частности от толщины слоев покрытия, связанных с этими частицами. В одном из вариантов толщина наноматрицы 416 примерно однородна по всей микроструктуре изделия 400 из спрессованного порошка и составляет примерно две толщины слоя покрытия 216 частиц 212 порошка. В другом варианте ячеистая сеть 416 имеет практически однородное среднее расстояние между диспергированными частицами 414, составляющее от примерно 50 нм до примерно 5000 нм.
Наноматрицу 416 формируют путем спекания слоев металлического покрытия 216 соседних частиц друг с другом в результате взаимной диффузии и формирования соединительного слоя 419, как это уже указывалось. Металлическое покрытие 216 может состоять из одного слоя или представляет собой структуру, состоящую из нескольких слоев, и эти слои могут быть выбраны таким образом, что они будут стимулировать или сдерживать диффузию, или и то, и другое, внутри слоя или между слоями металлического покрытия 216, или между слоем металлического покрытия 216 и сердцевиной 214 частиц, или же между слоем металлического покрытия 216 одной частицы и слоем металлического покрытия 216 соседней частицы, причем степень взаимной диффузии в слоях металлического покрытия 216 при спекании может быть ограничена или увеличена в зависимости от толщины покрытия, материала (материалов) покрытия, условий спекания и от других факторов. Учитывая потенциальную сложность процессов взаимной диффузии и взаимодействия составляющих компонентов, можно просто представить, что получаемый химический состав наноматрицы 416 или материала 420 наноматрицы является сочетанием составляющих компонентов слоев покрытий 216, которые могут включать один или несколько составляющих компонентов диспергированных частиц 414, в зависимости от степени взаимной диффузии, если она происходит, между диспергированными частицами 414 и наноматрицей 416. Аналогично, химический состав диспергированных частиц 414 и материала 418 сердцевины частиц может быть просто представлен как сочетание составляющих компонентов сердцевин 214 частиц, которые могут также включать один или несколько составляющих компонентов наноматрицы 416, в зависимости от степени взаимной диффузии, если она происходит, между диспергированными частицами 414 и наноматрицей 416.
В одном из вариантов материал 420 наноматрицы имеет химический состав, и материал 418 сердцевины частиц имеет химический состав, который отличается от химического состава материала 420 наноматрицы, и отличия химических составов могут быть подобраны таким образом, чтобы обеспечивалась выборочная и регулируемая скорость растворения, включая переход от очень низкой скорости растворения к очень высокой скорости растворения при изменения одного из параметров среды в скважине в непосредственной близости от изделия 400, сформированного из прессованного порошка, включая изменение характеристики скважинного флюида, находящегося в контакте с изделием 400 из прессованного порошка, как это уже указывалось. Наноматрица 416 может быть сформирована из частиц 212 порошка, имеющих однослойное или многослойное покрытие 216. Эта свобода выбора структуры обеспечивает большое количество сочетаний материалов, особенно для случая многослойного покрытия 216, которое может использоваться для получения требуемых характеристик ячеистой наноматрицы 416 и состава материала 420 наноматрицы путем регулирования взаимодействия составляющих компонентов покрытия как внутри определенного слоя, так и между слоем покрытия 216 и сердцевиной 214 частицы, на которую нанесено это покрытие, или покрытием 216 соседней частицы 212 порошка. Ниже описывается несколько вариантов, демонстрирующих обширные возможности получения различных сочетаний материалов.
Как показано на фиг.5, в одном из вариантов изделие 400 из спрессованного порошка формируется из частиц 212 порошка, причем покрытие 216 содержит один слой, и получаемая наноматрица 416 между соседними диспергированными частицами 414 содержит один слой металлического покрытия 216 одной частицы 212 порошка, соединительный слой 419 и один слой покрытия 216 одной из соседних частиц 212 порошка. Толщина t соединительного слоя 419 определяется степенью взаимной диффузии между однослойными покрытиями 216 и может охватывать всю толщину наноматрицы 416 или только ее часть. В одном из вариантов изделие 400 из спрессованного порошка формируется из порошка 210, частицы которого имеют однослойное покрытие, причем изделие 400 из спрессованного порошка может содержать диспергированные частицы 414, содержащие Mg, Al, Zn или Mn или их сочетания, как это уже описывалось, и наноматрица 416 может содержать Al, Zn, Mn, Mg, Mo, W, Cu, Fe, Si, Ca, Co, Ta, Re или Ni, или оксид, карбид или нитрид указанных элементов, или сочетание любых указанных материалов, включая сочетания, в которых материал 420 ячеистой наноматрицы 416, включая соединительный слой 419, имеет химический состав, и материал 418 сердцевины диспергированных частиц 414 имеет химический состав, который отличается от химического состава материала 420 наноматрицы. Различие химического состава материала 420 наноматрицы и материала 418 сердцевины может использоваться для обеспечения выборочного и регулируемого растворения в соответствии с изменением характеристики среды в скважине, включая скважинный флюид, как это уже указывалось. В другом варианте изделия 400 из спрессованного порошка, сформированного из порошка 210, частицы которого имеют однослойное покрытие, диспергированные частицы 414 содержат Mg, Al, Zn или Mn или их сочетания и ячеистая наноматрица 416 содержит Al или Ni или их сочетание.
Как показано на фиг.6, в другом варианте изделие 400 из спрессованного порошка формируется из частиц 212 порошка, покрытие 216 которых содержит несколько слоев, и получаемая наноматрица 416 между соседними диспергированными частицами 414 содержит несколько слоев покрытия 216 одной частицы 212 порошка, соединительный слой 419 и несколько слоев покрытия 216 одной из соседних частиц 212 порошка. На фиг.6 показано металлическое покрытие 216, состоящее из двух слоев, однако следует понимать, что многослойное металлическое покрытие 216 может содержать любое необходимое количество слоев. Толщина t соединительного слоя 419 также определяется степенью взаимной диффузии между слоями многослойного покрытия 216 и может охватывать всю толщину наноматрицы 416 или только ее часть. В этом варианте слои многослойного покрытия 216 могут использоваться для регулирования степени взаимной диффузии, формирования соединительного слоя 419 и толщины t.
Спеченные и отштампованные изделия 400, содержащие диспергированные частицы 414, состоящие из Mg, и наноматрицу 416, содержащую различные материалы, как это уже указывалось, продемонстрировали отличное сочетание механической прочности и малой плотности, которые определяются используемыми легкими материалами, имеющими высокую прочность. Образцы изделий 400 из спрессованного порошка, содержащих диспергированные частицы 414 из чистого магния, и различные наноматрицы 416, сформированы из порошков 210, содержащих сердцевины 214 частиц из чистого магния, и различные однослойные и многослойные покрытия 216, содержащие Al, Ni, W или Al2O3, или их сочетания. Эти изделия 400 из спрессованного порошка подвергали различным механическим и другим испытаниям, включая измерения плотности, а также характеристик растворения и ухудшения механических характеристик, результаты которых рассмотрены в настоящем описании. Полученные результаты показывают, что материалы могут быть подобраны или обработаны таким образом, чтобы обеспечить широкий диапазон характеристик выборочного и регулируемого вымывания или растворения от очень низких до самых высоких скоростей вымывания, особенно скоростей вымывания, которые ниже и выше, чем скорости вымывания материала из изделий из спрессованного порошка, не содержащих ячеистую наноматрицу, таких как изделие, сформированное из магниевого порошка (чистый магний) с использованием тех же самых процессов прессования и спекания, по сравнению с изделиями, которые содержат частицы из чистого магния, распределенные в различных ячеистых наноматрицах, рассмотренных в настоящем описании. Материалы этих изделий 400 из спрессованного порошка также могут быть подобраны или обработаны таким образом, чтобы обеспечивать улучшенные характеристики по сравнению с изделиями из спрессованного порошка, сформированного из частиц, состоящих из чистого магния, которые не имеют наноразмерных покрытий, раскрытых в настоящем описании. Изделия 400 из спрессованного порошка, который содержит диспергированные частицы 414, состоящие из магния, и наноматрицу 416, содержащую различные материалы 420, рассмотренные в настоящем описании, имели при комнатной температуре прочность на сжатие по меньшей мере примерно 37 кг/дюйм2, а также прочность на сжатие, превышающую примерно 50 кг/дюйм2, при комнатной температуре, как в сухом виде, так и при погружении в 3% раствор KCl при температуре 200°F. Напротив, изделия из спрессованного порошка, сформированные из порошков, содержащих чистый магний, имели прочность на сжатие, не превышающую 20 кг/дюйм2. Прочность изделий 400 из спрессованного металлического порошка с наноматрицей может быть дополнительно улучшена за счет оптимизации порошка 210, в частности путем изменения весового содержания наноразмерного металлического покрытия 216, которое используется для формирования ячеистой наноматрицы 416. Прочность изделий 400 из спрессованного металлического порошка с наноматрицей может быть дополнительно улучшена за счет оптимизации порошка 210, в частности путем изменения весового содержания наноразмерного металлического покрытия 216, которое используется для формирования ячеистой наноматрицы 416. Например, изменяя весовое содержание (вес.%), то есть толщину алюминиевого покрытия внутри ячеистой наноматрицы 416, сформированной из частиц 212 порошка с покрытием, которые представляют сердцевины 214 частиц из чистого магния с многослойным металлическим покрытием 216 (Al/Al2O3/Al), можно обеспечить увеличение прочности на 21% по сравнением со структурой, не содержащей алюминия.
Изделия 400 из спрессованного порошка, содержащие диспергированные частицы 414 из магния и наноматрицу 416, которая содержит различные материалы, указанные в настоящем описании, также имели прочность на сдвиг при комнатной температуре, равную по меньшей мере примерно 20 кг/дюйм2. Эти результаты существенно отличаются от результатов, полученных для изделий из спрессованного порошка, сформированного из порошков, содержащих частицы из чистого магния, которые при комнатной температуре имели прочность на сдвиг примерно 8 кг/дюйм2.
В изделиях 400 из спрессованного порошка, рассмотренных в настоящем описании, можно достичь плотности материала, которая примерно равно теоретически возможной плотности уплотненного материала, который может быть получен из порошка 210, содержащего относительные количества составляющих компонентов сердцевины 214 частиц и металлического покрытия 216, и они указываются в настоящем описании как изделия из полностью уплотненного порошка. Изделия 400 из спрессованного порошка, содержащие диспергированные частицы из магния и наноматрицу 416, которая содержит различные материалы, указанные в настоящем описании, имели фактическую плотность от примерно 1,738 г/см3 до примерно 2,50 г/см3, что примерно равно теоретически возможной плотности (отличие не превышало 4%).
Изделия 400 из спрессованного порошка, рассмотренные в настоящем описании, могут быть получены таким образом, чтобы обеспечивалось выборочное и регулируемое растворение в скважинном флюиде в соответствии с изменением характеристики среды в скважине. Примеры изменений характеристик среды, которые могут использоваться для обеспечения выборочной и регулируемой растворимости, включают изменения температуры, изменения давления, изменения расхода, изменения уровня рН или изменения химического состава скважинного флюида или сочетания указанных изменений. Пример изменения характеристики, представляющий собой изменение температуры, включает изменение температуры скважинного флюида. Например, изделия 400 из спрессованного порошка, содержащие диспергированные частицы 414 из магния и ячеистую наноматрицу 416, которая содержит различные материалы, указанные в настоящем описании, имеют сравнительно низкие скорости вымывания в 3% растворе KCl при комнатной температуре, которые варьируются от примерно 0 до примерно 11 мг/см2/ч, и сравнительно высокие скорости вымывания при температуре 200°F, которые варьируются от примерно 1 мг/см2/ч до примерно 246 мг/см2/ч, в зависимости от наноразмерных покрытий 216. Пример изменения характеристики, представляющий собой изменение химического состава, включает изменение концентрации ионов хлоридов или величины рН или обеих величин скважинного флюида. Например, изделия 400 из спрессованного порошка, содержащие диспергированные частицы 414 из магния и наноматрицу 416, которая содержит различные наноразмерные покрытия, указанные в настоящем описании, имеют скорости вымывания в 15% растворе HCl, которые варьируются от примерно 4750 мг/см2/ч до примерно 7432 мг/см2/ч. Так, выборочная и регулируемая растворимость в соответствии с изменением характеристики среды в скважине, а именно с изменением химического состава скважинного флюида от KCl на HCl, может использоваться для получения характерной реакции, показанной графически на фиг.7, при которой в заданный момент времени выполнения технологической операции (CST) может быть изменена характеристика среды, действующей на изделие 400 из спрессованного порошка, используемое в данной ситуации, которая вызывает регулируемое изменение характеристики изделия 400 в соответствии с изменением характеристики среды, в которой оно находится. Например, в момент времени CST может быть изменен скважинный флюид, находящийся в контакте с изделием 400 из спрессованного порошка, с первого флюида (например, KCl), которому соответствует первая скорость вымывания и соответствующая потеря массы или прочности, на второй скважинный флюид (например, HCl), которому соответствует вторая скорость вымывания и соответствующая потеря массы или прочности, причем скорость вымывания, соответствующая первому флюиду, существенно ниже, чем скорость вымывания, соответствующая второму флюиду. Эта характеристическая реакция на изменение характеристик скважинного флюида может использоваться, например, для обеспечения в определенный момент времени предела уменьшения размеров или минимальной прочности, которые требуются для определенного применения, так что когда скважинный инструмент или его компонент, представляющий собой изделие 400 из спрессованного порошка, раскрытое в настоящем описании, больше уже не нужен в скважине, характеристика среды в скважине (например, концентрация ионов хлоридов в скважинном флюиде) может быть изменена для задания быстрого растворения изделия 400 из спрессованного порошка и его удаления из скважины. В вышеприведенном примере изделие 400 из спрессованного порошка выборочно может растворяться со скоростью, которая изменяется от 0 до 7000 мг/см2/ч. Такой диапазон обеспечивает, например, возможность удаления из скважины 3-дюймового шара, сформированного из такого материала, путем изменения скважинного флюида менее чем за час. Вышеописанная способность выборочного и регулируемого растворения, высокая прочность и низкая плотность позволяют говорить о новом материале, частицы которого распределены в наноматрице и который предназначен для взаимодействия с флюидом, причем материал обеспечивает выборочный и регулируемый переход из состояния с первой прочностью в состояние со второй прочностью, которая ниже порога функциональной прочности, или от первой величины потери массы ко второй величине потери массы, которая превышает порог потери массы, в функции от времени взаимодействия с флюидом. Изделия 400 из спрессованного порошка, раскрытые в настоящем описании, содержат ячеистую наноматрицу 416 из материала 420 и множество частиц 414, содержащих материал 418 сердцевины, которые распределены внутри наноматрицы. Характерным признаком наноматрицы 416 является твердый соединительный слой 419, который проходит по всей наноматрице. Время взаимодействия с флюидом может охватывать момент CST времени. Момент CST времени может включать заданный момент времени, когда необходимо растворить заданную часть изделия 400 из спрессованного порошка, которое взаимодействует с флюидом. Момент CST времени может также включать момент времени, соответствующий изменению характеристики разработанного материала или флюида или их сочетания. В случае изменения характеристики разработанного материала такое изменение может включать изменение температуры разработанного материала. В том случае, когда имеет место изменение характеристики флюида, это может быть изменение температуры, давления, расхода, химического состава или уровня рН или их сочетания. Как разработанный материал, так и изменение характеристики разработанного материала или флюида или их сочетание могут быть подобраны таким образом, чтобы обеспечить требуемый характер реакции относительно момента CST времени, включая скорость изменения определенной характеристики (например, потери массы, потери прочности) как до момента CST времени (например, Стадия 1), так и после момента CST времени (например, Стадия 2), как это иллюстрируется на фиг.7.
Не вдаваясь в теорию, можно сказать, что изделия 400 из спрессованного порошка формируют из частиц 212 с покрытием, которые включают сердцевину 214 частицы, состоящую из материала 218 сердцевины, и металлическое покрытие 216, состоящее из материала 220 покрытия, для получения практически непрерывной, трехмерной, ячеистой наноматрицы 416, которая состоит из материала 420 наноматрицы, сформированной спеканием и связанным с ним диффузионным соединением соответствующих покрытий 216 и которая содержит множество диспергированных частиц 414 из материалов 418 сердцевины частиц. Эта уникальная структура может включать неустойчивые сочетания материалов, которые было бы трудно или невозможно получить путем отверждения из расплава, имея такие же относительные количества составляющих материалов. Слои покрытий и соответствующие материалы покрытий могут быть выбраны таким образом, чтобы обеспечить выборочное и регулируемое растворение в среде заданного флюида, такой как среда в скважине, где заданный флюид может быть обычно используемым скважинным флюидом, который либо подается в скважину, либо извлекается из нее. Как можно понять из настоящего описания, в результате регулируемого растворения наноматрицы обнажаются диспергированные частицы из материалов сердцевины. Материалы сердцевины частиц могут быть выбраны таким образом, чтоб обеспечивать выборочное и регулируемое растворение в скважинном флюиде. В другом варианте они могут быть выбраны таким образом, чтобы обеспечивать определенную механическую характеристику, такую как прочность на сжатие или прочность на сдвиг, изделия 400 из спрессованного порошка без необходимости обеспечения выборочного и регулируемого растворения самих материалов сердцевины, поскольку выборочное и регулируемое растворение материалов наноматрицы, окружающей эти частицы, обязательно высвобождает их, так что они уносятся потоком скважинного флюида. Микроструктура практически непрерывной, ячеистой наноматрицы 416, которая может быть выбрана для обеспечения материала с упрочняющей фазой, с диспергированными частицами 414, которые могут быть выбраны для обеспечения равноосных диспергированных частиц 414, обеспечивает эти изделия из спрессованного порошка с улучшенными механическими свойствами, включая прочность на сжатие и прочность на сдвиг, поскольку получаемой структурой наноматрица-диспергированные частицы можно управлять для обеспечения упрочнения посредством процессов, которые сходны с традиционными механизмами упрочнения, такими как уменьшение размеров зерен, отверждение раствора путем использования атомов примесей, осаждение или упрочнение при старении, а также другие механизмы увеличения твердости. Структура наноматрица-диспергированные частицы склонна к ограничению движения дислокаций за счет множественных границ раздела наноматрицы, а также границ раздела между дискретными слоями внутри материала наноматрицы, как это уже было указано. Это подтверждается характером разрушения этих материалов. В изделии 400 из спрессованного порошка, полученном с использованием частиц из магния без покрытия и подвергнутом напряжению сдвига, достаточному для разрушения изделия, появлялись межгранулярные трещины. В изделии 400 из спрессованного порошка, полученном с использованием частиц 212 порошка с сердцевиной 214 из чистого магния, формирующих диспергированные частицы 414, и металлического покрытия 216, содержащего алюминий, для формирования наноматрицы 416 и подвергнутом напряжению сдвига, достаточному для разрушения изделия, появлялись межгранулярные трещины, и разрушающее напряжение было существенно выше, как это уже было описано. Поскольку эти материалы имеют высокие прочностные характеристики, то материал сердцевины и материал покрытия могут быть выбраны таким образом, чтобы использовать материалы с низкой плотностью, такие как легкие металлы, керамические материалы, стекло или углеродные материалы, которые при ином применения не обеспечили бы необходимых прочностных характеристик для использования в определенных применениях, включая скважинные инструменты и их компоненты.
Пробка 16 обеспечивает возможность кожуху 12 устройства 10 выдерживать давление флюида, которое связано с операцией, для которой предназначено это устройство. В одном из вариантов пробка 16 выполнена таким образом, чтобы она выдерживала высокое давление, связанное с операцией установки пакера (не показан).
Для выполнения последовательности технологических операций, включающей установку пакера, гидроразрыв пласта и добычу, вышеуказанное устройство опускают в скважину. В то время как известные устройства опускают в скважину с клапаном 18 в закрытом положении, устройство по настоящему изобретению опускают с клапанами 18 в открытом положении. Поскольку пробка 16 препятствует прохождению флюида через отверстие 14, то операции, в которых используется давление, такие как, например, установка пакера, могут быть выполнены с устройством 10, уже находящемся в открытом положении. В этом случае исключается обычно используемый спуск инструмента для перевода клапана 18 в открытое положение после завершения операции установки пакера. Затем, как указано в рассматриваемом примере, необходимо выполнить операцию гидроразрыва пласта. Для выполнения такой операции одно или несколько отверстий 14 должны быть проходимыми, и клапан 18 должен находиться в положении, которое обеспечивает сообщение между внутренним каналом трубной колонны и затрубным пространством, так чтобы давление в трубной колонне передавалось на пласт для его разрыва. Поскольку в рассматриваемом примере клапан 18 уже открыт, то необходимость в механической операции исключается. В этом случае необходимо лишь обеспечить вымывание пробки 16. В каждом случае материалов, указанных в настоящем описании, независимо от того, является ли источником вымывания и/или растворения пробки 16 скважинные флюиды или специально подаваемый реагент, такой как кислота, в конце концов, пробка 16 перестанет быть препятствием для воздействия на пласт давления в трубной колонне. Таким образом, может быть обеспечена операция гидроразрыва, и в этом случае не требуется спуск в скважину специального инструмента. В рассматриваемом примере после выполнения операции гидроразрыва начинается добыча по трубной колонне. Понятно, что добыча по трубной колонне не будет обеспечиваться, если отверстие в кожухе 12 остается открытым. Для закрытия клапана 18 осуществляют спуск соответствующего инструмента. Таким образом, в описанном сценарии для выполнения указанных операций используется один рейс инструмента вместо двух рейсов, осуществляемых при использовании известных технологий.
Специалисты в данной области техники знают, что выполнение одного рейса инструмента может стоить сотни тысяч долларов. Поэтому исключение хотя бы одного рейса исключительно важно для отрасли.
Устройство используется в способе выполнения ряда внутрискважинных операций с уменьшенным количеством рейсов для выполнения механического воздействия, включающем: спуск устройства на заданную глубину и выполнение там операции, такой как повышение давления в трубной колонне для установки пакера; обеспечение воздействия по меньшей мере на пробку 16 скважинными флюидами (природными или введенными) и перемещение растворяющего флюида (например, кислоты) по меньшей мере к пробке 16 для ее уменьшения или удаления; повышение давления в трубной колонне для выполнения другой операции, которая охватывает затрубное пространство скважины; осуществление рейса инструмента для обеспечения механического воздействия на заданной глубине и закрытия одного или нескольких клапанов 18, в результате чего трубная колонна будет подготовлена к выполнению другой операции, в которой отсутствует сообщение между внутренним каналом трубной колонны и затрубным пространством.
В то время как в настоящем описании были рассмотрены лишь некоторые варианты осуществления изобретения, однако в них могут быть внесены модификации, и отдельные части могут заменяться без выхода за пределы сущности и объема изобретения. Соответственно, следует понимать, что описание настоящего изобретения является всего лишь иллюстрацией и никоим образом не ограничивает его объем.
Claims (18)
1. Устройство регулирования потока, содержащее:
кожух с одним или несколькими сформированными в нем отверстиями;
клапанный компонент, который может совмещаться и выводиться из совмещения с указанным одним или несколькими отверстиями в кожухе; и
одну или несколько пробок, установленных в одном или нескольких отверстиях, причем в каждом отверстии установлена одна пробка, так что обеспечивается возможность спуска клапанного компонента в открытом положении по отношению к указанным одному или нескольким отверстиям, и каждая пробка может уменьшаться в результате одного или нескольких воздействий скважинных флюидов и подаваемых растворяющих флюидов.
кожух с одним или несколькими сформированными в нем отверстиями;
клапанный компонент, который может совмещаться и выводиться из совмещения с указанным одним или несколькими отверстиями в кожухе; и
одну или несколько пробок, установленных в одном или нескольких отверстиях, причем в каждом отверстии установлена одна пробка, так что обеспечивается возможность спуска клапанного компонента в открытом положении по отношению к указанным одному или нескольким отверстиям, и каждая пробка может уменьшаться в результате одного или нескольких воздействий скважинных флюидов и подаваемых растворяющих флюидов.
2. Устройство регулирования потока по п. 1, в котором клапанный компонент представляет собой скользящую муфту.
3. Устройство регулирования потока по п. 1, в котором клапанный компонент включает один или несколько проходов.
4. Устройство регулирования потока по п. 1, в котором одна или несколько пробок содержат материал, который может уменьшаться под действием природных скважинных флюидов.
5. Устройство регулирования потока по п. 1, в котором одна или несколько пробок содержат материал, который может уменьшаться под действием вводимых скважинных флюидов.
6. Устройство регулирования потока по п. 5, в котором вводимые скважинные флюиды включают кислоту.
7. Устройство регулирования потока по п. 1, в котором одна или несколько пробок выполнены из природного материала.
8. Устройство регулирования потока по п. 7, в котором природный материал представляет собой известняк.
9. Устройство регулирования потока по п. 1, в котором одна или несколько пробок выполнены из металла.
10. Устройство регулирования потока по п. 9, в котором используется легкорастворимый металл.
11. Устройство регулирования потока по п. 1, в котором одна или несколько пробок выполнены из растворимого высокопрочного материала.
12. Устройство регулирования потока по п. 1, в котором пробка выполнена из полимерного материала.
13. Устройство регулирования потока, содержащее:
кожух с одним или несколькими сформированными в нем отверстиями;
клапанный компонент, который может совмещаться и выводиться из совмещения с указанным одним или несколькими отверстиями в кожухе; и
одну или несколько пробок, установленных в одном или нескольких отверстиях и выполненных из растворимого материала, включающего: по существу, непрерывную ячеистую наноматрицу, содержащую материал наноматрицы; множество диспергированных частиц, содержащих материал сердцевины частицы, который содержит Mg, Al, Zn или Mn или их сочетание, и распределенных в ячеистой наноматрице; и твердый соединительный слой, проходящий внутри ячеистой наноматрицы между диспергированными частицами.
кожух с одним или несколькими сформированными в нем отверстиями;
клапанный компонент, который может совмещаться и выводиться из совмещения с указанным одним или несколькими отверстиями в кожухе; и
одну или несколько пробок, установленных в одном или нескольких отверстиях и выполненных из растворимого материала, включающего: по существу, непрерывную ячеистую наноматрицу, содержащую материал наноматрицы; множество диспергированных частиц, содержащих материал сердцевины частицы, который содержит Mg, Al, Zn или Mn или их сочетание, и распределенных в ячеистой наноматрице; и твердый соединительный слой, проходящий внутри ячеистой наноматрицы между диспергированными частицами.
14. Способ выполнения ряда операций в скважине с уменьшенным количеством рейсов для осуществления механического воздействия, включающий:
спуск устройства по п. 1 на заданную глубину;
выполнение в скважине операции, для которой требуется, чтобы проницаемость кожуха для флюида в радиальном направлении была ограничена;
уменьшение пробки;
выполнение в скважине операции, для которой требуется передача давления флюида через одно или несколько отверстий; и
осуществление механического воздействия для закрытия клапанного компонента для обеспечения непроницаемости одного или нескольких отверстий в радиальном направлении.
спуск устройства по п. 1 на заданную глубину;
выполнение в скважине операции, для которой требуется, чтобы проницаемость кожуха для флюида в радиальном направлении была ограничена;
уменьшение пробки;
выполнение в скважине операции, для которой требуется передача давления флюида через одно или несколько отверстий; и
осуществление механического воздействия для закрытия клапанного компонента для обеспечения непроницаемости одного или нескольких отверстий в радиальном направлении.
15. Способ по п. 14, в котором операцией в скважине при ограниченной проницаемости кожуха для флюида в радиальном направлении является установка пакера.
16. Способ по п. 14, в котором уменьшение пробки представляет собой ее полное растворение.
17. Способ по п. 14, в котором операцией, для которой требуется передача давления флюида через одно или несколько отверстий, является гидроразрыв пласта.
18. Способ по п. 14, в котором механическое воздействие заключается в сдвиге муфты.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US12/718,510 | 2010-03-05 | ||
| US12/718,510 US8424610B2 (en) | 2010-03-05 | 2010-03-05 | Flow control arrangement and method |
| PCT/US2011/027024 WO2011109616A2 (en) | 2010-03-05 | 2011-03-03 | Flow control arrangement and method |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2012142229A RU2012142229A (ru) | 2014-04-10 |
| RU2585773C2 true RU2585773C2 (ru) | 2016-06-10 |
Family
ID=44530312
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012142229/03A RU2585773C2 (ru) | 2010-03-05 | 2011-03-03 | Устройство и способ регулирования потока |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8424610B2 (ru) |
| EP (1) | EP2542754B1 (ru) |
| CN (1) | CN102782246B (ru) |
| BR (1) | BR112012022367B1 (ru) |
| CA (1) | CA2791719C (ru) |
| NO (1) | NO2542754T3 (ru) |
| RU (1) | RU2585773C2 (ru) |
| SG (1) | SG183912A1 (ru) |
| WO (1) | WO2011109616A2 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2819693C1 (ru) * | 2017-08-16 | 2024-05-22 | БЛЭКДЖЭК ПРОДАКШНС ТУЛЗ, эЛэЛСи | Узел скважинного газосепаратора (варианты), способ его использования |
Families Citing this family (77)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8327931B2 (en) * | 2009-12-08 | 2012-12-11 | Baker Hughes Incorporated | Multi-component disappearing tripping ball and method for making the same |
| US9109429B2 (en) | 2002-12-08 | 2015-08-18 | Baker Hughes Incorporated | Engineered powder compact composite material |
| US8403037B2 (en) | 2009-12-08 | 2013-03-26 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable tool and method |
| US9101978B2 (en) | 2002-12-08 | 2015-08-11 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix powder metal compact |
| US9079246B2 (en) | 2009-12-08 | 2015-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Method of making a nanomatrix powder metal compact |
| US9682425B2 (en) | 2009-12-08 | 2017-06-20 | Baker Hughes Incorporated | Coated metallic powder and method of making the same |
| 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 |
| US9127527B2 (en) | 2009-04-21 | 2015-09-08 | W. Lynn Frazier | Decomposable impediments for downhole tools and methods for using same |
| US9562415B2 (en) | 2009-04-21 | 2017-02-07 | Magnum Oil Tools International, Ltd. | Configurable inserts for downhole plugs |
| US9163477B2 (en) | 2009-04-21 | 2015-10-20 | W. Lynn Frazier | Configurable downhole tools and methods for using same |
| US9181772B2 (en) | 2009-04-21 | 2015-11-10 | W. Lynn Frazier | Decomposable impediments for downhole plugs |
| US9062522B2 (en) | 2009-04-21 | 2015-06-23 | W. Lynn Frazier | Configurable inserts for downhole plugs |
| US9109428B2 (en) | 2009-04-21 | 2015-08-18 | W. Lynn Frazier | Configurable bridge plugs and methods for using same |
| US9227243B2 (en) | 2009-12-08 | 2016-01-05 | Baker Hughes Incorporated | Method of making a powder metal compact |
| 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 |
| US10240419B2 (en) * | 2009-12-08 | 2019-03-26 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole flow inhibition tool and method of unplugging a seat |
| US8573295B2 (en) * | 2010-11-16 | 2013-11-05 | Baker Hughes Incorporated | Plug and method of unplugging a seat |
| US8528633B2 (en) | 2009-12-08 | 2013-09-10 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable tool and method |
| JP2011157155A (ja) | 2010-01-29 | 2011-08-18 | Brother Industries Ltd | 画像記録装置 |
| US9033044B2 (en) * | 2010-03-15 | 2015-05-19 | Baker Hughes Incorporated | Method and materials for proppant fracturing with telescoping flow conduit technology |
| US20110284232A1 (en) | 2010-05-24 | 2011-11-24 | Baker Hughes Incorporated | Disposable Downhole Tool |
| US8776884B2 (en) | 2010-08-09 | 2014-07-15 | Baker Hughes Incorporated | Formation treatment system and method |
| US9090955B2 (en) | 2010-10-27 | 2015-07-28 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix powder metal composite |
| US9080098B2 (en) | 2011-04-28 | 2015-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Functionally gradient composite article |
| US8631876B2 (en) | 2011-04-28 | 2014-01-21 | Baker Hughes Incorporated | Method of making and using a functionally gradient composite tool |
| US9139928B2 (en) | 2011-06-17 | 2015-09-22 | Baker Hughes Incorporated | Corrodible downhole article and method of removing the article from downhole environment |
| US9707739B2 (en) | 2011-07-22 | 2017-07-18 | Baker Hughes Incorporated | Intermetallic metallic composite, method of manufacture thereof and articles comprising the same |
| US8783365B2 (en) | 2011-07-28 | 2014-07-22 | Baker Hughes Incorporated | Selective hydraulic fracturing tool and method thereof |
| US9643250B2 (en) | 2011-07-29 | 2017-05-09 | Baker Hughes Incorporated | Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle |
| US9833838B2 (en) | 2011-07-29 | 2017-12-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle |
| US9057242B2 (en) | 2011-08-05 | 2015-06-16 | Baker Hughes Incorporated | Method of controlling corrosion rate in downhole article, and downhole article having controlled corrosion rate |
| US9033055B2 (en) | 2011-08-17 | 2015-05-19 | Baker Hughes Incorporated | Selectively degradable passage restriction and method |
| US9090956B2 (en) | 2011-08-30 | 2015-07-28 | Baker Hughes Incorporated | Aluminum alloy powder metal compact |
| US9856547B2 (en) | 2011-08-30 | 2018-01-02 | Bakers Hughes, A Ge Company, Llc | Nanostructured powder metal compact |
| US9109269B2 (en) | 2011-08-30 | 2015-08-18 | Baker Hughes Incorporated | Magnesium alloy powder metal compact |
| US9643144B2 (en) | 2011-09-02 | 2017-05-09 | Baker Hughes Incorporated | Method to generate and disperse nanostructures in a composite material |
| US9347119B2 (en) | 2011-09-03 | 2016-05-24 | Baker Hughes Incorporated | Degradable high shock impedance material |
| US9187990B2 (en) | 2011-09-03 | 2015-11-17 | Baker Hughes Incorporated | Method of using a degradable shaped charge and perforating gun system |
| US9133695B2 (en) | 2011-09-03 | 2015-09-15 | Baker Hughes Incorporated | Degradable shaped charge and perforating gun system |
| US9010416B2 (en) | 2012-01-25 | 2015-04-21 | Baker Hughes Incorporated | Tubular anchoring system and a seat for use in the same |
| US9068428B2 (en) | 2012-02-13 | 2015-06-30 | Baker Hughes Incorporated | Selectively corrodible downhole article and method of use |
| US9441471B2 (en) * | 2012-02-28 | 2016-09-13 | Baker Hughes Incorporated | In situ heat generation |
| US9605508B2 (en) * | 2012-05-08 | 2017-03-28 | Baker Hughes Incorporated | Disintegrable and conformable metallic seal, and method of making the same |
| US9458692B2 (en) | 2012-06-08 | 2016-10-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Isolation devices having a nanolaminate of anode and cathode |
| US9689227B2 (en) | 2012-06-08 | 2017-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of adjusting the rate of galvanic corrosion of a wellbore isolation device |
| US9759035B2 (en) | 2012-06-08 | 2017-09-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of removing a wellbore isolation device using galvanic corrosion of a metal alloy in solid solution |
| US9689231B2 (en) | 2012-06-08 | 2017-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Isolation devices having an anode matrix and a fiber cathode |
| US8905147B2 (en) | 2012-06-08 | 2014-12-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of removing a wellbore isolation device using galvanic corrosion |
| US9777549B2 (en) | 2012-06-08 | 2017-10-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Isolation device containing a dissolvable anode and electrolytic compound |
| US9033046B2 (en) | 2012-10-10 | 2015-05-19 | Baker Hughes Incorporated | Multi-zone fracturing and sand control completion system and method thereof |
| CA2895507C (en) * | 2012-12-18 | 2019-03-05 | Frazier Technologies, L.L.C. | Downhole tools having non-toxic degradable elements and methods of using the same |
| EP2976494A4 (en) * | 2013-03-20 | 2016-11-16 | Downhole Innovations Llc | MEASURING DEVICE MOUNTED ON BORE HOLE |
| US9027637B2 (en) * | 2013-04-10 | 2015-05-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flow control screen assembly having an adjustable inflow control device |
| 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 |
| WO2015105515A1 (en) | 2014-01-13 | 2015-07-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Decomposing isolation devices containing a buffering agent |
| MX2016009045A (es) | 2014-02-14 | 2016-10-03 | Halliburton Energy Services Inc | Restauracion selectiva de la comunicacion fluida entre intervalos del agujero mediante el uso de sustancias degradables. |
| 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 |
| US10150713B2 (en) | 2014-02-21 | 2018-12-11 | Terves, Inc. | Fluid activated disintegrating metal system |
| WO2015199647A1 (en) * | 2014-06-23 | 2015-12-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | A tool cemented in a wellbore containing a port plug dissolved by galvanic corrosion |
| 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 |
| US10280707B2 (en) * | 2015-04-08 | 2019-05-07 | Dreco Energy Services Ulc | System for resealing borehole access |
| US10221637B2 (en) | 2015-08-11 | 2019-03-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Methods of manufacturing dissolvable tools via liquid-solid state molding |
| 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 |
| WO2017132744A1 (en) | 2016-02-03 | 2017-08-10 | Tartan Completion Systems Inc. | Burst plug assembly with choke insert, fracturing tool and method of fracturing with same |
| GB2563525B (en) * | 2016-04-05 | 2021-08-11 | Halliburton Energy Services Inc | PH-Sensitive chemicals for downhole fluid sensing and communication with the surface |
| CA3043742C (en) * | 2016-12-23 | 2022-05-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well tool having a removable collar for allowing production fluid flow |
| CA3012511A1 (en) | 2017-07-27 | 2019-01-27 | Terves Inc. | Degradable metal matrix composite |
| CA3072563A1 (en) * | 2017-08-16 | 2019-02-21 | Blackjack Production Tools, Llc | Gas separator assembly with degradable material |
| US10876374B2 (en) | 2018-11-16 | 2020-12-29 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Degradable plugs |
| ES2790023A1 (es) * | 2019-04-26 | 2020-10-26 | Sist Azud S A | Dispositivo de control del volumen de agua de riego y sistema de riego por goteo con control del volumen de riego mediante el mismo |
| CN110374568B (zh) * | 2019-07-18 | 2021-06-08 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 一种智能底段压裂滑套 |
| CN111101908B (zh) * | 2020-01-07 | 2022-05-03 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种自动流入控制装置及管柱 |
| US20240093798A1 (en) * | 2022-09-21 | 2024-03-21 | Summit Casing Services, Llc | Delayed opening fluid communication valve |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1754886A1 (ru) * | 1989-04-06 | 1992-08-15 | Всесоюзный нефтяной научно-исследовательский институт по технике безопасности | Способ вскрыти продуктивного пласта скважины |
| US6145593A (en) * | 1997-08-20 | 2000-11-14 | Baker Hughes Incorporated | Main bore isolation assembly for multi-lateral use |
| WO2008079777A2 (en) * | 2006-12-20 | 2008-07-03 | Baker Hughes Incorporated | Material sensitive downhole flow control device |
| US7552777B2 (en) * | 2005-12-28 | 2009-06-30 | Baker Hughes Incorporated | Self-energized downhole tool |
| RU2372470C2 (ru) * | 2003-10-22 | 2009-11-10 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Способ создания временного барьера на пути движения потока (варианты) |
Family Cites Families (431)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2238895A (en) | 1939-04-12 | 1941-04-22 | Acme Fishing Tool Company | Cleansing attachment for rotary well drills |
| US2261292A (en) | 1939-07-25 | 1941-11-04 | Standard Oil Dev Co | Method for completing oil wells |
| US3106959A (en) | 1960-04-15 | 1963-10-15 | Gulf Research Development Co | Method of fracturing a subsurface formation |
| US3326291A (en) * | 1964-11-12 | 1967-06-20 | Zandmer Solis Myron | Duct-forming devices |
| US3637446A (en) | 1966-01-24 | 1972-01-25 | Uniroyal Inc | Manufacture of radial-filament spheres |
| US3465181A (en) | 1966-06-08 | 1969-09-02 | Fasco Industries | Rotor for fractional horsepower torque motor |
| US3412797A (en) * | 1966-10-03 | 1968-11-26 | Gulf Research Development Co | Method of cleaning fractures and apparatus therefor |
| US3513230A (en) | 1967-04-04 | 1970-05-19 | American Potash & Chem Corp | Compaction of potassium sulfate |
| US3645331A (en) | 1970-08-03 | 1972-02-29 | Exxon Production Research Co | Method for sealing nozzles in a drill bit |
| DK125207B (da) | 1970-08-21 | 1973-01-15 | Atomenergikommissionen | Fremgangsmåde til fremstilling af dispersionsforstærkede zirconiumprodukter. |
| 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 |
| US4248307A (en) | 1979-05-07 | 1981-02-03 | Baker International Corporation | Latch assembly and method |
| US4373584A (en) | 1979-05-07 | 1983-02-15 | Baker International Corporation | Single trip tubing hanger assembly |
| US4374543A (en) | 1980-08-19 | 1983-02-22 | Tri-State Oil Tool Industries, Inc. | Apparatus for well treating |
| US4372384A (en) | 1980-09-19 | 1983-02-08 | Geo Vann, Inc. | Well completion method and apparatus |
| US4384616A (en) | 1980-11-28 | 1983-05-24 | Mobil Oil Corporation | Method of placing pipe into deviated boreholes |
| US4716964A (en) | 1981-08-10 | 1988-01-05 | Exxon Production Research Company | Use of degradable ball sealers to seal casing perforations in well treatment fluid diversion |
| US4422508A (en) | 1981-08-27 | 1983-12-27 | Fiberflex Products, Inc. | Methods for pulling sucker rod strings |
| US4399871A (en) | 1981-12-16 | 1983-08-23 | Otis Engineering Corporation | Chemical injection valve with openable bypass |
| US4452311A (en) | 1982-09-24 | 1984-06-05 | Otis Engineering Corporation | Equalizing means for well tools |
| US4681133A (en) | 1982-11-05 | 1987-07-21 | Hydril Company | Rotatable ball valve apparatus and method |
| US4534414A (en) | 1982-11-10 | 1985-08-13 | Camco, Incorporated | Hydraulic control fluid communication nipple |
| US4498543A (en) | 1983-04-25 | 1985-02-12 | Union Oil Company Of California | Method for placing a liner in a pressurized well |
| FR2556406B1 (fr) | 1983-12-08 | 1986-10-10 | Flopetrol | Procede pour actionner un outil dans un puits a une profondeur determinee et outil permettant la mise en oeuvre du procede |
| US4708202A (en) | 1984-05-17 | 1987-11-24 | The Western Company Of North America | Drillable well-fluid flow control tool |
| US4709761A (en) | 1984-06-29 | 1987-12-01 | Otis Engineering Corporation | Well conduit joint sealing system |
| US4674572A (en) | 1984-10-04 | 1987-06-23 | Union Oil Company Of California | Corrosion and erosion-resistant wellhousing |
| US4664962A (en) | 1985-04-08 | 1987-05-12 | Additive Technology Corporation | Printed circuit laminate, printed circuit board produced therefrom, and printed circuit process therefor |
| US4678037A (en) | 1985-12-06 | 1987-07-07 | Amoco Corporation | Method and apparatus for completing a plurality of zones in a wellbore |
| US4738599A (en) | 1986-01-25 | 1988-04-19 | Shilling James R | Well pump |
| 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 |
| 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 |
| 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 |
| US4688641A (en) | 1986-07-25 | 1987-08-25 | Camco, Incorporated | Well packer with releasable head and method of releasing |
| US5222867A (en) | 1986-08-29 | 1993-06-29 | Walker Sr Frank J | Method and system for controlling a mechanical pump to monitor and optimize both reservoir and equipment performance |
| US5063775A (en) | 1987-08-19 | 1991-11-12 | Walker Sr Frank J | Method and system for controlling a mechanical pump to monitor and optimize both reservoir and equipment performance |
| US4714116A (en) | 1986-09-11 | 1987-12-22 | Brunner Travis J | Downhole safety valve operable by differential pressure |
| US4817725A (en) | 1986-11-26 | 1989-04-04 | C. "Jerry" Wattigny, A Part Interest | Oil field cable abrading system |
| US4741973A (en) | 1986-12-15 | 1988-05-03 | United Technologies Corporation | Silicon carbide abrasive particles having multilayered coating |
| US4768588A (en) | 1986-12-16 | 1988-09-06 | Kupsa Charles M | Connector assembly for a milling tool |
| US4952902A (en) | 1987-03-17 | 1990-08-28 | Tdk Corporation | Thermistor materials and elements |
| USH635H (en) | 1987-04-03 | 1989-06-06 | Injection mandrel | |
| US4784226A (en) | 1987-05-22 | 1988-11-15 | Arrow Oil Tools, Inc. | Drillable bridge plug |
| US5006044A (en) | 1987-08-19 | 1991-04-09 | Walker Sr Frank J | Method and system for controlling a mechanical pump to monitor and optimize both reservoir and equipment performance |
| US4853056A (en) | 1988-01-20 | 1989-08-01 | Hoffman Allan C | Method of making tennis ball with a single core and cover bonding cure |
| US4869324A (en) | 1988-03-21 | 1989-09-26 | Baker Hughes Incorporated | Inflatable packers and methods of utilization |
| US4889187A (en) | 1988-04-25 | 1989-12-26 | Jamie Bryant Terrell | Multi-run chemical cutter and method |
| US4932474A (en) | 1988-07-14 | 1990-06-12 | Marathon Oil Company | Staged screen assembly for gravel packing |
| 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 |
| US5049165B1 (en) | 1989-01-30 | 1995-09-26 | Ultimate Abrasive Syst Inc | Composite material |
| US4890675A (en) | 1989-03-08 | 1990-01-02 | Dew Edward G | Horizontal drilling through casing window |
| US4977958A (en) | 1989-07-26 | 1990-12-18 | Miller Stanley J | Downhole pump filter |
| US4986361A (en) | 1989-08-31 | 1991-01-22 | Union Oil Company Of California | Well casing flotation device and method |
| IE903114A1 (en) | 1989-08-31 | 1991-03-13 | Union Oil Co | Well casing flotation device and method |
| 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 |
| US4981177A (en) | 1989-10-17 | 1991-01-01 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for establishing communication with a downhole portion of a control fluid pipe |
| US4944351A (en) | 1989-10-26 | 1990-07-31 | Baker Hughes Incorporated | Downhole safety valve for subterranean well and method |
| US4949788A (en) | 1989-11-08 | 1990-08-21 | Halliburton Company | Well completions using casing valves |
| US5095988A (en) | 1989-11-15 | 1992-03-17 | Bode Robert E | Plug injection method and apparatus |
| GB2240798A (en) | 1990-02-12 | 1991-08-14 | Shell Int Research | Method and apparatus for perforating a well liner and for fracturing a surrounding formation |
| US5178216A (en) | 1990-04-25 | 1993-01-12 | Halliburton Company | Wedge lock ring |
| US5271468A (en) | 1990-04-26 | 1993-12-21 | Halliburton Company | Downhole tool apparatus with non-metallic components and methods of drilling thereof |
| 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 |
| US5188183A (en) | 1991-05-03 | 1993-02-23 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for controlling the flow of well bore fluids |
| US5161614A (en) | 1991-05-31 | 1992-11-10 | Marguip, Inc. | Apparatus and method for accessing the casing of a burning oil well |
| US5292478A (en) | 1991-06-24 | 1994-03-08 | Ametek, Specialty Metal Products Division | Copper-molybdenum composite strip |
| US5228518A (en) | 1991-09-16 | 1993-07-20 | Conoco Inc. | Downhole activated process and apparatus for centralizing pipe in a wellbore |
| US5234055A (en) | 1991-10-10 | 1993-08-10 | Atlantic Richfield Company | Wellbore pressure differential control for gravel pack screen |
| US5226483A (en) | 1992-03-04 | 1993-07-13 | Otis Engineering Corporation | Safety valve landing nipple and method |
| US5285706A (en) | 1992-03-11 | 1994-02-15 | Wellcutter Inc. | Pipe threading apparatus |
| US5293940A (en) | 1992-03-26 | 1994-03-15 | Schlumberger Technology Corporation | Automatic tubing release |
| US5454430A (en) | 1992-08-07 | 1995-10-03 | Baker Hughes Incorporated | Scoophead/diverter assembly for completing lateral wellbores |
| US5417285A (en) | 1992-08-07 | 1995-05-23 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for sealing and transferring force in a wellbore |
| US5477923A (en) | 1992-08-07 | 1995-12-26 | Baker Hughes Incorporated | Wellbore completion using measurement-while-drilling techniques |
| 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 |
| 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 |
| US5309874A (en) | 1993-01-08 | 1994-05-10 | Ford Motor Company | Powertrain component with adherent amorphous or nanocrystalline ceramic coating system |
| US5392860A (en) | 1993-03-15 | 1995-02-28 | Baker Hughes Incorporated | Heat activated safety fuse |
| US5677372A (en) | 1993-04-06 | 1997-10-14 | Sumitomo Electric Industries, Ltd. | Diamond reinforced composite material |
| US5427177A (en) | 1993-06-10 | 1995-06-27 | Baker Hughes Incorporated | Multi-lateral selective re-entry tool |
| US5394941A (en) | 1993-06-21 | 1995-03-07 | Halliburton Company | Fracture oriented completion tool system |
| US5368098A (en) | 1993-06-23 | 1994-11-29 | Weatherford U.S., Inc. | Stage tool |
| 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 |
| US5407011A (en) | 1993-10-07 | 1995-04-18 | Wada Ventures | Downhole mill and method for milling |
| US5398754A (en) | 1994-01-25 | 1995-03-21 | Baker Hughes Incorporated | Retrievable whipstock anchor assembly |
| 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 |
| US5472048A (en) | 1994-01-26 | 1995-12-05 | Baker Hughes Incorporated | Parallel seal assembly |
| US5439051A (en) | 1994-01-26 | 1995-08-08 | Baker Hughes Incorporated | Lateral connector receptacle |
| US5425424A (en) * | 1994-02-28 | 1995-06-20 | Baker Hughes Incorporated | Casing valve |
| 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 |
| US5526880A (en) | 1994-09-15 | 1996-06-18 | Baker Hughes Incorporated | Method for multi-lateral completion and cementing the juncture with lateral wellbores |
| US5765639A (en) | 1994-10-20 | 1998-06-16 | Muth Pump Llc | Tubing pump system for pumping well fluids |
| US5934372A (en) | 1994-10-20 | 1999-08-10 | Muth Pump Llc | Pump system and method for pumping well fluids |
| US6250392B1 (en) | 1994-10-20 | 2001-06-26 | Muth Pump Llc | Pump systems and methods |
| US5558153A (en) | 1994-10-20 | 1996-09-24 | Baker Hughes Incorporated | Method & apparatus for actuating a downhole tool |
| US5695009A (en) | 1995-10-31 | 1997-12-09 | Sonoma Corporation | Downhole oil well tool running and pulling with hydraulic release using deformable ball valving member |
| GB9425240D0 (en) | 1994-12-14 | 1995-02-08 | Head Philip | Dissoluable metal to metal seal |
| US5829520A (en) * | 1995-02-14 | 1998-11-03 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for testing, completion and/or maintaining wellbores using a sensor device |
| US6230822B1 (en) | 1995-02-16 | 2001-05-15 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for monitoring and recording of the operating condition of a downhole drill bit during drilling operations |
| US6403210B1 (en) | 1995-03-07 | 2002-06-11 | Nederlandse Organisatie Voor Toegepast-Natuurwetenschappelijk Onderzoek Tno | Method for manufacturing a composite material |
| AU696689B2 (en) | 1995-03-14 | 1998-09-17 | Katsuto Nakatsuka | Powder having multilayer film on its surface and process for preparing the same |
| 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 |
| US6069313A (en) | 1995-10-31 | 2000-05-30 | Ecole Polytechnique Federale De Lausanne | Battery of photovoltaic cells and process for manufacturing 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 |
| 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 |
| 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 |
| US5960881A (en) | 1997-04-22 | 1999-10-05 | Jerry P. Allamon | Downhole surge pressure reduction system and method of use |
| US6283208B1 (en) | 1997-09-05 | 2001-09-04 | Schlumberger Technology Corp. | Orienting tool and method |
| US5992520A (en) | 1997-09-15 | 1999-11-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Annulus pressure operated downhole choke and associated methods |
| 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 |
| GB2334051B (en) | 1998-02-09 | 2000-08-30 | Antech Limited | Oil well separation method and apparatus |
| US6076600A (en) | 1998-02-27 | 2000-06-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Plug apparatus having a dispersible plug member and a fluid barrier |
| AU1850199A (en) | 1998-03-11 | 1999-09-23 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus for removal of milling debris |
| US6173779B1 (en) | 1998-03-16 | 2001-01-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Collapsible well perforating apparatus |
| CA2232748C (en) | 1998-03-19 | 2007-05-08 | Ipec Ltd. | Injection tool |
| US6050340A (en) | 1998-03-27 | 2000-04-18 | Weatherford International, Inc. | Downhole pump installation/removal system and method |
| US5990051A (en) | 1998-04-06 | 1999-11-23 | Fairmount Minerals, Inc. | Injection molded degradable casing perforation ball sealers |
| US6189618B1 (en) | 1998-04-20 | 2001-02-20 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wellbore wash nozzle system |
| US6167970B1 (en) | 1998-04-30 | 2001-01-02 | B J Services Company | Isolation tool release mechanism |
| GB2342940B (en) | 1998-05-05 | 2002-12-31 | Baker Hughes Inc | Actuation system for a downhole tool or gas lift system and an automatic modification system |
| US6675889B1 (en) | 1998-05-11 | 2004-01-13 | Offshore Energy Services, Inc. | Tubular filling system |
| CN1300340A (zh) | 1998-05-14 | 2001-06-20 | 法克有限公司 | 井下放泻阀 |
| US6135208A (en) | 1998-05-28 | 2000-10-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable wellbore junction |
| CA2239645C (en) | 1998-06-05 | 2003-04-08 | Top-Co Industries Ltd. | Method and apparatus for locating a drill bit when drilling out cementing equipment from a wellbore |
| US6273187B1 (en) | 1998-09-10 | 2001-08-14 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for downhole safety valve remediation |
| US6213202B1 (en) | 1998-09-21 | 2001-04-10 | Camco International, Inc. | Separable connector for coil tubing deployed systems |
| US6142237A (en) | 1998-09-21 | 2000-11-07 | Camco International, Inc. | Method for coupling and release of submergible equipment |
| US6779599B2 (en) | 1998-09-25 | 2004-08-24 | Offshore Energy Services, Inc. | Tubular filling system |
| DE19844397A1 (de) | 1998-09-28 | 2000-03-30 | Hilti Ag | Abrasive Schneidkörper enthaltend Diamantpartikel und Verfahren zur Herstellung der Schneidkörper |
| US6148916A (en) * | 1998-10-30 | 2000-11-21 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus for releasing, then firing perforating guns |
| 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 |
| US6155350A (en) * | 1999-05-03 | 2000-12-05 | Baker Hughes Incorporated | Ball seat with controlled releasing pressure and method setting a downhole tool ball seat with controlled releasing pressure and method setting a downholed tool |
| 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 |
| US6237688B1 (en) | 1999-11-01 | 2001-05-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pre-drilled casing apparatus and associated methods for completing a subterranean well |
| US6279656B1 (en) | 1999-11-03 | 2001-08-28 | Santrol, Inc. | Downhole chemical delivery system for oil and gas wells |
| US6341653B1 (en) | 1999-12-10 | 2002-01-29 | Polar Completions Engineering, Inc. | Junk basket and method of use |
| US6325148B1 (en) | 1999-12-22 | 2001-12-04 | Weatherford/Lamb, Inc. | Tools and methods for use with expandable tubulars |
| AU782553B2 (en) | 2000-01-05 | 2005-08-11 | Baker Hughes Incorporated | Method of providing hydraulic/fiber conduits adjacent bottom hole assemblies for multi-step completions |
| US6390200B1 (en) | 2000-02-04 | 2002-05-21 | Allamon Interest | Drop ball sub and system of use |
| US7036594B2 (en) | 2000-03-02 | 2006-05-02 | Schlumberger Technology Corporation | Controlling a pressure transient in a well |
| US6662886B2 (en) | 2000-04-03 | 2003-12-16 | Larry R. Russell | Mudsaver valve with dual snap action |
| US6276457B1 (en) | 2000-04-07 | 2001-08-21 | Alberta Energy Company Ltd | Method for emplacing a coil tubing string in a well |
| US6371206B1 (en) | 2000-04-20 | 2002-04-16 | Kudu Industries Inc | Prevention of sand plugging of oil well pumps |
| US6408946B1 (en) | 2000-04-28 | 2002-06-25 | Baker Hughes Incorporated | Multi-use tubing disconnect |
| EG22932A (en) | 2000-05-31 | 2002-01-13 | Shell Int Research | Method and system for reducing longitudinal fluid flow around a permeable well tubular |
| US6713177B2 (en) | 2000-06-21 | 2004-03-30 | Regents Of The University Of Colorado | Insulating and functionalizing fine metal-containing particles with conformal ultra-thin films |
| US7600572B2 (en) | 2000-06-30 | 2009-10-13 | Bj Services Company | Drillable bridge plug |
| US7255178B2 (en) | 2000-06-30 | 2007-08-14 | Bj Services Company | Drillable bridge plug |
| US6619400B2 (en) | 2000-06-30 | 2003-09-16 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and method to complete a multilateral junction |
| US6394180B1 (en) | 2000-07-12 | 2002-05-28 | Halliburton Energy Service,S Inc. | Frac plug with caged ball |
| US6382244B2 (en) | 2000-07-24 | 2002-05-07 | Roy R. Vann | Reciprocating pump standing head valve |
| US6394185B1 (en) | 2000-07-27 | 2002-05-28 | Vernon George Constien | Product and process for coating wellbore screens |
| US7360593B2 (en) | 2000-07-27 | 2008-04-22 | Vernon George Constien | Product for coating wellbore screens |
| US6390195B1 (en) | 2000-07-28 | 2002-05-21 | Halliburton Energy Service,S Inc. | Methods and compositions for forming permeable cement sand screens in well bores |
| US6470965B1 (en) | 2000-08-28 | 2002-10-29 | Colin Winzer | Device for introducing a high pressure fluid into well head components |
| US6439313B1 (en) | 2000-09-20 | 2002-08-27 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole machining of well completion equipment |
| US6472068B1 (en) | 2000-10-26 | 2002-10-29 | Sandia Corporation | Glass rupture disk |
| US6543539B1 (en) * | 2000-11-20 | 2003-04-08 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Perforated casing method and system |
| US6457525B1 (en) * | 2000-12-15 | 2002-10-01 | Exxonmobil Oil Corporation | Method and apparatus for completing multiple production zones from a single wellbore |
| US6491083B2 (en) | 2001-02-06 | 2002-12-10 | Anadigics, Inc. | Wafer demount receptacle for separation of thinned wafer from mounting carrier |
| US6601650B2 (en) | 2001-08-09 | 2003-08-05 | Worldwide Oilfield Machine, Inc. | Method and apparatus for replacing BOP with gate valve |
| US6513598B2 (en) | 2001-03-19 | 2003-02-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drillable floating equipment and method of eliminating bit trips by using drillable materials for the construction of shoe tracks |
| 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 |
| US6588507B2 (en) | 2001-06-28 | 2003-07-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for progressively gravel packing an interval of a wellbore |
| US6779600B2 (en) * | 2001-07-27 | 2004-08-24 | Baker Hughes Incorporated | Labyrinth lock seal for hydrostatically set packer |
| 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 |
| WO2003027431A2 (en) * | 2001-09-26 | 2003-04-03 | Cooke Claude E Jr | Method and materials for hydraulic fracturing of wells |
| CN1602387A (zh) | 2001-10-09 | 2005-03-30 | 伯林顿石油及天然气资源公司 | 井下油井泵 |
| 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 |
| US7051805B2 (en) | 2001-12-20 | 2006-05-30 | Baker Hughes Incorporated | Expandable packer with anchoring feature |
| US7445049B2 (en) | 2002-01-22 | 2008-11-04 | Weatherford/Lamb, Inc. | Gas operated pump for hydrocarbon wells |
| US6973973B2 (en) | 2002-01-22 | 2005-12-13 | 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 |
| US6715541B2 (en) | 2002-02-21 | 2004-04-06 | Weatherford/Lamb, Inc. | Ball dropping assembly |
| US6776228B2 (en) | 2002-02-21 | 2004-08-17 | Weatherford/Lamb, Inc. | Ball dropping assembly |
| US6799638B2 (en) | 2002-03-01 | 2004-10-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method, apparatus and system for selective release of cementing plugs |
| US20040005483A1 (en) | 2002-03-08 | 2004-01-08 | Chhiu-Tsu Lin | Perovskite manganites for use in coatings |
| US6896061B2 (en) | 2002-04-02 | 2005-05-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multiple zones frac tool |
| US6883611B2 (en) | 2002-04-12 | 2005-04-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealed multilateral junction system |
| US6810960B2 (en) | 2002-04-22 | 2004-11-02 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods for increasing production from a wellbore |
| GB2390106B (en) | 2002-06-24 | 2005-11-30 | Schlumberger Holdings | Apparatus and methods for establishing secondary hydraulics in a downhole tool |
| US7049272B2 (en) | 2002-07-16 | 2006-05-23 | Santrol, Inc. | Downhole chemical delivery system for oil and gas wells |
| US6939388B2 (en) | 2002-07-23 | 2005-09-06 | General Electric Company | Method for making materials having artificially dispersed nano-size phases and articles made therewith |
| GB2391566B (en) | 2002-07-31 | 2006-01-04 | Schlumberger Holdings | Multiple interventionless actuated downhole valve and method |
| US6932159B2 (en) | 2002-08-28 | 2005-08-23 | Baker Hughes Incorporated | Run in cover for downhole expandable screen |
| CA2493267C (en) | 2002-09-11 | 2011-11-01 | Hiltap Fittings, Ltd. | Fluid system component with sacrificial element |
| US6943207B2 (en) | 2002-09-13 | 2005-09-13 | H.B. Fuller Licensing & Financing Inc. | Smoke suppressant hot melt adhesive composition |
| US6817414B2 (en) | 2002-09-20 | 2004-11-16 | M-I Llc | Acid coated sand for gravel pack and filter cake clean-up |
| US7048057B2 (en) * | 2002-09-30 | 2006-05-23 | Baker Hughes Incorporated | Protection scheme and method for deployment of artificial lift devices in a wellbore |
| RU2349735C2 (ru) * | 2002-10-02 | 2009-03-20 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Заканчивание скважины за один спуск насосно-компрессорной колонны |
| 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 |
| US8327931B2 (en) | 2009-12-08 | 2012-12-11 | Baker Hughes Incorporated | Multi-component disappearing tripping ball and method for making the same |
| US9101978B2 (en) * | 2002-12-08 | 2015-08-11 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix powder metal compact |
| US9682425B2 (en) | 2009-12-08 | 2017-06-20 | Baker Hughes Incorporated | Coated metallic powder and method of making the same |
| US9079246B2 (en) | 2009-12-08 | 2015-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Method of making a nanomatrix powder metal compact |
| US8297364B2 (en) | 2009-12-08 | 2012-10-30 | Baker Hughes Incorporated | Telescopic unit with dissolvable barrier |
| US9109429B2 (en) | 2002-12-08 | 2015-08-18 | Baker Hughes Incorporated | Engineered powder compact composite material |
| US8403037B2 (en) | 2009-12-08 | 2013-03-26 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable tool and method |
| GB2413139B (en) | 2002-12-26 | 2006-01-18 | Baker Hughes Inc | 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 |
| US7013989B2 (en) | 2003-02-14 | 2006-03-21 | Weatherford/Lamb, Inc. | Acoustical telemetry |
| US7021389B2 (en) | 2003-02-24 | 2006-04-04 | Bj Services Company | Bi-directional ball seat system and method |
| WO2004083590A2 (en) | 2003-03-13 | 2004-09-30 | Tesco Corporation | Method and apparatus for drilling a borehole with a borehole liner |
| NO318013B1 (no) | 2003-03-21 | 2005-01-17 | Bakke Oil Tools As | Anordning og fremgangsmåte for frakopling av et verktøy fra en rørstreng |
| US20060102871A1 (en) | 2003-04-08 | 2006-05-18 | Xingwu Wang | Novel composition |
| EP1619227B1 (en) | 2003-04-14 | 2014-05-07 | Sekisui Chemical Co., Ltd. | Method for releasing adhered article |
| DE10318801A1 (de) | 2003-04-17 | 2004-11-04 | Aesculap Ag & Co. Kg | Flächiges Implantat und seine Verwendung in der Chirurgie |
| US6926086B2 (en) | 2003-05-09 | 2005-08-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for removing a tool from a well |
| US20040231845A1 (en) | 2003-05-15 | 2004-11-25 | Cooke Claude E. | Applications of degradable polymers in wells |
| US20090107684A1 (en) | 2007-10-31 | 2009-04-30 | Cooke Jr Claude E | Applications of degradable polymers for delayed mechanical changes in wells |
| US8181703B2 (en) | 2003-05-16 | 2012-05-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method useful for controlling fluid loss in subterranean formations |
| ZA200509348B (en) | 2003-06-12 | 2007-03-28 | Element Six Pty Ltd | Composite material for drilling applications |
| 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 |
| JP4222157B2 (ja) | 2003-08-28 | 2009-02-12 | 大同特殊鋼株式会社 | 剛性および強度が向上したチタン合金 |
| US7833944B2 (en) | 2003-09-17 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions using crosslinked aliphatic polyesters in well bore applications |
| US8342240B2 (en) | 2003-10-22 | 2013-01-01 | Baker Hughes Incorporated | Method for providing a temporary barrier in a flow pathway |
| US20050102255A1 (en) | 2003-11-06 | 2005-05-12 | Bultman David C. | Computer-implemented system and method for handling stored data |
| US7182135B2 (en) | 2003-11-14 | 2007-02-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Plug systems and methods for using plugs in subterranean formations |
| US7264060B2 (en) | 2003-12-17 | 2007-09-04 | Baker Hughes Incorporated | Side entry sub hydraulic wireline cutter and method |
| US7096946B2 (en) | 2003-12-30 | 2006-08-29 | Baker Hughes Incorporated | Rotating blast liner |
| 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 |
| GB2411918B (en) | 2004-03-12 | 2006-11-22 | Schlumberger Holdings | System and method to seal using a swellable material |
| 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 |
| US7255172B2 (en) | 2004-04-13 | 2007-08-14 | Tech Tac Company, Inc. | Hydrodynamic, down-hole anchor |
| US7322416B2 (en) | 2004-05-03 | 2008-01-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of servicing a well bore using self-activating downhole tool |
| US7163066B2 (en) | 2004-05-07 | 2007-01-16 | Bj Services Company | Gravity valve for a downhole tool |
| US20080060810A9 (en) | 2004-05-25 | 2008-03-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for treating a subterranean formation with a curable composition using a jetting tool |
| US8211247B2 (en) * | 2006-02-09 | 2012-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable compositions, apparatus comprising same, and method of use |
| US10316616B2 (en) | 2004-05-28 | 2019-06-11 | Schlumberger Technology Corporation | Dissolvable bridge plug |
| JP4476701B2 (ja) | 2004-06-02 | 2010-06-09 | 日本碍子株式会社 | 電極内蔵焼結体の製造方法 |
| US7819198B2 (en) | 2004-06-08 | 2010-10-26 | Birckhead John M | Friction spring release mechanism |
| 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 |
| 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 |
| US7337854B2 (en) | 2004-11-24 | 2008-03-04 | Weatherford/Lamb, Inc. | Gas-pressurized lubricator and method |
| US7387165B2 (en) | 2004-12-14 | 2008-06-17 | Schlumberger Technology Corporation | System for completing multiple well intervals |
| 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 |
| 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 |
| GB2435659B (en) | 2005-03-15 | 2009-06-24 | Schlumberger Holdings | System for use in wells |
| US7926571B2 (en) * | 2005-03-15 | 2011-04-19 | Raymond A. Hofman | Cemented open hole selective fracing system |
| WO2006101618A2 (en) | 2005-03-18 | 2006-09-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Hydraulically controlled burst disk subs (hcbs) |
| US8256504B2 (en) | 2005-04-11 | 2012-09-04 | Brown T Leon | Unlimited stroke drive oil well pumping system |
| US20060260031A1 (en) | 2005-05-20 | 2006-11-23 | Conrad Joseph M Iii | Potty training device |
| US20070131912A1 (en) | 2005-07-08 | 2007-06-14 | Simone Davide L | Electrically conductive adhesives |
| US7422055B2 (en) | 2005-07-12 | 2008-09-09 | Smith International, Inc. | Coiled tubing wireline cutter |
| US7422060B2 (en) | 2005-07-19 | 2008-09-09 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus for completing a well |
| CA2555563C (en) | 2005-08-05 | 2009-03-31 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods for creation of down hole annular barrier |
| US7509993B1 (en) | 2005-08-13 | 2009-03-31 | Wisconsin Alumni Research Foundation | Semi-solid forming of metal-matrix nanocomposites |
| US7451815B2 (en) | 2005-08-22 | 2008-11-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly enhanced with disappearing sleeve and burst disc |
| 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 |
| US8230936B2 (en) | 2005-08-31 | 2012-07-31 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of forming acid particle based packers for wellbores |
| 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 |
| 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 |
| 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 |
| US7647964B2 (en) * | 2005-12-19 | 2010-01-19 | Fairmount Minerals, Ltd. | Degradable ball sealers and methods for use in well treatment |
| US7346456B2 (en) | 2006-02-07 | 2008-03-18 | Schlumberger Technology Corporation | Wellbore diagnostic system and method |
| US20110067889A1 (en) | 2006-02-09 | 2011-03-24 | Schlumberger Technology Corporation | Expandable and degradable downhole hydraulic regulating assembly |
| NO325431B1 (no) | 2006-03-23 | 2008-04-28 | Bjorgum Mekaniske As | Opplosbar tetningsanordning samt fremgangsmate derav. |
| US7325617B2 (en) | 2006-03-24 | 2008-02-05 | Baker Hughes Incorporated | Frac system without intervention |
| DK1840325T3 (da) | 2006-03-31 | 2012-12-17 | Schlumberger Technology Bv | Fremgangsmåde og indretning til at cementere et perforeret foringsrør |
| US20100015002A1 (en) | 2006-04-03 | 2010-01-21 | Barrera Enrique V | Processing of Single-Walled Carbon Nanotube Metal-Matrix Composites Manufactured by an Induction Heating Method |
| KR100763922B1 (ko) * | 2006-04-04 | 2007-10-05 | 삼성전자주식회사 | 밸브 유닛 및 이를 구비한 장치 |
| EP2010754A4 (en) | 2006-04-21 | 2016-02-24 | Shell Int Research | ADJUSTING ALLOY COMPOSITIONS FOR SELECTED CHARACTERISTICS IN TEMPERATURE-LIMITED HEATERS |
| US7513311B2 (en) | 2006-04-28 | 2009-04-07 | Weatherford/Lamb, Inc. | Temporary well zone isolation |
| US7621351B2 (en) | 2006-05-15 | 2009-11-24 | Baker Hughes Incorporated | Reaming tool suitable for running on casing or liner |
| EP2020956A2 (en) | 2006-05-26 | 2009-02-11 | Nanyang Technological University | Implantable article, method of forming same and method for reducing thrombogenicity |
| US7661481B2 (en) | 2006-06-06 | 2010-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole wellbore tools having deteriorable and water-swellable components thereof and methods of use |
| US7478676B2 (en) * | 2006-06-09 | 2009-01-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and devices for treating multiple-interval well bores |
| US7575062B2 (en) | 2006-06-09 | 2009-08-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and devices for treating multiple-interval well bores |
| US7441596B2 (en) | 2006-06-23 | 2008-10-28 | Baker Hughes Incorporated | Swelling element packer and installation method |
| US7897063B1 (en) | 2006-06-26 | 2011-03-01 | Perry Stephen C | Composition for denaturing and breaking down friction-reducing polymer and for destroying other gas and oil well contaminants |
| US7591318B2 (en) | 2006-07-20 | 2009-09-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for removing a sealing plug from a well |
| GB0615135D0 (en) | 2006-07-29 | 2006-09-06 | Futuretec Ltd | Running bore-lining tubulars |
| US8281860B2 (en) | 2006-08-25 | 2012-10-09 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for treating a subterranean formation |
| US7963342B2 (en) | 2006-08-31 | 2011-06-21 | Marathon Oil Company | Downhole isolation valve and methods for use |
| KR100839613B1 (ko) | 2006-09-11 | 2008-06-19 | 주식회사 씨앤테크 | 카본나노튜브를 활용한 복합소결재료 및 그 제조방법 |
| 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 |
| GB0618687D0 (en) | 2006-09-22 | 2006-11-01 | Omega Completion Technology | Erodeable pressure barrier |
| US7828055B2 (en) | 2006-10-17 | 2010-11-09 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for controlled deployment of shape-conforming materials |
| US7559357B2 (en) | 2006-10-25 | 2009-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Frac-pack casing saver |
| US7712541B2 (en) | 2006-11-01 | 2010-05-11 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for protecting downhole components during deployment and wellbore conditioning |
| CN101518151B (zh) | 2006-11-06 | 2015-09-16 | 新加坡科技研究局 | 纳米粒子封装阻障叠层 |
| US20080179104A1 (en) | 2006-11-14 | 2008-07-31 | Smith International, Inc. | Nano-reinforced wc-co for improved properties |
| US8056628B2 (en) | 2006-12-04 | 2011-11-15 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for facilitating downhole operations |
| US8028767B2 (en) | 2006-12-04 | 2011-10-04 | Baker Hughes, Incorporated | Expandable stabilizer with roller reamer elements |
| US7699101B2 (en) | 2006-12-07 | 2010-04-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well system having galvanic time release plug |
| US8485265B2 (en) * | 2006-12-20 | 2013-07-16 | Schlumberger Technology Corporation | Smart actuation materials triggered by degradation in oilfield environments and methods of use |
| US7510018B2 (en) | 2007-01-15 | 2009-03-31 | Weatherford/Lamb, Inc. | Convertible seal |
| US20080202764A1 (en) | 2007-02-22 | 2008-08-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Consumable downhole tools |
| JP4980096B2 (ja) | 2007-02-28 | 2012-07-18 | 本田技研工業株式会社 | 自動二輪車のシートレール構造 |
| US7909096B2 (en) | 2007-03-02 | 2011-03-22 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus of reservoir stimulation while running casing |
| 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 |
| US7708078B2 (en) | 2007-04-05 | 2010-05-04 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for delivering a conductor downhole |
| 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 |
| US7690436B2 (en) | 2007-05-01 | 2010-04-06 | Weatherford/Lamb Inc. | Pressure isolation plug for horizontal wellbore and associated methods |
| US7938191B2 (en) | 2007-05-11 | 2011-05-10 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for controlling elastomer swelling in downhole applications |
| US7527103B2 (en) * | 2007-05-29 | 2009-05-05 | Baker Hughes Incorporated | Procedures and compositions for reservoir protection |
| US7810567B2 (en) | 2007-06-27 | 2010-10-12 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of producing flow-through passages in casing, and methods of using such casing |
| US7757773B2 (en) | 2007-07-25 | 2010-07-20 | Schlumberger Technology Corporation | Latch assembly for wellbore operations |
| US7673673B2 (en) * | 2007-08-03 | 2010-03-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus for isolating a jet forming aperture in a well bore servicing tool |
| US7637323B2 (en) | 2007-08-13 | 2009-12-29 | Baker Hughes Incorporated | Ball seat having fluid activated ball support |
| US7644772B2 (en) | 2007-08-13 | 2010-01-12 | Baker Hughes Incorporated | Ball seat having segmented arcuate ball support member |
| US7503392B2 (en) | 2007-08-13 | 2009-03-17 | Baker Hughes Incorporated | Deformable ball seat |
| NO328882B1 (no) | 2007-09-14 | 2010-06-07 | Vosstech As | Aktiveringsmekanisme og fremgangsmate for a kontrollere denne |
| US7775284B2 (en) | 2007-09-28 | 2010-08-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus for adjustably controlling the inflow of production fluids from a subterranean well |
| US20090084539A1 (en) | 2007-09-28 | 2009-04-02 | Ping Duan | Downhole sealing devices having a shape-memory material and methods of manufacturing and using same |
| US8181708B2 (en) | 2007-10-01 | 2012-05-22 | Baker Hughes Incorporated | Water swelling rubber compound for use in reactive packers and other downhole tools |
| US7784543B2 (en) | 2007-10-19 | 2010-08-31 | Baker Hughes Incorporated | Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well |
| US7913765B2 (en) | 2007-10-19 | 2011-03-29 | Baker Hughes Incorporated | Water absorbing or dissolving materials used as an in-flow control device and method of use |
| US7909110B2 (en) | 2007-11-20 | 2011-03-22 | Schlumberger Technology Corporation | Anchoring and sealing system for cased hole wells |
| 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 |
| US9005420B2 (en) | 2007-12-20 | 2015-04-14 | Integran Technologies Inc. | Variable property electrodepositing of metallic structures |
| US7987906B1 (en) | 2007-12-21 | 2011-08-02 | Joseph Troy | Well bore tool |
| US20090205841A1 (en) | 2008-02-15 | 2009-08-20 | Jurgen Kluge | Downwell system with activatable swellable packer |
| US7686082B2 (en) | 2008-03-18 | 2010-03-30 | Baker Hughes Incorporated | Full bore cementable gun system |
| US7798226B2 (en) | 2008-03-18 | 2010-09-21 | Packers Plus Energy Services Inc. | Cement diffuser for annulus cementing |
| US8196663B2 (en) | 2008-03-25 | 2012-06-12 | Baker Hughes Incorporated | Dead string completion assembly with injection system and methods |
| US7806192B2 (en) | 2008-03-25 | 2010-10-05 | Foster Anthony P | Method and system for anchoring and isolating a wellbore |
| US8020619B1 (en) | 2008-03-26 | 2011-09-20 | Robertson Intellectual Properties, LLC | Severing of downhole tubing with associated cable |
| US8096358B2 (en) | 2008-03-27 | 2012-01-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of perforating for effective sand plug placement in horizontal wells |
| US7661480B2 (en) | 2008-04-02 | 2010-02-16 | Saudi Arabian Oil Company | Method for hydraulic rupturing of downhole glass disc |
| US8757273B2 (en) | 2008-04-29 | 2014-06-24 | Packers Plus Energy Services Inc. | Downhole sub with hydraulically actuable sleeve valve |
| WO2009137536A1 (en) | 2008-05-05 | 2009-11-12 | Weatherford/Lamb, Inc. | Tools and methods for hanging and/or expanding liner strings |
| US8540035B2 (en) | 2008-05-05 | 2013-09-24 | Weatherford/Lamb, Inc. | Extendable cutting tools for use in a wellbore |
| US8171999B2 (en) | 2008-05-13 | 2012-05-08 | Baker Huges Incorporated | Downhole flow control device and method |
| US8631877B2 (en) | 2008-06-06 | 2014-01-21 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and methods for inflow control |
| WO2009146563A1 (en) | 2008-06-06 | 2009-12-10 | Packers Plus Energy Services Inc. | Wellbore fluid treatment process and installation |
| US20090308588A1 (en) | 2008-06-16 | 2009-12-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and Apparatus for Exposing a Servicing Apparatus to Multiple Formation Zones |
| US8152985B2 (en) | 2008-06-19 | 2012-04-10 | Arlington Plating Company | Method of chrome plating magnesium and magnesium alloys |
| US7958940B2 (en) | 2008-07-02 | 2011-06-14 | Jameson Steve D | Method and apparatus to remove composite frac plugs from casings in oil and gas wells |
| US7775286B2 (en) | 2008-08-06 | 2010-08-17 | Baker Hughes Incorporated | Convertible downhole devices and method of performing downhole operations using convertible downhole devices |
| US7900696B1 (en) | 2008-08-15 | 2011-03-08 | Itt Manufacturing Enterprises, Inc. | Downhole tool with exposable and openable flow-back vents |
| US8960292B2 (en) | 2008-08-22 | 2015-02-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | High rate stimulation method for deep, large bore completions |
| US20100051278A1 (en) | 2008-09-04 | 2010-03-04 | Integrated Production Services Ltd. | Perforating gun assembly |
| US20100089587A1 (en) | 2008-10-15 | 2010-04-15 | Stout Gregg W | Fluid logic tool for a subterranean well |
| US7861781B2 (en) | 2008-12-11 | 2011-01-04 | Tesco Corporation | Pump down cement retaining device |
| US7855168B2 (en) | 2008-12-19 | 2010-12-21 | Schlumberger Technology Corporation | Method and composition for removing filter cake |
| US8079413B2 (en) | 2008-12-23 | 2011-12-20 | W. Lynn Frazier | Bottom set downhole plug |
| US20100200230A1 (en) | 2009-02-12 | 2010-08-12 | East Jr Loyd | Method and Apparatus for Multi-Zone Stimulation |
| US7878253B2 (en) | 2009-03-03 | 2011-02-01 | Baker Hughes Incorporated | Hydraulically released window mill |
| US9291044B2 (en) | 2009-03-25 | 2016-03-22 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Method and apparatus for isolating and treating discrete zones within a wellbore |
| US7909108B2 (en) | 2009-04-03 | 2011-03-22 | Halliburton Energy Services Inc. | System and method for servicing a wellbore |
| US9109428B2 (en) | 2009-04-21 | 2015-08-18 | W. Lynn Frazier | Configurable bridge plugs and methods for using same |
| US8276670B2 (en) | 2009-04-27 | 2012-10-02 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole dissolvable plug |
| US7992656B2 (en) | 2009-07-09 | 2011-08-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self healing filter-cake removal system for open hole completions |
| US8291980B2 (en) | 2009-08-13 | 2012-10-23 | Baker Hughes Incorporated | Tubular valving system and method |
| US8528640B2 (en) | 2009-09-22 | 2013-09-10 | Baker Hughes Incorporated | Wellbore flow control devices using filter media containing particulate additives in a foam material |
| EP2483510A2 (en) | 2009-09-30 | 2012-08-08 | Baker Hughes Incorporated | Remotely controlled apparatus for downhole applications and methods of operation |
| US8528633B2 (en) | 2009-12-08 | 2013-09-10 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable tool and method |
| US20110135805A1 (en) | 2009-12-08 | 2011-06-09 | Doucet Jim R | High diglyceride structuring composition and products and methods using the same |
| US20110139465A1 (en) | 2009-12-10 | 2011-06-16 | Schlumberger Technology Corporation | Packing tube isolation device |
| US8408319B2 (en) | 2009-12-21 | 2013-04-02 | Schlumberger Technology Corporation | Control swelling of swellable packer by pre-straining the swellable packer element |
| US8584746B2 (en) | 2010-02-01 | 2013-11-19 | Schlumberger Technology Corporation | Oilfield isolation element and method |
| US8430173B2 (en) | 2010-04-12 | 2013-04-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | High strength dissolvable structures for use in a subterranean well |
| GB2492696B (en) | 2010-04-16 | 2018-06-06 | Smith International | Cementing whipstock apparatus and methods |
| AU2011242589B2 (en) | 2010-04-23 | 2015-05-28 | 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 |
| US20110284232A1 (en) | 2010-05-24 | 2011-11-24 | Baker Hughes Incorporated | Disposable Downhole Tool |
| US8039422B1 (en) | 2010-07-23 | 2011-10-18 | Saudi Arabian Oil Company | Method of mixing a corrosion inhibitor in an acid-in-oil emulsion |
-
2010
- 2010-03-05 US US12/718,510 patent/US8424610B2/en active Active
-
2011
- 2011-03-03 CN CN201180012447.5A patent/CN102782246B/zh active Active
- 2011-03-03 RU RU2012142229/03A patent/RU2585773C2/ru active
- 2011-03-03 WO PCT/US2011/027024 patent/WO2011109616A2/en active Application Filing
- 2011-03-03 NO NO11751356A patent/NO2542754T3/no unknown
- 2011-03-03 EP EP11751356.4A patent/EP2542754B1/en active Active
- 2011-03-03 BR BR112012022367A patent/BR112012022367B1/pt active IP Right Grant
- 2011-03-03 CA CA2791719A patent/CA2791719C/en active Active
- 2011-03-03 SG SG2012065652A patent/SG183912A1/en unknown
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1754886A1 (ru) * | 1989-04-06 | 1992-08-15 | Всесоюзный нефтяной научно-исследовательский институт по технике безопасности | Способ вскрыти продуктивного пласта скважины |
| US6145593A (en) * | 1997-08-20 | 2000-11-14 | Baker Hughes Incorporated | Main bore isolation assembly for multi-lateral use |
| RU2372470C2 (ru) * | 2003-10-22 | 2009-11-10 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Способ создания временного барьера на пути движения потока (варианты) |
| US7552777B2 (en) * | 2005-12-28 | 2009-06-30 | Baker Hughes Incorporated | Self-energized downhole tool |
| WO2008079777A2 (en) * | 2006-12-20 | 2008-07-03 | Baker Hughes Incorporated | Material sensitive downhole flow control device |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2819693C1 (ru) * | 2017-08-16 | 2024-05-22 | БЛЭКДЖЭК ПРОДАКШНС ТУЛЗ, эЛэЛСи | Узел скважинного газосепаратора (варианты), способ его использования |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| SG183912A1 (en) | 2012-10-30 |
| BR112012022367A2 (pt) | 2016-07-05 |
| EP2542754A2 (en) | 2013-01-09 |
| US20110214881A1 (en) | 2011-09-08 |
| US8424610B2 (en) | 2013-04-23 |
| WO2011109616A2 (en) | 2011-09-09 |
| EP2542754A4 (en) | 2015-03-04 |
| AU2011223595A1 (en) | 2012-09-13 |
| NO2542754T3 (ru) | 2018-09-29 |
| WO2011109616A3 (en) | 2011-10-27 |
| BR112012022367B1 (pt) | 2020-01-14 |
| RU2012142229A (ru) | 2014-04-10 |
| CN102782246B (zh) | 2015-06-17 |
| CA2791719A1 (en) | 2011-09-09 |
| CA2791719C (en) | 2015-02-03 |
| CN102782246A (zh) | 2012-11-14 |
| EP2542754B1 (en) | 2018-05-02 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2585773C2 (ru) | Устройство и способ регулирования потока | |
| US8783365B2 (en) | Selective hydraulic fracturing tool and method thereof | |
| US20120211239A1 (en) | Apparatus and method for controlling gas lift assemblies | |
| AU2010328531B2 (en) | Telescopic unit with dissolvable barrier | |
| US9022107B2 (en) | Dissolvable tool | |
| US10576544B2 (en) | Methods of forming triggering elements for expandable apparatus for use in subterranean boreholes | |
| US10059092B2 (en) | Additive manufacturing of functionally gradient degradable tools | |
| AU2011329424B2 (en) | Plug and method of unplugging a seat | |
| AU2012259072B2 (en) | Formation treatment system and method | |
| US20110132619A1 (en) | Dissolvable Tool and Method | |
| US20160265094A1 (en) | High strength, flowable, selectively degradable composite material and articles made thereby | |
| US20130153236A1 (en) | Subterranean Tool Actuation Using a Controlled Electrolytic Material Trigger | |
| WO2016043875A1 (en) | Tubular assembly including a sliding sleeve having a degradable locking element | |
| AU2011223595B2 (en) | Flow control arrangement and method | |
| AU2014329957B2 (en) | Downhole flow inhibition tool and method of unplugging a seat |