[go: up one dir, main page]

NO20131704A1 - Nedbrytelig kileelement og fremgangsmåte for å fjerne et kileelement - Google Patents

Nedbrytelig kileelement og fremgangsmåte for å fjerne et kileelement Download PDF

Info

Publication number
NO20131704A1
NO20131704A1 NO20131704A NO20131704A NO20131704A1 NO 20131704 A1 NO20131704 A1 NO 20131704A1 NO 20131704 A NO20131704 A NO 20131704A NO 20131704 A NO20131704 A NO 20131704A NO 20131704 A1 NO20131704 A1 NO 20131704A1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
substrate
wedge element
degradable
wedge
fluid
Prior art date
Application number
NO20131704A
Other languages
English (en)
Other versions
NO345702B1 (no
Inventor
Zhiyue Xu
Richard Ying Qing Xu
Original Assignee
Baker Hughes Inc
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Baker Hughes Inc filed Critical Baker Hughes Inc
Publication of NO20131704A1 publication Critical patent/NO20131704A1/no
Publication of NO345702B1 publication Critical patent/NO345702B1/no

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B23/00Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells
    • E21B23/01Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells for anchoring the tools or the like
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B19/00Handling rods, casings, tubes or the like outside the borehole, e.g. in the derrick; Apparatus for feeding the rods or cables
    • E21B19/10Slips; Spiders ; Catching devices
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B23/00Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells
    • E21B23/04Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells operated by fluid means, e.g. actuated by explosion
    • E21B23/0411Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells operated by fluid means, e.g. actuated by explosion specially adapted for anchoring tools or the like to the borehole wall or to well tube
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/12Packers; Plugs
    • E21B33/129Packers; Plugs with mechanical slips for hooking into the casing

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Powder Metallurgy (AREA)
  • Manufacturing Of Printed Circuit Boards (AREA)
  • Hooks, Suction Cups, And Attachment By Adhesive Means (AREA)
  • Insulation, Fastening Of Motor, Generator Windings (AREA)
  • Thermistors And Varistors (AREA)

Abstract

Et kileelement som omfatter et substrat som i det minste delvis er dannet av et materiale som kan brytes ned ved eksponering for et fluid; og en ytre overflate anbrakt på substratet. En framgangsmåte for å fjerne et kileelement som omfatter å eksponere et substrat av kileelementet for et borehullfluid for å bryte ned substratet.

Description

NEDBRYTELIG KILEELEMENT
KRYSSREFERANSE TIL RELATERTE PATENTSØKNADER
Denne patentsøknaden krever fordelen av US patentsøknad nr. 13/214779, inngitt 22. august 2011, som er innlemmet her i sin helhet ved referanse.
BAKGRUNN
[0001] Kiler er kjent i bore- og kompletteringsbransjen for å forankre komponenter i et borehull.
Kiler er generelt kileformede anordninger som har tenner eller andre framspring som «biter» seg inn i en rørvegg, typisk et foringsrør, etter som belastning påføres kilene av komponenter som forankres av kilene. Når de ikke lenger trengs, er det vanlig å fjerne komponentene ved å frese eller bore dem. Eksisterende kilesammenstillinger kan omfatte f. eks. en hylse eller en rekke segmenterte kiler laget av støpejern eller andre materialer som er vanskelige å fjerne ved boring eller fres ing. Bore-/freseoperasjonene er tidkrevende og skader borkronene som benyttes. Det blir også ofte igjen store klumper med støpejern eller andre materialer i borehullet etter fresing, og de er svært vanskelige å fiske ut. Som en følge av det ovenstående blir framganger innen kilesammenstillinger godt mottatt av bransjen.
KORT BESKRIVELSE
[0002] Et kileelement som omfatter et substrat som i det minste delvis er dannet av et materiale som kan brytes ned ved eksponering for et fluid; og en ytre overflate anbrakt på substratet.
[0003] En framgangsmåte for å fjerne et kileelement som omfatter å eksponere et substrat av kileelementet for et borehullfluid for å bryte ned substratet.
KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE
[0004] Den følgende beskrivelsen må ikke oppfattes som begrensende på noen måte. Ved henvisning til de medfølgende tegningene har like elementer like henvisningstall:
[0005] Figur 1 er et perspektivriss av et kileelement i henhold til én utførelseform beskrevet her;
[0006] Figur 2 er et perspektivriss av et kileelement som omfatter kileelementet i figur 1 beskyttet av en støpning; og
[0007] Figur 3 er et perspektivriss av et kileelement i henhold til en annen utførelseform beskrevet her.
DETALJERT BESKRIVELSE
[0008] Her presenteres en detaljert beskrivelse av én eller flere utførelsesformer av oppfinnelsens anordning og framgangsmåte ved hjelp av eksemplifisering og ikke begrensning ved henvisning til figurene.
[0009] En utførelsesform av et kileelement 10 vises i figur 1. Kileelementet 10 omfatter en ytre overflate 12 på et substrat 14. En mengde tenner 16 er dannet på den ytre overflaten 12. Tennene 16 strekker seg fra kileelementet 10 for å bite inn i en vegg på en rørkonstruksjon, så som en brønnforing, slik at kileelementet 10 blir i stand til å forankre en streng, et verktøy, en borehullkomponent osv. på plass. For eksempel kan elementet eller en sammenstilling der elementet er installert (se figur 2), være kileformet for å gripe inn i en rørvegg som reaksjon på en belastning som påføres kileelementet eller -sammenstillingen.
[0010] I denne utførelsesformen er substratet 14 laget av et første materiale eller en kombinasjon av materialer som kan brytes ned ved eksponering for et fluid, mens den ytre overflaten 12 er laget av et andre materiale eller en kombinasjon av materialer som kan eller ikke kan brytes ned ved eksponering for fluidet, avhengig av utførelsesformen slik det er diskutert nærmere nedenfor. Det er meningen at «nedbrytelig» vil si at substratet 14 kan oppløses, svekkes, korroderes, fortæres eller fjernes på annen måte. Det må forstås at begrepet «brytes ned», i en hvilken som helst form, omfatter denne betydningen. Det nedbrytelige materialet som danner substratet 14 og/eller den ytre overflaten 12, kan være magnesium, aluminium, kontrollerte elektrolytiske metalliske materialer, eller andre materialer som kan brytes ned som reaksjon på et borehullfluid. Borehullfluidet kan være syre, vann, saltoppløsning eller andre fluider som er tilgjengelige eller kan leveres i borehullet. Kontrollerte elektrolytiske metalliske materialer, som beskrives nærmere nedenfor, er særlig fordelaktige fordi de i tillegg til å være kontrollert nedbrytelige har god styrke og seighet sammenliknet med andre nedbrytelige materialer. Videre kan substratet 14 være en kombinasjon av både nedbrytelige og ikke-nedbrytelige materialer som for eksempel kan brukes til å fastsette visse egenskaper hos substratet, så som styrke, seighet, nedbrytingshastighet osv.
[0011] I noen utførelsesformer kan den ytre overflaten 12 dannes av samme nedbrytelige materiale som substratet 14, et annet nedbrytelig materiale enn substratet 14, et ikke-nedbrytelig materiale, et komposittmateriale eller en sammensetning som omfatter et ikke-nedbrytelig materiale og det nedbrytelige materialet i substratet 14 eller et annet nedbrytelig materiale osv.
[0012] I utførelsesformer der den ytre overflaten 12 er dannet av et annet materiale enn substratet 14, kan et gradert lag 18 være tatt med mellom den ytre overflaten 12 og substratet 14. Det graderte laget 18 er f.eks. et funksjonelt gradert materiallag som overgår fra det nedbrytelige materialet i substratet til en sammensetning som har en økende høy andel av materialet som danner den ytre overflaten 12. For eksempel kan det graderte laget 18 slutte ved den ytre overflaten 12 som en sammensetning av både det nedbrytelige materialet i substratet og noen andre nedbrytelige eller ikke-nedbrytelige materialer.
[0013] Alternativt til det ovenstående kan den ytre overflaten 12 være fullstendig dannet av et ikke-nedbrytelig materiale. I en annen utførelsesform er det intet gradert lag 18 med den ytre overflaten 12 i stedet dannet av samme materiale som substratet 14.1 en annen utførelsesform kan hele kileelementet 10 være dannet som et gradert lag, f.eks. funksjonelt gradert materiale.
[0014] Framgangsmåter for å danne funksjonelt graderte materialer er kjent teknikk og kan brukes til å danne det graderte laget 18. Disse framgangsmåtene omfatter å binde sammen lag som har ulike andeler materialer (f.eks. ulike andeler nedbrytelige og ikke-nedbrytelige materialer) ved hjelp av sintring og pressing, cladding, laser-3D-prototyping, diffusjonsslaglodding osv. Det må forstås at det graderte laget 18 kan være av en hvilken som helst ønsket tykkelse. For eksempel kan lasere brukes i claddingteknikker eller liknende for å binde et første materiale til et andre materiale med en mikroskopisk eller metallurgisk overgang eller gradert lag.
[0015] Kileelementets 10 evne til å forankre andre komponenter er i det minste delvis avhengig av den ytre overflatens 12 hardhet (dvs. tennenes 16 evne til å bite inn i en rørkonstruksjon). I utførelsesformer der den ytre overflaten 12 og substratet 14 dannes av ulike materialer, kan kileelementets 10 ytelse dermed forbedres ved å velge et materiale for den ytre overflaten 12 som har en hardhet som egner seg for å bite inn i en rørvegg (typisk et foringsrør av stål), som også kan freses osv. For eksempel kan den ytre overflaten være dannet i det minste delvis av en keramikk, et kermet, et karbid, et nitrid, en sammensetning av dette, eller et annet hardt materiale som er bundet til substratet 14.1 noen utførelsesformer kan selvfølgelig hardheten til materialet som danner substratet 14 være tilstrekkelig og brukelig som materiale for den ytre overflaten 12, eller substratets 14 hardhet kan økes ved en overflateherdingsbehandling eller annen modifisering for å danne den ytre overflaten 12.
[0016] Hastigheten som elementet 10 brytes ned ved grunnet eksponering for borehullfluidet, er proporsjonal med prosentdelen av det nedbrytelige materialet som er med i den eksponerte delen, sammensetningen av det nedbrytelige materialet i elementet 10 osv. Dermed kan den ytre overflaten 12 ordnes slik at den brytes relativt sakte ned, ved å velge et nedbrytelig materiale med en lav nedbrytningshastighet, og danne den ytre overflaten 12 som en kombinasjon av nedbrytelige og ikke-nedbrytelige materialer med en liten andel av nedbrytelig materiale osv. Eksponering for det riktige borehullfluidet kan dermed ordnes slik at det har liten eller ingen innvirkning på kileelementets 10 funksjon. I utførelsesformer som omfatter det graderte laget 18, kan nedbrytningshastigheten også innstilles slik at den øker etter som prosentdelen av nedbrytelig materiale øker, eller sammensetningen av materialet endres i eller nær substratet 14. På denne måten kan den ytre overflaten 12 og/eller det graderte laget 18 brukes som en tidsforsinkelsesmekanisme for å forsinke nedbrytningen av kileelementet 10. Det vil si at når kileelementet 10 eksponeres for borehullfluider ved normal bruk, vil det føre til en betydelig nedbrytning av kileelementet 10 bare etter en forhåndsbestemt tidsperiode. I noen utførelsesformer kan det derfor være fordelaktig å ta med et relativt tykt gradert lag 18 eller en ytre overflate 12 med relativt høy motstandsevne for å bremse ned kileelementets 10 nedbrytningshastighet.
[0017] I utførelsesformen i figur 2 omfatter en kilesammenstilling 20 kileelementet 10 anbrakt i en støpning 22, som er vist delvis gjennomsiktig. Støpningen 22 er med for å hjelpe til i installeringen av kileelementene 10 i en borehullsammenstilling, initielt beskytte kileelementets 10 nedbrytelige substrat 14 mot borehullfluidet osv. Sammenstillingen 20 kan installeres i et hvilket som helst egnet system, for eksempel som beskrevet i US patent nr. 6 167 963 (McMahan et al.), som i sin helhet er inkorporert her ved referanse. Videre kan kilesammenstillingen 20 brukes til andre formål enn en broplugg som beskrevet i McMahan et al., så som en pakker, whipstock, eller en hvilken som helst annen komponent som må forankres i et borehull. I tillegg kan støpningen 22 være et fiberglassforsterket fenolmateriale som beskrevet i McMahan et al., eller et hvilket som helst annet egnet materiale.
[0018] Støpningen 22 kan brekkes, knuses eller fjernes, for eksempel ved boring eller fresing, for å eksponere substratet 14 for det riktige fluidet. Særlig dersom støpningen 22 er laget av et fenolmateriale vil det være relativt enkelt å fjerne ved fresing. En slik bore- eller freseoperasjon kan settes i gang for å brekke, knuse eller fjerne støpningen 22 eller en del av denne, stanses slik at borehullfluidene kan bryte ned substratet 14 for å hindre unødig slitasje av freseutstyret, og settes i gang igjen for å fjerne eventuelt gjenværende ikke-nedbrytelig materiale. Alternativt kan frese- eller boreoperasjonen settes i gang samtidig med nedbrytningen av substratet 14, der eventuelle biter av elementet 10 som er igjen i borehullet, fortsetter å brytes ned, slik at de ikke må fiskes ut senere. I andre utførelsesformer kan støpningen 22 ha en passasje som kan åpnes ved styring av en hylse
eller annen ventilmekanisme for å utløse nedbrytning.
[0019] Også illustrert i figur 2 er en fluidkanal 24 inntatt i støpningen 22 og fylt, pakket eller blokkert med et nedbrytelig materiale 26, f. eks. i form av en plugg, blokkering osv. Materialet 26 brytes ned ved eksponering for et fluid, for å åpne kanalen 24 slik at fluidet kan nå og bryte ned substratmaterialet 14 uten frese- eller boreoperasjonen nevnt ovenfor. I utførelsesformer der overflaten 12 er ikke-nedbrytelig, kan dermed materialets 26 nedbrytningshastighet velges slik at det gir en tidsforsinkelsesfunksjon som beskrevet ovenfor, før fluidet når og bryter ned substratet 14. Selvfølgelig kan et hvilket som helst antall kanaler tas med i støpningen, og kanalen eller kanalene kan ta en hvilken som helst størrelse, form eller orientering i forhold til støpningen. I utførelsesformer der den ytre overflaten 12 er ikke-nedbrytelig, kan videre et område av den ytre overflaten 12 være nedbrytelig, noe som effektivt skaper en tidsforsinkelseskanal som fører til substratet 14.
[0020] Nedbrytning av substratet 14 kan utløses på andre måter. For eksempel kan den ytre overflaten 12 dannes som et belegg som er nedbrytelig ved eksponering for samme fluid, men ved en lavere hastighet (f. eks. en sammensetning av nedbrytelige og ikke-nedbrytelige materialer som diskutert ovenfor, et annet materiale som er i det minste delvis motstandsdyktig mot borehullfluidet osv.), ved eksponering for et annet fluid, ved en viss temperatur eller andre forhold som nås osv. Fluidkommunikasjon kan også aktiveres ved å styre en hylse eller en ventilmekanisme, mekanisk slipning eller fjerning av den ytre overflaten 12 eller støpningen 22, eller på andre mekaniske eller kjemiske måter. Belegg som danner den ytre overflaten 12 eller på annen måte tas med for å beskytte substratet 14, kan påføres ved galvanisering, plasma eller laserteknikker osv.
[0021] En annen måte å minimere materialmengden som etterlates nede i borehullet på, er foreslått i figur 3.1 utførelsesformen i figur 3 er et kileelement 28 vist vesentlig likt elementet 10, dvs. med en ytre overflate 30 og et nedbrytelig substrat 32. Kileelementet 28 har imidlertid en mengde biteelementer 34 anbrakt på den ytre overflaten 30 på hver tann 36. Biteelementene 34 kan være laget av et hardt materiale, så som et kermet, et karbid, et nitrid, en keramikk, et komposittmateriale, overflateherdelig metall osv., for å muliggjøre evnen til å bite ini i en rørvegg, selv om andre materialer kan brukes. I utførelsesformen i figur 3 tar elementene 34 formen av plater, selv om biteelementene 34 kan ha andre former eller byttes ut med andre elementer, f.eks. plater med L-tverrsnitt anbrakt i spissen på tennene 36, innsettbare knapper eller andre elementer osv. Se for eksempel US patent nr. 5 984 007 (Yuan et al.), som herved er inkorporert ved referanse. Ettersom biteelementene 34 tilveiebringer den påkrevde hardheten for å forankre kilen, er hardheten til det ikke-nedbrytelige materialet som danner den ytre overflaten 30, mindre viktig enn i utførelsesformene som er diskutert ovenfor. Med hensyn til denne utførelsesformen kan det dermed velges et bredere utvalg av materialer til den ytre overflaten 30 (og/eller substratet 32), inkludert de som kan ha vært uegnet for utførelsesformer der de måtte bite inn i en rørvegg. Hvis for eksempel den ytre overflaten 30 og substratet 32 er ulike materialer, kan den ytre overflaten 30 dannes som et materiale som har bedre bindeegenskaper med det nedbrytelige materialet i substratet 32. Materialet som danner den ytre overflaten 30, kan være ikke-nedbrytelig for borehullfluidet, fungere som et tidsforsinkelsesmateriale, være dannet som et belegg osv. I tillegg har elementene 34 en enklere geometri enn den ytre overflaten 30, og kan derfor produseres billigere og enkelt ut ifra en lang rekke harde materialer, inkludert de som har relativt dårlig produserbarhet.
[0022] Materialer som egner seg til formålet som nedbrytelige substrater som beskrevet her, er lette metalliske materialer med høy styrke. Eksempler på egnede materialer, f. eks. kontrollerte elektrolytiske metalliske materialer med høy styrke, og deres produksjonsmetoder, er gitt i US patent publikasjon nr. 2011/0135953 (Xu, et al.), som herved er inkorporert i sin helhet ved referanse. Disse lette, velgbart og kontrollerbart nedbrytelige materialene med høy styrke omfatter sintrede pulverkompakter med full tetthet dannet av belagte pulvermaterialer som omfatter ulike lette partikkelkjerner og kjernematerialer med ulike nanobelegg med ett eller flere lag. Disse pulverkompaktene er laget av belagte metallpulver som omfatter ulike elektrokjemisk-aktive (f. eks. som har relativt høyere standard oksideringspotensial), lette partikkelkjerner og kjernematerialer med høy styrke, så som elektrokjemisk aktive metaller, som spres inne i en cellulær nanomatrise dannet av de ulike metalliske nanobelegg-lagene av metalliske beleggmaterialer, og er særlig nyttige i borehullanvendelser. Egnede kjernematerialer omfatter elektrokjemisk aktive metaller med et standard oksideringspotensial større eller lik det hos Zn, inkludert Mg, Al, Mn eller Zn, eller legeringer eller kombinasjoner av dette. For eksempel kan tertiære Mg-Al-X-legeringer omfatte, etter vekt, opptil ca. 85 % Mg, opptil ca. 15 % Al og opptil ca. 5 % X, der X er et annet materiale. Kjernematerialet kan også omfatte en sjelden jordart, så som Sc, Y, La, Ce, Pr, Nd eller Er, eller en kombinasjon av sjeldne jordarter. I andre utførelsesformer kan materialene omfatte andre metaller som har et standard oksideringspotensial mindre enn det hos Zn. Egnede ikke-metalliske materialer omfatter også keramikker, glass (f. eks. hule glassmikrosfærer), karbon, metalliske oksider, nitrider, karbider eller en kombinasjon av dette. I én utførelsesform har den cellulære nanomatrisen en vesentlig uniform gjennomsnittlig tykkelse mellom spredte partikler på ca. 50 nm til ca. 5000 nm. I én utførelsesform er belegg-lagene dannet av Al, Ni, W eller AI2O3, eller kombinasjoner av dette. I én utførelsesform er belegget et flerlagsbelegg, for eksempel bestående av et første Al-lag, et AI2O3-lag, og et andre Al-lag. I noen utførelsesformer kan belegget ha en tykkelse på ca. 25 nm til ca. 2500 nm.
[0023] Disse pulverkompaktene tilveiebringer en unik og fordelaktig kombinasjon av mekaniske styrkeegenskaper, så som kompresjons- og skjærstyrke, lav tetthet og velgbare og kontrollerbare korrosjonsegenskaper, særlig rask og kontrollert oppløsning i ulike borehullfluider. Fluidene kan inneholde et hvilket som helst antall ioniske fluider eller høypolare fluider, så som de som inneholder ulike klorider. Eksempler omfatter fluider som omfatter kaliumklorid (KCI), hydrogenkloridsyre (HCI), kalsiumklorid (CaCb), kalsiumbromid (CaBr2) eller sinkbromid (ZnBr2). For eksempel kan partikkelkjernen og belegg-lagene i disse pulverne velges slik at de tilveiebringer sintrede pulverkompakter som egner seg til bruk som høystyrkeendrede materialer som har en kompresjonsstyrke og en skjærstyrke som kan sammenliknes med ulike andre endrede materialer, inkludert karbon, rustfritt og legeringsstål, men som også har en lav tetthet sammenliknet med ulike polymerer, elastomerer, porøse keramikker med lav tetthet, og komposittmaterialer.
[0024] Selv om oppfinnelsen er beskrevet med henvisning til en eksemplarisk utførelsesform eller utførelsesformer, vil fagpersonen forstå at det kan gjøres ulike endringer og settes inn ekvivalenter for elementer i den uten at det avviker fra oppfinnelsens omfang. Dessuten kan mange modifiseringer gjøres for å tilpasse en spesiell situasjon eller et spesielt materiale til oppfinnelsens lærdom uten at det avviker fra dens essensielle omfang. Det er derfor meningen at oppfinnelsen ikke skal være begrenset til den spesifikke utførelsesformen som beskrives som den best uttenkte måten å gjennomføre denne oppfinnelsen på, men at oppfinnelsen skal omfatte alle utførelsesformer som faller innenfor kravenes omfang. I tegningene og beskrivelsen er det også beskrevet eksemplariske utførelsesformer av oppfinnelsen, og selv om det kan være benyttet spesifikke termer, er de, såframt annet ikke er angitt, bare brukt i en generell og beskrivende mening, og ikke med tanke på begrensning, slik at oppfinnelsens omfang derfor ikke begrenses derved. Bruken av termene første, andre osv. betegner heller ikke noen viktighetsrekkefølge, det er heller slik at termene første, andre osv. benyttes for å skille ett element fra et annet. Videre betegner ikke bruken av termene en, et osv. noen begrensning i mengde, men betegner heller nærværet av minst ett av det nevnte objektet.

Claims (20)

1. Kileelement som omfatter: et substrat som i det minste delvis er dannet av et materiale som kan brytes ned ved eksponering for et fluid; og en ytre overflate anbrakt på substratet.
2. Kileelement i henhold til krav 1, der den ytre overflaten er dannet i det minste delvis av et annet materiale enn substratet.
3. Kileelement i henhold til krav 2, der et gradert lag er anbrakt mellom den ytre overflaten og substratet.
4. Kileelement i henhold til krav 2, der den ytre overflaten omfatter en sammensetning av nedbrytelige og ikke-nedbrytelige materialer når det gjelder fluidet, der sammensetningen har en langsommere nedbrytningsrate enn substratet.
5. Kileelement i henhold til krav 2, der den ytre overflaten består bare av et ikke-nedbrytelig materiale og isolerer substratet mot fluidet.
6. Kileelement i henhold til krav 2, der den ytre overflaten har større hardhet enn substratet.
7. Kileelement i henhold til krav 1, der substratet omfatter et kontrollert elektrolytisk metallisk materiale.
8. Kileelement i henhold til krav 2, der den ytre overflaten omfatter en keramikk, et karbid, et nitrid, et kermet, et overflateherdelig metall eller kombinasjoner som omfatter minst én av de foregående.
9. Kileelement i henhold til krav 1, som ytterligere omfatter minst ett biteelement som er anbrakt på eller strekker seg fra den ytre overflaten.
10. Kileelement i henhold til krav 9, der biteelementet er tilveiebrakt på minst én tann på kileelementet.
11. Kileelement i henhold til krav 1, der den ytre overflaten er dannet av et belegg.
12. Kilesammenstilling som omfatter kileelement i henhold til krav 1 anbrakt i en støpning.
13. Kilesammenstilling i henhold til krav 12, der støpningen er ikke-nedbrytelig i forhold til fluidet og isolerer substratet mot fluidet.
14. Kilesammenstilling i henhold til krav 13, der minst én kanal er dannet som strekker seg gjennom støpningen til substratet, der kanalen i det minste delvis er fylt med det nedbrytelige materialet.
15. Framgangsmåte for å fjerne et kileelement, som omfatter: å eksponere et substrat av kileelementet for et borehullfluid for å bryte ned substratet.
16. Framgangsmåte i henhold til krav 15, der kileelementet er anbrakt i en støpning, der støpningen er ikke-nedbrytelig ved eksponering for borehullfluid for å initielt isolere substratet fra borehullfluidet.
17. Framgangsmåte i henhold til krav 16, der det å eksponere substratet omfatter å frese eller bore støpningen.
18. Framgangsmåte i henhold til krav 15, der kileelementet omfatter en ytre overflate som er ikke-nedbrytelig ved eksponering for borehullfluidet.
19. Framgangsmåte i henhold til krav 15, der kileelementet omfatter et gradert lag anbrakt mellom en ytre overflate på kileelementet og substratet.
20. Framgangsmåte i henhold til krav 15, der en ytre overflate på kileelementets substrat omfatter en sammensetning av nedbrytelige og ikke-nedbrytelige materialer når det gjelder fluidet, og det å eksponere substratet omfatter å først bryte ned den ytre overflaten med borehullfluidet, der en nedbrytningsrate hos den ytre overflaten er langsommere enn hos substratet.
NO20131704A 2011-08-22 2012-08-03 Nedbrytelig kileelement og fremgangsmåte for å fjerne et kileelement NO345702B1 (no)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US13/214,779 US9027655B2 (en) 2011-08-22 2011-08-22 Degradable slip element
PCT/US2012/049441 WO2013028332A1 (en) 2011-08-22 2012-08-03 Degradable slip element

Publications (2)

Publication Number Publication Date
NO20131704A1 true NO20131704A1 (no) 2014-01-10
NO345702B1 NO345702B1 (no) 2021-06-21

Family

ID=47741974

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20131704A NO345702B1 (no) 2011-08-22 2012-08-03 Nedbrytelig kileelement og fremgangsmåte for å fjerne et kileelement

Country Status (6)

Country Link
US (1) US9027655B2 (no)
AU (1) AU2012299339B2 (no)
CA (1) CA2841996C (no)
GB (1) GB2510727B (no)
NO (1) NO345702B1 (no)
WO (1) WO2013028332A1 (no)

Families Citing this family (71)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9682425B2 (en) 2009-12-08 2017-06-20 Baker Hughes Incorporated Coated metallic powder and method of making the same
US9500061B2 (en) 2008-12-23 2016-11-22 Frazier Technologies, L.L.C. Downhole tools having non-toxic degradable elements and methods of using the same
US10240419B2 (en) 2009-12-08 2019-03-26 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Downhole flow inhibition tool and method of unplugging a seat
US9080098B2 (en) 2011-04-28 2015-07-14 Baker Hughes Incorporated Functionally gradient composite article
US8631876B2 (en) 2011-04-28 2014-01-21 Baker Hughes Incorporated Method of making and using a functionally gradient composite tool
US9139928B2 (en) 2011-06-17 2015-09-22 Baker Hughes Incorporated Corrodible downhole article and method of removing the article from downhole environment
US9707739B2 (en) 2011-07-22 2017-07-18 Baker Hughes Incorporated Intermetallic metallic composite, method of manufacture thereof and articles comprising the same
US9833838B2 (en) 2011-07-29 2017-12-05 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle
US9643250B2 (en) 2011-07-29 2017-05-09 Baker Hughes Incorporated Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle
US9033055B2 (en) 2011-08-17 2015-05-19 Baker Hughes Incorporated Selectively degradable passage restriction and method
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
US10337279B2 (en) 2014-04-02 2019-07-02 Magnum Oil Tools International, Ltd. Dissolvable downhole tools comprising both degradable polymer acid and degradable metal alloy elements
US10662732B2 (en) 2014-04-02 2020-05-26 Magnum Oil Tools International, Ltd. Split ring sealing assemblies
US9010416B2 (en) 2012-01-25 2015-04-21 Baker Hughes Incorporated Tubular anchoring system and a seat for use in the same
US9284803B2 (en) 2012-01-25 2016-03-15 Baker Hughes Incorporated One-way flowable anchoring system and method of treating and producing a well
US9309733B2 (en) 2012-01-25 2016-04-12 Baker Hughes Incorporated Tubular anchoring system and method
US9016363B2 (en) * 2012-05-08 2015-04-28 Baker Hughes Incorporated Disintegrable metal cone, process of making, and use of the same
US9605508B2 (en) 2012-05-08 2017-03-28 Baker Hughes Incorporated Disintegrable and conformable metallic seal, and method of making the same
NZ723911A (en) 2012-07-10 2017-09-29 Kemira Oyj Tagged scale inhibiting polymer compositions and methods of inhibiting scale formation
US9470060B2 (en) * 2012-09-06 2016-10-18 Weatherford Technology Holdings, Llc Standoff device for downhole tools using slip elements
US9085968B2 (en) 2012-12-06 2015-07-21 Baker Hughes Incorporated Expandable tubular and method of making same
US20180128073A1 (en) * 2016-11-08 2018-05-10 Magnum Oil Tools International, Ltd. Powder metal gripping elements for settable downhole tools having slips
US9816339B2 (en) 2013-09-03 2017-11-14 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Plug reception assembly and method of reducing restriction in a borehole
WO2015039111A1 (en) 2013-09-16 2015-03-19 Baker Hughes Incorporated Apparatus and methods for locating a particular location in a wellbore for performing a wellbore operation
US10465461B2 (en) 2013-09-16 2019-11-05 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Apparatus and methods setting a string at particular locations in a wellbore for performing a wellbore operation
US11167343B2 (en) 2014-02-21 2021-11-09 Terves, Llc Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools
US20170268088A1 (en) 2014-02-21 2017-09-21 Terves Inc. High Conductivity Magnesium Alloy
CA2936851A1 (en) 2014-02-21 2015-08-27 Terves, Inc. Fluid activated disintegrating metal system
US10689740B2 (en) 2014-04-18 2020-06-23 Terves, LLCq Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools
CA2936816A1 (en) 2014-02-21 2015-08-27 Terves, Inc. Manufacture of controlled rate dissolving materials
US9790762B2 (en) * 2014-02-28 2017-10-17 Exxonmobil Upstream Research Company Corrodible wellbore plugs and systems and methods including the same
CA2935508C (en) 2014-04-02 2020-06-09 W. Lynn Frazier Downhole plug having dissolvable metallic and dissolvable acid polymer elements
WO2015161171A1 (en) 2014-04-18 2015-10-22 Terves Inc. Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools
US9869160B2 (en) * 2014-06-02 2018-01-16 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Dissolvable sieve, particulate tolerant system and method of protecting a tool from particulate
NO3120944T3 (no) 2014-06-18 2018-10-20
MX2017000751A (es) 2014-08-14 2017-04-27 Halliburton Energy Services Inc Dispositivos de aislamiento de pozos degradables con velocidades de degradacion variadas.
US10526868B2 (en) 2014-08-14 2020-01-07 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable wellbore isolation devices with varying fabrication methods
GB2540918B (en) 2014-08-25 2020-12-09 Halliburton Energy Services Inc Coatings for a degradable wellbore isolation device
AU2014404415B2 (en) * 2014-08-28 2018-06-28 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable downhole tools comprising magnesium alloys
US10125568B2 (en) 2014-08-28 2018-11-13 Halliburton Energy Services, Inc. Subterranean formation operations using degradable wellbore isolation devices
GB2546011B (en) 2014-08-28 2021-03-24 Halliburton Energy Services Inc Degradable wellbore isolation devices with large flow areas
MX2017001309A (es) 2014-08-28 2017-04-27 Halliburton Energy Services Inc Herramientas del interior del pozo degradables en agua dulce que comprenden aleaciones de aluminio y magnesio.
US11613688B2 (en) 2014-08-28 2023-03-28 Halliburton Energy Sevices, Inc. Wellbore isolation devices with degradable non-metallic components
US9970249B2 (en) 2014-12-05 2018-05-15 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Degradable anchor device with granular material
US9835016B2 (en) * 2014-12-05 2017-12-05 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method and apparatus to deliver a reagent to a downhole device
US9910026B2 (en) 2015-01-21 2018-03-06 Baker Hughes, A Ge Company, Llc High temperature tracers for downhole detection of produced water
US10378303B2 (en) 2015-03-05 2019-08-13 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Downhole tool and method of forming the same
US10221637B2 (en) 2015-08-11 2019-03-05 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Methods of manufacturing dissolvable tools via liquid-solid state molding
US10989015B2 (en) * 2015-09-23 2021-04-27 Schlumberger Technology Corporation Degradable grip
US10016810B2 (en) 2015-12-14 2018-07-10 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Methods of manufacturing degradable tools using a galvanic carrier and tools manufactured thereof
US10677015B2 (en) 2015-12-29 2020-06-09 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore isolation devices with slip bands and wear bands having modified surfaces
US20170314103A1 (en) * 2016-05-02 2017-11-02 Schlumberger Technology Corporation Degradable carbide grip
US20170314102A1 (en) * 2016-05-02 2017-11-02 Schlumberger Technology Corporation Multiple portion grip
US10435554B2 (en) 2016-09-20 2019-10-08 Schlumberger Technology Corporation Degradable polymer and fiber components
US10683718B2 (en) 2016-11-15 2020-06-16 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Downhole tools having easily removable inserts
US10677008B2 (en) * 2017-03-01 2020-06-09 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Downhole tools and methods of controllably disintegrating the tools
CA3012511A1 (en) 2017-07-27 2019-01-27 Terves Inc. Degradable metal matrix composite
AU2018411293B2 (en) * 2018-02-27 2023-08-17 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole check valve assembly with a ratchet mechanism
GB2590825B (en) * 2018-09-14 2022-09-07 Halliburton Energy Services Inc Degradable window for multilateral junction
US11434717B2 (en) 2018-10-26 2022-09-06 Solgix, Inc Method and apparatus for providing a plug with a deformable expandable continuous ring creating a fluid barrier
US11306559B2 (en) 2019-11-12 2022-04-19 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Degradable anchoring device with gavanic corrosion resistant component interface
US11230903B2 (en) 2020-02-05 2022-01-25 Weatherford Technology Holdings, Llc Downhole tool having low density slip inserts
US12312907B2 (en) 2021-03-11 2025-05-27 Robert Jacob Method and apparatus for a plug with a retractable pivoting mechanism for untethered object
US11761297B2 (en) 2021-03-11 2023-09-19 Solgix, Inc Methods and apparatus for providing a plug activated by cup and untethered object
US12366135B2 (en) 2021-03-11 2025-07-22 Robert Jacob Method and apparatus for a plug including a radial and collapsible gap within the continuous expandable sealing ring
US12247458B2 (en) 2021-03-11 2025-03-11 Robert Jacob Method and apparatus for providing a ball-in-place plug activated by cup and internal continuous expansion mechanism
US11608704B2 (en) 2021-04-26 2023-03-21 Solgix, Inc Method and apparatus for a joint-locking plug
US12345122B2 (en) 2021-04-26 2025-07-01 Robert Jacob Method and apparatus for fluid-activated shifting tool to actuate a plug assembly

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6167963B1 (en) * 1998-05-08 2001-01-02 Baker Hughes Incorporated Removable non-metallic bridge plug or packer
US20110048743A1 (en) * 2004-05-28 2011-03-03 Schlumberger Technology Corporation Dissolvable bridge plug

Family Cites Families (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5984007A (en) 1998-01-09 1999-11-16 Halliburton Energy Services, Inc. Chip resistant buttons for downhole tools having slip elements
US7168494B2 (en) 2004-03-18 2007-01-30 Halliburton Energy Services, Inc. Dissolvable downhole tools
US20070284097A1 (en) 2006-06-08 2007-12-13 Halliburton Energy Services, Inc. Consumable downhole tools
CA2639342C (en) 2007-09-07 2016-05-31 W. Lynn Frazier Degradable downhole check valve
US8528633B2 (en) * 2009-12-08 2013-09-10 Baker Hughes Incorporated Dissolvable tool and method
US8695714B2 (en) * 2011-05-19 2014-04-15 Baker Hughes Incorporated Easy drill slip with degradable materials

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6167963B1 (en) * 1998-05-08 2001-01-02 Baker Hughes Incorporated Removable non-metallic bridge plug or packer
US20110048743A1 (en) * 2004-05-28 2011-03-03 Schlumberger Technology Corporation Dissolvable bridge plug

Also Published As

Publication number Publication date
GB2510727A (en) 2014-08-13
AU2012299339B2 (en) 2016-05-26
AU2012299339A1 (en) 2014-01-16
GB2510727B (en) 2018-09-19
WO2013028332A1 (en) 2013-02-28
CA2841996A1 (en) 2013-02-28
NO345702B1 (no) 2021-06-21
US9027655B2 (en) 2015-05-12
GB201404813D0 (en) 2014-04-30
US20130048305A1 (en) 2013-02-28
CA2841996C (en) 2016-11-29

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO20131704A1 (no) Nedbrytelig kileelement og fremgangsmåte for å fjerne et kileelement
EP2946064B1 (en) Degradable ball sealer
AU2014404418B2 (en) Degradable wellbore isolation devices with large flow areas
US10576544B2 (en) Methods of forming triggering elements for expandable apparatus for use in subterranean boreholes
US9833838B2 (en) Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle
US9789663B2 (en) Degradable metal composites, methods of manufacture, and uses thereof
US8789610B2 (en) Methods of casing a wellbore with corrodable boring shoes
EP2542754B1 (en) Flow control arrangement and method
US20180238133A1 (en) Sharp and erosion resistance degradable material for slip buttons and sliding sleeve baffles
US10683718B2 (en) Downhole tools having easily removable inserts
AU2012259072A1 (en) Formation treatment system and method
CN107849907A (zh) 顶部坐放的可降解的井筒隔离装置
WO2016064491A1 (en) Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle

Legal Events

Date Code Title Description
CHAD Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften)

Owner name: BAKER HUGHES HOLDINGS LLC, US