[go: up one dir, main page]

NO20131317A1 - Sammensatt artikkel med funksjonell gradient - Google Patents

Sammensatt artikkel med funksjonell gradient Download PDF

Info

Publication number
NO20131317A1
NO20131317A1 NO20131317A NO20131317A NO20131317A1 NO 20131317 A1 NO20131317 A1 NO 20131317A1 NO 20131317 A NO20131317 A NO 20131317A NO 20131317 A NO20131317 A NO 20131317A NO 20131317 A1 NO20131317 A1 NO 20131317A1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
gradient
core element
corrodible
article according
core
Prior art date
Application number
NO20131317A
Other languages
English (en)
Other versions
NO346719B1 (no
Inventor
Michael H Johnson
Zhiyue 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 NO20131317A1 publication Critical patent/NO20131317A1/no
Publication of NO346719B1 publication Critical patent/NO346719B1/no

Links

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/80Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
    • C09K8/805Coated proppants
    • 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
    • E21B41/00Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
    • 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
    • E21B2200/00Special features related to earth drilling for obtaining oil, gas or water
    • E21B2200/08Down-hole devices using materials which decompose under well-bore conditions
    • YGENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10TTECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
    • Y10T428/00Stock material or miscellaneous articles
    • Y10T428/24Structurally defined web or sheet [e.g., overall dimension, etc.]
    • Y10T428/24942Structurally defined web or sheet [e.g., overall dimension, etc.] including components having same physical characteristic in differing degree
    • YGENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10TTECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
    • Y10T428/00Stock material or miscellaneous articles
    • Y10T428/24Structurally defined web or sheet [e.g., overall dimension, etc.]
    • Y10T428/24942Structurally defined web or sheet [e.g., overall dimension, etc.] including components having same physical characteristic in differing degree
    • Y10T428/24992Density or compression of components

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geology (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Powder Metallurgy (AREA)
  • Molds, Cores, And Manufacturing Methods Thereof (AREA)
  • Laminated Bodies (AREA)
  • Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
  • Sealing Material Composition (AREA)
  • Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)

Abstract

Det beskrives en sammensatt borehullartikkel. Artikkelen er selektivt korroderbar I et borehullfluld. Artikkelen omfatter minst ett korroderbart kjerneelement som omfatter et første materiale som er korroderbart i et borehullfluld ved en første korrosjonshastighet. Artikkelen omfatter også minst ett ytre element som er anbrakt på kjerneelementet og omfatter et andre materiale som er korroderbart i borehullfluidet ved en andre korrosjonshastighet, der det korroderbare kjerneelementet har en sammensetnlngsgradlent eller en tetthetsgradient, eller en kombinasjon av dette, og der den første korrosjonshastigheten er vesentlig større enn den andre korrosjonshastigheten.

Description

SAMMENSATT ARTIKKEL MED FUNKSJONELL GRADIENT
KRYSSREFERANSE TIL RELATERTE PATENTSØKNADER
[0001] Denne søknaden krever fordelen av US patentsøknad nr. 13/096 413, inngitt 28. april 2011, som er inkorporert her i sin helhet ved referanse.
[0002] Denne søknaden inneholder emne relatert til emnet i sideløpende patentsøknad med Attorney Docket Number WBI4-51865-US inngitt samme dato som denne søknaden; som er overdratt til samme patenthaver som denne søknaden, Baker Hughes Incorporated i Houston, Texas, og inkorporert her i sin helhet ved referanse.
BAKGRUNN
[0003] Borehulloperasjoner med boring, komplettering og produksjon benytter ofte borehullkomponenter eller -verktøy som på grunn av sin funksjon bare trenger å ha begrenset levetid og må fjernes fra eller disponeres i borehullet for å gjenopprette den opprinnelige størrelsen på fluidveien som skal brukes, inkludert hydrokarbonproduksjon, CO2-sekvestrering osv. Disponering av komponenter eller verktøy er konvensjonelt blitt utført ved å frese eller bore komponenten eller verktøyet ut av borehullet, som generelt er tidskrevende og dyre operasjoner.
[0004] Det er blitt foreslått å fjerne komponenter eller verktøy ved å oppløse nedbrytelige polylaktiske polymerer ved hjelp av ulike borehullfluider. Disse polymerene har imidlertid generelt ikke den mekaniske styrken, bruddstyrken og andre mekaniske egenskaper som trengs for å utføre funksjonene til borehullkomponenter eller -verktøy over det operative temperaturområdet i borehullet, og derfor har anvendelsen av dem vært begrenset.
[0005] Det er blitt foreslått andre nedbrytelige materialer, inkludert visse nedbrytelige metallegeringer dannet fra visse reaktive metaller i en større del, så som aluminum, sammen med andre legeringsbestanddeler i en mindre del, så som gallium, indium, vismut, tinn og blandinger og kombinasjoner av dette, og uten å ekskludere visse sekundære legeringselementer, så som sink, kobber, sølv, kadmium, bly, og blandinger og kombinasjoner av dette. Disse materialene kan dannes ved å smelte pulver av bestanddelene og deretter størkne smeiten slik at den danner legeringen, eller ved hjelp av pulvermetallurgi ved å presse, kompaktere, sintre og liknende en pulverblanding av et reaktivt metall og andre legeringsbestanddeler i de nevnte mengdene. Disse materialene kan omfatte mange kombinasjoner som benytter tungmetaller, så som bly, kadmium og liknende som ikke er egnet for utslipp i miljøet i sammenheng med nedbrytingen av materialet. Dannelsen kan også involvere ulike smeltefenomener som fører til legeringsstrukturer som er diktert av faselikevekten og størkningsegenskapene til de respektive lengeringsbestanddelene, og som kanskje ikke fører til optimale eller ønskelige mikrostrukturer, mekaniske egenskaper eller oppløsingsegenskaper hos legeringene.
[0006] Derfor er det svært ønskelig å utvikle materialer som kan brukes til å danne borehullartikler, så som komponenter og verktøy, som har de mekaniske egenskapene som trengs for å utføre deres tiltenkte funksjon og deretter bli fjernet fra borehullet ved kontrollert oppløsning ved hjelp av borehullfluider.
SAMMENDRAG
[0007] I en eksemplarisk utførelsesform beskrives en sammensatt borehullartikkel. Artikkelen er selektivt korroderbar i et borehullfluid. Artikkelen omfatter minst ett korroderbart kjerneelement som omfatter et første materiale som er korroderbart i et borehullfluid ved en første korrosjonshastighet. Artikkelen omfatter også minst ett ytre element som er anbrakt på kjerneelementet og omfatter et andre materiale som er korroderbart i borehullfluidet ved en andre korrosjonshastighet, der det korroderbare kjerneelementet har en sammensetningsgradient eller en tetthetsgradient, eller en kombinasjon av dette, og der den første korrosjonshastigheten er vesentlig større enn den andre korrosjonshastigheten.
[0008] I en annen eksemplarisk utførelsesform beskrives en annen sammensatt borehullartikkel. Artikkelen er også selektivt korroderbar i et borehullfluid. Artikkelen omfatter minst ett kjerneelement som omfatter et første materiale som er korroderbart i et borehullfluid ved en første korrosjonshastighet. Artikkelen omfatter også minst ett ytre element som er anbrakt på kjerneelementet og omfatter et andre materiale som er korroderbart i borehullfluidet ved en andre korrosjonshastighet, der det korroderbare ytre elementet har en sammensetningsgradient eller en tetthetsgradient, eller en kombinasjon av dette, og der den andre korrosjonshastigheten er vesentlig større enn den første korrosj onshastigheten.
KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE
[0009] Det henvises nå til tegningene, der like elementer har like henvisningstall i de ulike figurene:
[0010] Fig. 1 er et tverrsnittriss av en eksemplarisk utførelsesform av en borehullartikkel som her beskrevet;
[0011] Fig. 2 er et tverrsnittriss av seksjon 2 i fig. 1 som illustrerer en utførelsesform av en gradientdel som her beskrevet;
[0012] Fig. 3 er et tverrsnittriss av en annen utførelsesform av en gradientdel som her beskrevet;
[0013] Fig. 4 er et tverrsnittriss av en andre eksemplarisk utførelsesform av en borehullartikkel som her beskrevet;
[0014] Fig. 5 er et tverrsnittriss av en tredje eksemplarisk utførelsesform av en borehullartikkel som her beskrevet;
[0015] Fig. 6 er et tverrsnittriss av en fjerde eksemplarisk utførelsesform av en borehullartikkel som her beskrevet;
[0016] Fig. 7 er et tverrsnittriss av en femte eksemplarisk utførelsesform av en borehullartikkel som her beskrevet;
[0017] Fig. 8 er et tverrsnittriss av en sjette eksemplarisk utførelsesform av en borehullartikkel som her beskrevet;
[0018] Fig. 9 er et tverrsnittriss av en sjuende eksemplarisk utførelsesform av en borehullartikkel som her beskrevet;
[0019] Fig. 10 er et tverrsnittriss av en åttende eksemplarisk utførelsesform av en borehullartikkel som her beskrevet;
[0020] Fig. 11 er et tverrsnittriss av en niende eksemplarisk utførelsesform av en borehullartikkel som her beskrevet;
[0021] Fig. 12 er et tverrsnittriss av en tiende eksemplarisk utførelsesform av en borehullartikkel som her beskrevet;
[0022] Fig. 13 er et flytskjema over en framgangsmåte for å lage en borehullartikkel som her beskrevet;
[0023] Fig. 14 er et flytskjema over en andre framgangsmåte for å lage en borehullartikkel som her beskrevet;
[0024] Fig. 15 er et flytskjema over en framgangsmåte for å bruke en borehullartikkel som her beskrevet;
[0025] Fig. 16 er et tverrsnittriss av et belagt metallisk pulver brukt til å lage et sammensatt nanomatrisepulverkompakt som her beskrevet;
[0026] Fig. 17 er et tverrsnittriss av et sammensatt nanomatrisepulverkompakt som her beskrevet; og
[0027] Fig. 18 er et tverrsnittriss av et prekursorisk sammensatt nanomatrisepulverkompakt som her beskrevet; og
DETALJERT BESKRIVELSE
[0028] Med henvisning til fig. 1-12 beskrives en sammensatt borehullartikkel 10. Den sammensatte borehullartikkelen 10 kan omfatte hvilke som helst av ulike borehullverktøyer og -komponenter. Disse borehullverktøyene og -komponentene kan omfatte ulike avlederkuler 12, kuleseter 14, plugger 16, pluggseter 18, skiver 20, piler 21, hylser 22, rørseksjoner 23 og liknende. Den sammensatte borehullartikkelen 10 er selektivt korroderbar i et forhåndsbestemt borehullfluid 24. De sammensatte borehullartiklene 10 kan fjernes selektivt ved hjelp av det forhåndsbestemte borehullfluidet 24. Alternativt kan de omkonfigureres fra én form til en annen form eller én størrelse til en annen størrelse ved hjelp av det forhåndsbestemte borehullfluidet 24 for å selektivt korrodere en del av artikkelen 10. Kombinasjoner av disse trekkene er også mulig, som for eksempel å omkonfigurere artikkelen fra én form til en annen form eller én størrelse til en annen størrelse etterfulgt av å fjerne artikkelen 10 fra borehullet ved hjelp av det forhåndsbestemte borehullfluidet 24, eller en kombinasjon av forhåndsbestemte borehullfluider 24. De sammensatte borehullartiklene 10 som er beskrevet her, omfatter et sammensatt materiale med funksjonell gradient, som omfatter en raskt korroderbar metallisk del 26 og en mer korrosjonsresistent del 28 som er korroderbar ved en mye langsommere hastighet i det forhåndsbestemte borehullfluidet 24.1 visse utførelsesformer kan den sammensatte borehullartikkelen 10 omfatte et seigt, selektivt og raskt korroderbart metallisk kjerneelement 30 eller substrat som omfatter et første materiale 32 som omfatter den korroderbare metalldelen 26 og som er beskyttet av hardt og korrosjonsresistent ytre element 40 som omfatter et andre materiale 42 som omfatter den mer korrosjonsresistente delen 28.1 andre utførelsesformer kan arrangemtet snus, og den sammensatte borehullartikkelen 10 kan omfatte et seigt, selektivt og raskt korroderbart metallisk ytre element 50 eller substrat som omfatter et første materiale 32 som omfatter den korroderbare metalldelen 26 som omfatter et hardt og korrosjonsresistent kjerneelement 60 som omfatter et andre materiale 42 som omfatter den mer korrosjonsresistente delen 28. Den korroderbare metalliske delen 26 kan omfatte en funksjonell gradientdel 70 som omfatter et funksjonell gradientmateriale 70 anbrakt mellom det første materialet 32 hos korroderbar metallisk del 26 og det andre materialet 42 hos mer korrosjonsresistente del 28. En slik struktur gjør at verktøyet kan motstå korrosjon under bruk av artikkelen, så som verktøy operasjon, samtidig som det er mulig med rask omkonfigurering eller fjerning når kjernematerialet eksponeres for det forhåndsbestemte borehullfluidet. Gradientdelen 70 kan for eksempel brukes til å tilveiebringe en mikrostrukturen overgang mellom det første materialet 32 og det andre materialet 42, ettersom disse materialene kan ha vesentlig ulike metallurgiske og mekaniske egenskaper. Den korroderbare metalliske delen 26 kan dannes av et sammensatt nanomatrisemateriale som her beskrevet. Den relativt mer korrosjonsresistente delen 28 kan dannes av et hvilket som helst egnet materiale som er mer korrosjonsresistent enn den korroderbare metalliske delen 26, fortrinnsvis vesentlig mer korrosjonsresistent, og kan mer spesielt omfatte materialer som oppviser høy hardhet og slitasjestyrke, for eksempel.
[0029] Med henvisning til fig. 1 omfatter den sammensatte borehullartikkelen i en eksemplarisk utførelsesform minst ett korroderbart kjerneelement 30 som omfatter et første materiale 32 som er korroderbart i et borehullfluid ved en første korrosjonshastighet. Den sammensatte borehullartikkelen 10 omfatter også minst ett ytre element 40 som er anbrakt på kjerneelementet 30 og omfatter et andre materiale 42 som er korroderbart i borehullfluidet ved en andre korrosjonshastighet, der det korroderbare kjerneelementet 30 har en gradientdel 70 som omfatter en sammensetningsgradient eller en tetthetsgradient, eller en kombinasjon av dette, og der den første korrosjonshastigheten er vesentlig større enn den andre korrosj onshastigheten.
[0030] Det ytre elementet 40 kan ha en hvilken som helst egnet form eller tykkelse. I én utførelsesform omfatter det ytre elementet 40 et lag som er anbrakt på kjerneelementet 30 ved direkte deponering av det andre materialet 42 på en ytre del eller overflate 36 av gradientdelen 70 av kjerneelementet 30, eller alternativt på en ytre del eller overflate av en separat dannet gradientdel 70 som er anbrakt på kjerneelementet 30. Ulike deponeringsmetoder kan anvendes, så som overtrekking, påspruting og andre deponeringsteknikker med tynn film, cladding, kompaktering av et pulver, termisk sprøyting, eller laserfusjon av et pulver som her beskrevet. Det ytre elementet 40 kan også dannes som et separat element og festes til den ytre delen 36 av kjerneelementet 30 ved hjelp av en hvilken som helst egnet festemetode, inkludert de som er beskrevet her. For eksempel kan det ytre elementet 40 dannes som et pulverkompakt, inkludert som et nanomatrisepulver som her beskrevet, og deretter festes til den ytre delen av kjerneelementet 30 ved hjelp av en egnet festemetode. Egnede festemetoder omfatter isostatisk pressing, diffusjonsbinding, termisk forming, sveising, slaglodding, klebemidler og liknende. Det ytre elementet 40 kan også dannes i én eller flere deler eller seksjoner som festes til hverandre slik at de omfatter kjerneelementet 30, enten med eller uten direkte festing til kjerneelementet 30.1 en eksemplarisk utførelsesform kan ytre element 40 være dannet som to tynne halvkuler som kan plasseres rundt et vesentlig sfærisk kjerneelement 30 slik at halvkulene 33 presser mot kjerneelementet 40, etterfulgt av for eksempel å sammenføye halvkulene med en skjøt, så som en sveiseskjøt 35, rundt deres tilstøtende periferier, slik at kjerneelementet 30 omfattes. Det ytre elementet 40 kan ha en hvilken som helst egnet tykkelse nødvendig for å utføre borehulloperasjonen eller - operasjonene til artikkelen 10 det er tilknyttet. I en eksemplarisk utførelsesform omfatter det ytre elementet 40 et relativt tynt lag anbrakt på kjerneelementet 30, og kan mer spesielt ha en tykkelse på opptil rundt 10 mm, og mer spesielt rundt 1 mm til rundt 5 mm, og enda mer spesielt rundt 0,1 mm til rundt 2 mm. Det ytre elementet kan også omfatte en deponert tynn film, og kan ha en tykkelse som er 500 mikrometer eller mindre, og mer spesielt 100 mikrometer eller mindre, og enda mer spesielt 10 mikrometer eller mindre.
[0031] I visse utførelsesformer kan kjerneelementet 30 omsluttes fullstendig eller delvis av det ytre elementet 40, så som eksempler der det ytre elementet 40 omfatter et ytre lag som fullstendig eller delvis omslutter kjerneelementet 30.1 andre utførelsesformer kan det ytre elementet 40 bare påføres på en del eller deler av kjerneelementet 30, så som de som er eksponert for borehullfluidet 24.1 én utførelsesform omfatter artikkelen 10 en vesentlig sfærisk avlederkule 12 som illustrert i fig. 1. Det korroderbare kjerneelementet 30 er vesentlig sfærisk og det ytre elementet 40 er et vesentlig sfærisk lag anbrakt på kjerneelementet som illustrert i fig. 1 med gradientdelen 70 anbrakt mellom dem. I en annen utførelsesform omfatter artikkelen 10 en sylindrisk plugg 16 som illustrert i fig. 4. Det korroderbare kjerneelementet 30 er vesentlig sylindrisk og det ytre elementet 40 omfatter et omsluttende lag anbrakt på kjerneelementet 30.1 enda en utførelsesform omfatter artikkelen 10 en hul sylindrisk hylse 22 som illustrert i fig. 5. Kjerneelementet 30 omfatter en hul hylse anbrakt rundt en langsgående akse, og det ytre elementet 40 omfatter et lag anbrakt på kjerneelementet 30 og gradientdel 70. Hylsen 22 kan også omfatte et sete på én eller begge ender, så som et konisk kulesete 14, eller et pluggsete 18 som illustrert i fig. 7.1 enda en utførelsesform kan artikkelen 10 omfatte en sylindrisk skive 20 som illustrert i fig. 6. Kjerneelementet 30 omfatter en sylindrisk skive, og det ytre elementet 40 omfatter et lag anbrakt på kjerneelementet 30 og gradientdel 70.1 en annen utførelsesform kan artikkelen 10 omfatte en pil 21 som omfatter en sylindrisk skivedel 27 og en frustokonisk haledel 29 som illustrert i fig. 8. Den frustokoniske haledelen 29 kan omfatte en mengde koniske finner 31 som er radialt spredt rundt lengdeaksen 33. Kjerneelementet 30 omfatter en sylindrisk skive, og det ytre elementet 40 omfatter et lag anbrakt på kjerneelementet 30 og gradientdel 70.1 enda en utførelsesform kan artikkelen 10 omfatte en sylindrisk rørseksjon 23, så som kan brukes til å danne en seksjon av et borehullforingsrør som illustrert i fig. 9. Den vanlige fagpersonen vil innse at borehullverktøy eller -komponenter som omfatter artikkelens 10 former beskrevet ovenfor, kan brukes i ulike bore-, kompletterings- og produksjonsoperasjoner, og disse formene kan også omfatte ulike trekk 25 inkorporert deri, så som ulike hull, spor, skuldre, riller, ribber og liknende som illustrert i fig. 9 i sammenheng med en rørseksjon 23. Disse formene kan også nøstes inni hverandre, slik at en mengde sfæriske kuler eller sylindre eller hylser som beskrevet ovenfor kan nøstes inni hverandre og ha progressivt større eller mindre størrelser. Artiklene 10 som her beskrevet med ulike former nevnt her kan også nøstes inni hverandre, så som en mindre kule 12 nøstet inni en større kule 12 som illustrert i fig. 11, og en mindre kule 12 nøstet inni en større plugg 16 som illustrert i fig. 12, eller omvendt.
[0032] Det korroderbare kjerneelementet 30 omfatter et selektivt korroderbart første materiale 32. Det første materialet 32 kan omfatte et metallisk materiale som kan selektivt og raskt kooroderes av det forhåndsbestemte borehullfluidet. Mer spesielt kan det selektivt korroderbare metalliske materialet omfatte ulike sammensatte metalliske nanomatrisematerialer som beskrevet i allment eide sideløpende US patentsøknader: 12/633 682 inngitt 8. desember 2009 og 12/913 310 inngitt 27. oktober 2010, som her er inkorporert i sin helhet ved referanse. Med henvisning til fig. 16 kan de sammensatte nanomatrisekompaktene dannes av et metallisk pulver 110 som omfatter en mengde metalliske, belagte pulverpartikler 112. Pulverpartiklene 112 kan dannes for å tilveiebringe et pulver 110, inkludert frittstrømmende pulver, som kan helles eller på annen måte anbringes i alle typer former (ikke vist) med alle typer former og størrelser, og som kan brukes til å forme prekursoriske pulverkompakter 100 (fig. 19) og pulverkompakter 200 (fig. 18) som her beskrevet, som kan brukes som eller til bruk i produksjon av ulike produksjonsartikler, inkludert ulike borehullverktøyer og -komponenter.
[0033] Hver av de metalliske, belagte pulverpartiklene 112 av pulver 10 omfatter en partikkelkjerne 114 og et metallisk belegg 116 anbrakt på partikkelkjernen 114. Partikkelkjernen 114 omfatter et kjernemateriale 118. Kjernematerialet 118 kan omfatte et hvilket som helst egnet materiale for å danne partikkelkjernen 114 som tilveiebringer pulverpartikkel 112 som kan sintres slik at den danner et lett, svært sterkt pulverkompakt 200 med valgbare og styrbare oppløsnings egenskaper. I én utførelsesform omfatter egnede kjernematerialer elektrokjemisk aktive metaller med et standard oksideringspotensial større eller lik det hos Zn, og i en annen utførelsesform omfatter de Mg, Al, Mn, Fe eller Zn, eller legeringer av disse metallene, eller en kombinasjon av dette. Kjernemateriale 118 kan også omfatte andre metaller som er mindre elektrokjemisk aktive enn Zn, eller ikke-metalliske materialer, eller en kombinasjon av dette. Egnede ikke-metalliske materialer omfatter keramikk, kompositter, glass eller karbon, eller en kombinasjon av dette. Kjernemateriale 118 kan velges slik at det tilveiebringer en høy oppløsningshastighet i et forhåndsbestemt borehullfluid, men kan også velges slik at det tilveiebringer en relativt lav oppløsningshastighet, inkludert null oppløsning, der oppløsning av nanomatrisematerialet får partikkelkjernen 114 til å undermineres raskt og frigjøres fra partikkelkompaktet ved grenseflaten mot borehullfluidet, slik at den effektive oppløsningshastigheten til partikkelkompakter laget ved hjelp av partikkelkjerner 114 av disse kjernematerialene 118 er høy, selv om selve kjernematerialet 118 kan ha en lav oppløsningshastighet, inkludert kjernematerialene 120 som kan være vesentlig uløselige i borehullfluidet.
[0034] Hver av de metalliske, belagte pulverpartiklene 112 av pulver 110 omfatter også et metallisk belegg 116 som er anbrakt på partikkelkjernen 114. Metallisk belegg 116 omfatter et metallisk beleggingsmateriale 120. Metallisk beleggingsmateriale 120 gir pulverpartiklene 112 og pulver 110 sin metalliske natur. Metallisk belegg 116 er et belegg på nanoskala. I en eksemplarisk utførelsesform kan metallisk belegg 116 ha en tykkelse på rundt 25 nm til rundt 2500 nm. Tykkelsen av metallisk belegg 116 kan variere over overflaten av partikkelkjerne 114, men vil fortrinnsvis ha en vesentlig uniform tykkelse over overflaten av partikkelkjerne 114. Metallisk belegg 116 kan omfatte et enkelt lag eller en mengde lag som en beleggstruktur i flere lag. Metallisk beleggingsmateriale 120 kan omfatte et hvilket som helst egnet metallisk beleggingsmateriale 120 som tilveiebringer en sintrebar ytre overflate 121 som er konfigurert til å sintres til en tilstøtende pulverpartikkel 112 som også har et metallisk belegg 116 og en sintrebar ytre overflate 121.1 en eksemplarisk utførelsesform av et pulver 110 omfatter partikkelkjerne 114 Mg, Al, Mn, Fe eller Zn, eller legeringer av dette, eller en kombinasjon av dette, som kjernemateriale 118, og kan mer spesielt omfatte rent Mg og Mg-legeringer, og metallisk belegg 116 omfatter Al, Zn, Mn, Mg, Mo, W, Cu, Fe, Si, Ca, Co, Ta, Re eller Ni, eller legeringer av dette, eller et oksid, nitrid eller et karbid av dette, eller en kombinasjon av hvilke som helst av de ovennevnte materialene som beleggingsmateriale 120. Pulver 110 kan også omfatte et ytterligere eller andre pulver 30 spredt i mengden pulverpartikler 112, som illustrert i fig. 16.1 en eksemplarisk utførelsesform omfatter det andre pulveret 130 en mengde andre pulverpartikler 132. Disse andre pulverpartiklene 132 kan velges slik at de endrer en fysisk, kjemisk, mekanisk eller annen egenskap hos et pulverpartikkelkompakt 200 dannet av pulver 110 og andre pulver 130, eller en kombinasjon av slike egenskaper. I en eksemplarisk utførelsesform kan egenskapsendringen omfatte en gradient i sammensetning eller tetthet, eller en kombinasjon av dette, i gradientdel 70. Andre pulverpartikler 132 kan være uten belegg eller belagt med et metallisk belegg 136. Når de er belagt, inkludert belegg med ett eller flere lag, kan belegget 136 på andre pulverpartiklene 132 omfatte det samme beleggingsmaterialet 140 som beleggingsmateriale 120 på pulverpartiklene 112, eller beleggingsmaterialet 140 kan være forskjellig. Andre pulverpartiklene 132 (uten belegg) eller partikkelkjernene 134 kan omfatte et hvilket som helst egnet materiale for å tilveiebringe ønsket fordel, inkludert mange metaller. I en eksemplarisk utførelsesform, når det anvendes belagte pulverpartikler 112 som omfatter Mg, Al, Mn, Fe eller Zn, eller legeringer av dette, eller en kombinasjon av dette, kan egnede andre pulverpartikler 32 omfatte Ni, W, Cu, Co eller Fe, eller legeringer av dette, eller en kombinasjon av dette, for eksempel.
[0035] Slik den brukes her, dekker ikke termen vesentlig-kontinuerlig cellulær nanomatrise 216 den største bestanddelen i pulverkompaktet, men betegner heller den mindre bestanddelen eller de mindre bestanddelene, enten etter vekt eller etter volum. Dette skiller seg fra de fleste sammensatte matrisematerialer, der matrisen omfatter den største bestanddelen etter vekt eller volum. Bruken av termen vesentlig-kontinuerlig cellulær nanomatrise er ment å beskrive den omfattende, regulære, kontinuerlige og sammenhengende naturen i fordelingen av nanomatrisemateriale 220 inne i pulverkompakt 200. Her brukes «vesentlig-kontinuerlig» til å beskrive utbredelsen av nanomatrisematerialet i hele pulverkompakt 200, slik at det strekker seg mellom og omslutter vesentlig alle de spredte partiklene 214. Vesentlig-kontinuerlig brukes til å indikere at fullstendig kontinuitet og regulær ordning av nanomatrisen rundt hver spredte partikkel 214 ikke er påkrevet. For eksempel kan defekter i belegget 116 over partikkelkjerne 114 på noen pulverpartikler 112 gjøre at det dannes bro mellom partikkelkjernene 114 under sintring av pulverkompaktet 200, slik at det fører til lokale diskontinuiteter inne i den cellulære nanomatrisen 216, selv om nanomatrisen i de andre delene av pulverkompaktet er vesentlig kontinuerlig og oppviser strukturen beskrevet her. «Cellulær» brukes her til å indikere at nanomatrisen definerer et nettverk av generelt gjentakende, sammenhengende avdelinger eller celler av nanomatrisemateriale 220 som omfatter og også forbinder de spredte partiklene 214. «Nanomatrise» brukes her til å beskrive matrisens størrelse eller skala, spesielt matrisens tykkelse mellom tilstøtende spredte partikler 214. De metalliske beleggene som sintres sammen for å danne nanomatrisen, er selv belegg med nanoskalatykkelse. Ettersom nanomatrisen de fleste steder, utenom grenseflaten mellom flere enn to spredte partikler 214, generelt omfatter interdiffusjonen og bindingen mellom to belegg 116 fra tilstøtende pulverpartikler 112 med nanoskalatykkelse, har matrisen som dannes også nanoskalatykkelse (f.eks. omtrent to ganger beleggtykkelsen som beskrives her) og beskrives dermed som en nanomatrise. Videre dekker ikke termen spredte partikler 214, slik den brukes her, den mindre bestanddelen i pulverkompakt 200, men betegner heller den største bestanddelen eller de største bestanddelene, enten etter vekt eller etter volum. Bruken av termen spredte partikler er ment å dekke den diskontinuerlige og diskrete fordelingen av partikkelkjernemateriale 218 inne i pulverkompakt 200.
[0036] Den likeaksede morfologien til de spredte partiklene 214 og det cellulære nettverket 216 hos partikkellag følger av sintring og deformering av pulverpartiklene 112 idet de kompakteres og interdiffunderes og deformeres slik at de fyller rommene 115 mellom partiklene. Sintringstemperaturene og -trykkene kan velges slik at de sikrer at tettheten hos pulverkompakt 200 oppnår vesentlig full teoretisk tetthet. Med henvisning til fig. 17 kan sintret pulverkompakt 200 omfatte et sintret prekursorisk pulverkompakt 100 som omfatter en mengde deformerte, mekanisk bundne pulverpartikler som her beskrevet. Prekursorisk pulverkompakt 100 kan dannes ved kompaktering av pulver 110 til det punkt at pulverpartiklene 112 presses inn i hverandre, slik at de deformeres og danner mekaniske eller andre bindinger mellom partiklene tilknyttet denne deformeringen som er tilstrekkelig til å få de deformerte pulverpartiklene 112 til å feste seg til hverandre og danne et råpulverkompakt med en råtetthet som kan være variert og er mindre enn den teoretiske tettheten hos et fullstendig tett kompakt av pulver 110, delvis på grunn av rom 115 mellom partiklene. Kompaktering kan for eksempel utføres ved å isostatisk presse pulver 110 ved romtemperatur slik at det tilveiebringer den deformeringen og bindingen mellom pulverpartikler 112 som trengs for å danne prekursorisk pulverkompakt 100.
[0037] Sintrede og dynamisk smidde pulverkompakter 200 som omfatter spredte partikler 214 som omfatter Mg, og nanomatrise 216 som omfatter ulike nanomatrisematerialer som her beskrevet, har vist utmerket mekanisk styrke og lav tetthet. Dynamisk smiing vil her si dynamisk anvendelse av en last ved temperatur og i en tid som er tilstrekkelig til å fremme sintring av de metalliske beleggene 16 på tilstøtende pulverpartikler 12, og kan fortrinnsvis omfatte anvendelse av en dynamisk smilast ved en forhåndsbestemt lastehastighet i en tid og ved en temperatur som er tilstrekkelig til å danne et sintret og fullstendig tett pulverkompakt 200.1 en eksemplarisk utførelsesform der partikkelkjernene 14 omfattet Mg og metallisk belegg 16 omfattet ulike belegg i ett og flere lag som her beskrevet, så som ulike belegg i ett og flere lag som omfatter Al, ble den dynamiske smiingen utført ved å sintre ved en temperatur Tspå rundt 450 °C til rundt 470 °C i opptoil rundt 1 time uten anvendelse av et smitrykk, etterfulgt av dynamisk smiing ved å påføre isostatisk trykk ved rampehastigheter mellom rundt 0,5 til rundt 2 ksi/sekund til et maksimalt trykk Ps på rundt 30 ksi til rundt 60 ksi, som førte til smisykluser på 15 sekunder til rundt 120 sekunder.
[0038] Pulverkompakter 200 som omfatter spredte partikler 214 som omfatter Mg, og nanomatrise 216 som omfatter ulike nanomatrisematerialer 220 beskrevet her, har vist trykkfasthet ved romtemperatur på minst rundt 37 ksi, og har videre vist trykkfasthet ved romtemperatur på over rundt 50 ksi. Pulverkompakter 200 av typene beskrevet her er i stand til å oppnå en faktisk tetthet som er vesentlig lik den forhåndsbestemte teoretiske tettheten til et kompaktmateriale basert på sammensetningen av pulver 110, inkludert relative mengder bestanddeler av partikkelkjerner 114 og metallisk belegg 116, og beskrives også her som fullstendig tette pulverkompakter. Pulverkompakter 200 som omfatter spredte partikler som omfatter Mg, og nanomatrise 216 som omfatter ulike nanomatrisematerialer som her beskrevet, har vist faktiske tettheter på rundt 1,738 g/cm<3>til rundt 2,50 g/cm<3>, som er vesentlig lik de forhåndsbestemte teoretiske tetthetene og avviker med høyst 4 % fra de forhåndsbestemte teoretiske tetthetene. Pulverkompakter 200 som omfatter spredte partikler 214 som omfatter Mg, og cellulær nanomatrise 216 som omfatter ulike nanomatrisematerialer som her beskrevet, viser korrosjonshastigheter i 15 % HC1 som strekker seg fra rundt 4750 mg/cm2/t til rundt 7432 mg/cm /t. Dette reaksjonsområdet gir for eksempel evnen til å fjerne en kule med 3 tommer (inch) diameter dannet av dette materialet fra et borehull ved å endre borehullfluidet på mindre enn én time.
[0039] Det ytre elementet 40 er anbrakt på kjerneelementet 30 og omfatter et andre materiale 42 som er korroderbart i det forhåndsbestemte borehullfluidet 24 ved en andre korrosjonshastighet. Den første korrosjonshastigheten til det første materialet 32 er vesentlig større enn den andre korrosjonshastigheten til det andre materialet 42 som her beskrevet. Det andre materialet 42 hos det ytre elementet 40 kan være et hvilket som helst egnet materiale, inkludert ulike metaller, polymerer eller keramikk, eller sammensetninger av dette, eller andre kombinasjoner av dette. Egnede metaller omfatter legeringer som typisk anvendes i rørprodukter som brukes i et borehullmiljø, inkludert ulike grader av stål, særlig ulike grader av rustfritt stål. Andre egnede legeringer omfatter legeringer og superlegeringer med Fe-basis, Ni-basis og Co-basis. Egnede polymerer kan omfatte alle polymerer som tilveiebringer lav gjennomtrengelighet for det forhåndsbestemte borehullfluidet 24 i en tid som er tilstrekkelig til å fungere som andre materiale 42 som her beskrevet. Egnede polymerer omfatter ulike fluoropolymerer og polyuretaner. Egnet keramikk kan omfatte metallkarbider, oksider eller nitrider, eller kombinasjoner av dette, inkludert wolframkarbid, silikonkarbid, borkarbid, alumina, zirkonjord, kromoksid, silikonnitrid eller titannitrid.
[0040] I én utførelsesform gjør forskjellen i korrosjonshastigheten mellom det første materialet 32 og det andre materialet 42 det mulig for den selektivt kooroderbare borehullartikkelen 10 å brukes til sitt tiltenkte formål, så som en spesifikk borehulloperasjon, i nærvær av det forhåndsbestemte borehullfluidet 24, og tilveiebringer en operativ levetid eller kritisk servicetid i det forhåndsbestemte borehullfluidet 24 som er tilstrekkelig til å utføre borehulloperasjonen. I en annen eksemplarisk utførelsesform gjør forskjellen i korrosjonshastighet det mulig for borehullartikkelen 10 å brukes til sitt tiltenkte formål, så som en spesifikk borehulloperasjon, uten å bli eksponert for det forhåndsbestemte borehullfluidet 24, og når borehulloperasjonen første er fullført, kan det forhåndsbestemte borehullfluidet føres inn for å selektivt korrodere artikkelen 10. Eksempler på de raske korrosjonshastighetene til det første materialet 32 er gitt ovenfor. Den andre korrosjonshastigheten til det andre materialet 42 i borehullfluidet kan være en hvilken som helst egnet hastighet som er lavere enn den første korrosjonshastigheten, mer spesielt kan den være øavere med rundt én til rundt ti størrelsesordner, og mer spesielt med rundt én til rundt tre størrelsesordner. Dette kan omfatte korrosjonshastigheter på rundt 0,001 mg/cm<2>/t til rundt 1,0 mg/cm<2>/t.
[0041] Som illustrert i figurene, og mer spesielt i fig. 2 og 3, har det korroderbare kjerneelementet 32 en gradientdel 70 som har en sammensetningsgradient eller en tetthetsgradient, eller en kombinasjon av dette. I én utførelsesform omfatter gradientdelen 70 en sammensetningsgradient eller tetthetsgradient, eller kombinasjon av dette, som omfatter ett eller flere overgangslag anbrakt mellom det korroderbare kjerneelementet og det ytre elementet. Dette laget eller disse lagene kan brukes til ethvert egnet formål, inkludert for eksempel å tilveiebringe en overgang mellom det første materialet og det andre materialet der disse materialene har ulike materialegenskaper, så som ulik krystallstruktur, koeffisient for termisk ekspansjon og liknende, for å redusere belastningene ved grenseflaten mellom dem og fremme fasthengningen mellom det ytre elementet 40 og kjerneelementet 30. Dette laget eller disse lagene kan også brukes til å styre tettheten hos artikkelen 10 ved å tilveiebringe et område der det første materialet 32 hos kjerneelementet kan justeres ved å legge til en kontrollert mengde av et annet materiale, så som en mengde av det andre materialet 42, for å gi artikkelen 10 en forhåndsbestemt tetthet. Dette laget eller disse lagene kan også brukes til å styre korrosjonshastigheten til artikkelen 10 ved å tilveiebringe et lag eller flere lag som har forskjellig korrosjonshastighet fra det første materialet 32 hos kjernelementet 30 eller det andre materialet 42 hos det ytre elementet 40, så som en korrosjonshastighet som ligger mellom korrosjonshastigheten til det første materialet 32 og det andre materialet 42. Selv om dette gradientdelen 70 er beskrevet ovenfor som en sammensetningsgradient eller tetthetsgradient, eller kombinasjon av dette, hos kjerneelementet 30, må det forstås at gradientdelen 70 også kan knyttes til det ytre elementet 40 og videre betraktes som et separat gradientelement 72 anbrakt mellom det ytre elementet 40 og kjerneelementet 30. Selv om sammensetningsgradienten eller tetthetsgradienten, eller kombinasjon av dette, kan omfatte et lag eller en mengde lag anbrakt uniformt rundt kjerneelementet 30, kan det også anbringes ikke-uniformt som en del 70 eller et område mellom kjerneelementet 30 og det ytre elementet 40, og kan for eksempel brukes til å tilveiebringe en varierende vaktfordeling inne i artikkelen 10, inkludert ulike ikke-aksesymmetriske vektfordelinger. Dermed kan sammensetningsgradienten eller tetthetsgradienten, eller kombinasjon av dette, brukes for eksempel til å orientere eller forhåndsposisjonere artikkelen idet den går ned i borehullet gjennom et borehullfluid ved ikke-uniform vekting av en spesifikk del av artikkelen 10.
[0042] Gradientdel 70 og den tilknyttede sammensetningsgradienten eller tetthetsgradienten, eller kombinasjon av dette, kan etableres på en hvilken som helst egnet måte. I en eksemplarisk utførelsesform kan en sammensetningsgradient etableres ved å ordne et lag som omfatter et pulverkompakt av en pulverblanding av det første materialet 32 og et annet materiale, så som det andre materialet 42, mellom kjerneelementet og det ytre elementet. Selv der kjerneelementet 30 og gradientdelen 70 eller laget som omfatter sammensetningsgradienten, kompakters til full teoretisk tetthet, tilveiebringer et slikt arrangement en sammensetningsgradient og en tetthetsgradient så lenge det første materialet og det andre materialet er ulike materialer med ulike tettheter. Hvis for eksempel kjerneelementet 30 dannes ved å kompaktere et pulver som omfatter partikkelkjerner av magnesiumlegering med nanolag av aluminium eller aluminiumlegering for å danne en nanomatrisekompositt som omfatter spredte magnesiumpartikler i en aluminium- eller aluminiumlegering-nanomatrise som her beskrevet, kan en sammensetningsgradient dannes i gradientdel 70 ved å kompaktere en blanding av de samme aluminiumbelagte magnesiumpulverpartiklene som brukes for å danne kjerneelementet 30 med nanopartikler eller mikropartikler av et annet metall eller en annen metallegering, så som partikler av det andre materialet 42. Selv om en sammensetningsgradient kan dannes ved hjelp av det andre materialet 42 hos det ytre elementet 40, kan en tetthetsgradient også dannes ved hjelp av et hvilket som helst annet materiale, inkludert andre materiale 42 som har en tetthet forskjellig fra det første materialet 32. Det andre materialet som brukes til å danne sammensetningsgradienten, kan være et hvilket som helst egnet materiale, inkludert ulike metaller og metallegeringer, keramikk, glass og liknende. Der sammensetningsgradienten også brukes til å tilveiebringe en tetthetsgradient, kan bruken av ulike metaller med høy atomvekt være nyttig, inkludert de i gruppene IVB-VIIB i periodetabellen.
[0043] En tetthetsgradient kan etableres på en hvilken som helst egnet måte, inkludert den beskrevet ovenfor, der et pulver av det første materialet 32 blandes med et pulver av et annet materiale, så som andre materiale 42, og deretter kompakteres til en forhåndsbestemt tetthet, så som den fulle teoretiske tettheten til blandingen av disse materialene, for å danne et pulverkompakt. En tetthetsgradient kan også etableres i gradientdelen 70 ved å kompaktere et pulver av det første materialet 32 til en tetthet forskjellig fra det første materialet 32 hos kjerneelement 30, inkludert en tetthet som er større eller mindre enn tettheten til kjernelementet 30.1 én utførelsesform kan kjerneelementet 30 omfatte et pulverkompakt av et pulver av det første materialet 32 som er kompaktert til full teoretisk tetthet, og et lag med en gradientdel 70 kan omfatte et pulverkompakt av pulveret av det første materialet 32 som kompakteres til mindre enn full teoretisk tetthet. I en annen utførelsesform kan kjerneelementet 30 omfatte et pulverkompakt av et pulver av det første materialet 32 som er kompaktert til mindre enn full teoretisk tetthet, og gradientdel 70 eller -lag kan omfatte et pulverkompakt av pulveret av det første materialet 32 som kompakteres til en høyere tetthet, inkludert full teoretisk tetthet.
[0044] Gradientdelen 70 som har sammensetningsgradienten eller tetthetsgradienten, eller en kombinasjon av dette, av det første materialet 32, kan strekke seg fra en ytre del 35 nær det ytre elementet 40 mot en indre del 37 bort fra det ytre elementet 40, enten som et enkelt lag eller område som vist i fig. 2, eller en mengde diskrete lag eller sammensatte steg, som illustrert i fig. 3.1 én utførelsesform kan gradientdelen 70 omfatte en avtakende mengde eller en avtakende tetthet, eller en kombinasjon av dette, hos det første materialet 32 fra den indre delen 37 til den ytre delen 35. For eksempel omfatter kjerneelementet 30 i fig. 2 100 vektprosent av det første materialet 32, så som en nanomatrise av aluminium som har partikler av magnesium eller magnesiumlegering spredt inni seg. Gradientdel 70 omfatter tre distinkte lag med ulik sammensetning. Det første laget 80 kan for eksempel omfatte et vesentlig sfærisk pulverkompakt av en homogen pulverblanding som omfatter 75 % etter vekt av det første materialet 32 og 25 % etter vekt av det andre materialet 42. Det andre laget 82 kan for eksempel omfatte 50 % etter vekt av det første materialet 32 og 50 % etter vekt av det andre materialet 42. Det tredje laget 84 kan for eksempel omfatte 25 % etter vekt av det første materialet 32 og 75 % etter vekt av det andre materialet 42. Det ytre elementet 40 omfatter 100 % etter vekt av det andre materialet. I denne utførelsesformen varierer sammensetningsgradienten eller tetthetsgradienten, eller en kombinasjon av dette, i diskrete steg fra den indre delen 37 til den ytre delen 35 i samsvar med lag som tilveiebringer en mengde diskrete sammensetnings- eller tetthetssteg, der hvert har en ulik sammensetning og tetthet som beskrevet ovenfor.
[0045] I et annet eksempel varierer sammensetningsgradienten eller tetthetsgradienten, eller en kombinasjon av dette, hos det første materialet i kjerneelementet kontinuerlig fra den indre delen til den ytre delen som illustrert i fig. 2. Mengden av det første elementet kan for eksempel variere fra 100 % etter vekt av det første materialet i den indre delen 37 av kjerneelement 30 til 0 % etter vekt i den ytre delen 35. Tilsvarende kan mengden av det andre materialet, så som andre materiale 42, for eksempel variere fra 100 % etter vekt av det andre materialet i den ytre delen 35 til 0 % etter vekt i den indre delen 37.1 dette eksempelet omfatter det korroderbare kjerneelementet 30 også en gradientdel 70 som har en sammensetningsgradient eller en tetthetsgradient, eller en kombinasjon av dette, hos det andre materialet 42 i det korroderbare kjerneelementet 30 fra den ytre delen 35 nær det ytre elementet 40 mot den indre delen 37.
[0046] Det ytre elementet 40 kan konfigureres til å ha en tykkelse, enten uniform eller en variabel, som er tilstrekkelig til å tilveiebringe en forhåndsbestemt virketid for borehullartikkelen 10, inkludert en forhåndsbestemt virketid i det forhåndsbestemte borehullfluidet 24, hvorpå korrosjonshastigheten til det andre materialet 42 i det forhåndsbestemte borehullfluidet tynner det ytre elementet tilstrekkelig til at det forhåndsbestemte borehullfluidet kontakter det første materialet 32 og begynner å raskt korrodere kjerneelementet 30, inkludert gradientdelen 70 derimellom. For eksempel kan korrosjonen av det ytre elementet 40 gå vesentlig uniformt ved den andre korrosjonshastigheten over hele eller en del av overflaten 44 av det ytre elementet 40 før det forhåndsbestemte borehullfluidet 24 bryter gjennom det ytre elementet 40 og kontakter det første materialet 32 hos kjerneelement 30, inkludert gradientdelen 70 anbrakt derimellom. I et annet eksempel kan det ytre elementet 40 omfatte et tilgangspunt 90, eller en mengde tilgangspunkter 90, som er konfigurert til å gi tilgang for det forhåndsbestemte borehullfluidet 24 gjennom det ytre elementet 40 til kjerneelementet 30 for å korrodere det første materialet 32 hos det korroderbare kjerneelementet 30 som reaksjon på et forhåndsbestemt borehullforhold som illustrert i fig. 4-12. Borehullforholdet kan omfatte ethvert egnet forhold som kan brukes til å gi tilgang for det forhåndsbestemte borehullfluidet 24 til det korroderbare kjerneelementet 30.1 én utførelsesform kan tilgangspunktet 90 omfatte en lokal tynning av det ytre elementet 40 og det andre materialet 42, enten ved å tilveiebringe en fordypning i overflaten 44 av det ytre elementet, eller et utspring på det korroderbare kjerneelementet 30 som vist i fig. 4, og borehullforholdet kan omfatte å sette det forhåndsbestemte borehullfluidet i kontakt med tilgangspunktet 90 i en tid som er tilstrekkelig til å gjøre det mulig for det forhåndsbestemte borehullfluidet 24 å korrodere tykkelsen av det andre materialet 42 ved tilgangspunktet 90.1 en annen utførelsesform kan tilgangspunktet 90 også omfatte et forskjellig tilgangspunktmateriale 92 som kan gi tilgang gjennom det ytre elementet 40 som reaksjon på et borehullforhold, eller en endring i et borehullforhold, annet enn det forhåndsbestemte borehullfluidet 24. For eksempel kan borehullforholdet omfatte varme eller trykk, eller en kombinasjon av dette, som er tilstrekkelig til å endre en egenskap hos tilgangspunktet 90, så som ved en faseovergang, inkludert smelting, eller en endring i de mekaniske egenskapene som er tilstrekkelig til å gjøre det forhåndsbestemte borehullfluidet 24 i stand til å få tilgang til kjerneelementet 40.1 en annen utførelsesform kan tilgangspunktet 90 omfatte en tilbakeslagsventil 94 og gi tilgang for det forhåndsbestemte borehullfluidet 24 som reaksjon på et borehullforhold som omfatter en endring i trykk. Alle egnede borehullforhold kan også brukes til å gi tilgang for det forhåndsbestemte borehullfluidet 24 gjennom det ytre elementet 40 til kjerneelementet 30 gjennom tilgangspunktet 90.1 en eksemplarisk utførelsesform kan tilgangspunktet 90 omfatte minst én av en tykkelsesforskjell, en sammensetningsforskjell eller en tetthetsforskjell hos det andre materialet 40 hos det ytre elementet 40 som er tilstrekkelig til å gi tilgang for det forhåndsbestemte borehullfluidet 24 til kjerneelementet 30 som reaksjon på et borehullforhold, eller en endring i et borehullforhold.
[0047] I en eksemplarisk utførelsesform kan det minst ene korroderbare kjerneelementet 30 og det minst ene ytre elementet 42 omfatte en mengde kjerneelementer som har en tilsvarende mengde ytre elementer anbrakt på seg, der de respektive kjerneelementene 30 og tilhørende ytre elementene 40 er nøstet inni hverandre, slik at de danner en vekslende anretning av kjerneelementer 30 og ytre elementer 40 som illustrert i fig. 11 og 12.1 utførelsesformen i fig. 11 er en mengde hule sfæriske kjerneelementer 30 nøstet inni hverandre slik at de danner en vekslende anretning av avlederkuler 12 som omfatter kjerneelementer 30 med ytre elementer 40. Hvert av kjerneelementene 30 og tilsvarende ytre elementer 40 kan dannes sekvensielt ved hjelp av framgangsmåter som beskrives her, slik at det innerste ytre elementet 40/kjernelementet 30 kan omsluttes av ett eller flere suksessivt større ytre elementer 40/kjerneelementer 30. Selv om de samme formene kan nøstes inni hverandre, så som mengden avlederkuler 12 illustrert i fig. 11, samt en mengde sylindriske plugger (ikke vist) eller en mengde nøstede hylser 22 eller kuleseter 14 (ikke vist), er det også mulig å nøste ulike former inni hverandre. I den eksemplariske utførelsesformen illustrert i fig. 12 kan en sylindrisk plugg 16 ha en artikkel 10 som har en annen form nøstet inni seg, så som en avlederkule 12. Likeledes kan en sylindrisk plugg 16 ha en avlederkule 12 eller en mengde avlederkuler 12 nøstet inni seg (ikke vist). Disse konfigurasjonene tilveiebringer en artikkel 10 som kan selektivt korroderes for å omkonfigurere artikkelen til en annen artikkel 10 som kan brukes til en etterfølgende borehulloperasjon uten å måtte kjøre inn den andre eller etterfølgende artikkelen 10. For eksempel kan en mengde nøstede kuler 12 brukes slik at når en borehulloperasjon fullføres ved et spesifikt nivå i borehullet, kan det ytterste ytre elementet 40/kjerneelementet 30 fjernes, og diameterne kan velges slik at den gjenværende artikkelen 10 kan passere gjennom et kulesete til et lavere nivå i borehullet, for eksempel. Den vanlige fagpersonen vil naturligvis forstå at den motsatte ordningen også kan påvirkes, slik at fjerning av det ytterste ytre elementet 40/kjerneelementet 30 vil gjøre kulen i stand til å bli flyttet oppover gjennom et kulesete til en del av borehullet nærmere jordoverflaten.
[0048] Selv om anretningen beskrevet ovenfor er nyttig i mange anvendelser, inkludert de som er beskrevet, er en reversert anretning av det første materialet 32 og det andre materialet 42 også mulig som illustrert i fig. 10, der det første materialet omfatter det ytre elementet 50 og det andre materialet 42 omfatter kjerneelementet 60, slik at det ytre elementet 50 raskt kan korroderes i et forhåndsbestemt borehullfluid 24 for å eksponere kjerneelementet 60 som har en mye lavere korrosjonshastighet. Dermed kan den sammensatte borehullartikkelen 10 omfatte minst ett korroderbart ytre element 50 som omfatter et første materiale 32 som her beskrevet som er korroderbart i et borehullfluid 24 ved en første korrosjonshastighet, og minst ett kjerneelement 60 som er anbrakt inne i det ytre elementet 50 og omfatter et andre materiale 42 som er korroderbart i det forhåndsbestemte borehullfluidet 24 ved en andre korrosjonshastighet, der det korroderbare ytre elementet 50 har en gradientdel 70 som har en sammensetningsgradient eller en tetthetsgradient, eller en kombinasjon av dette, og der den første korrosjonshastigheten er vesentlig større enn den andre korrosjonshastigheten som her beskrevet. En slik konfigurasjon kan for eksempel være ønskelig for å posisjonere en artikkel 10 i borehullet på et visst sted ved hjelp av det ytre elementet for å orientere artikkelen 10 inne i borehullet, etterfulgt av eksponering for det forhåndsbestemte borehullfluidet 24 for å fjerne det ytre elementet 50 og etterlate kjerneelementet på et spesifikt sted eller i en spesifikk orientering.
[0049] Med henvisning til fig. 13 beskrives en framgangsmåte 300 for å lage sammensatte borehullartikler 10 som her beskrevet. Framgansmåten 300 omfatter generelt å danne 310 minst ett korroderbart kjerneelement 30 som omfatter et første materiale 32 som er korroderbart i et borehullfluid 24 ved en første korrosjonshastighet og anbringe 220 minst ett ytre element 40 på kjerneelementet 30, der det ytre elementet 40 omfatter et andre materiale 42 som er korroderbart i borehullfluidet ved en andre korrosjonshastighet, der det korroderbare kjerneelementet 30 har en sammensetningsgradient eller en tetthetsgradient, eller en kombinasjon av dette, og der den første korrosjonshastigheten er vesentlig større enn den andre korrosjonshastigheten.
[0050] Det korroderbare kjerneelementet 30 kan ha en hvilken som helst egnet konfigurasjon, inkludert størrelse og form, som her beskrevet. Å danne 310 det korroderbare kjerneelementet 30 kan utføres ved hjelp av en hvilken som helst egnet dannelsesmetode, inkludert pressing og dynamisk smiing av ulike pulverkompakter, særlig pulverkompakter av ulike belagte metalliske pulvere som her beskrevet.
[0051] Å danne 310 kan omfatte å danne et usintret eller prekursorisk pulverkompakt 100 som det korroderbare kjerneelementet 30. Et usintret pulverkompakt 100 (fig. 18) kan for eksempel dannes ved å ta i bruk ulike pulverkompakteringsmetoder så som pressing, smiing, ekstrusjon, isostatisk pressing og liknende. Generelt vil pulverkompakteringen for å danne et usintret eller prekursorisk pulverkompakt 100 utføres uten å tilveiebringe en ekstern varmekilde for å varme opp pulverpartiklene under kompaktering, eller alternativt ved å varme opp pulveret under kompaktering til en temperatur som er vesentlig lavere enn en smeltetemperatur hos materialet som er valgt som metallisk belegg, slik at det i vesentlighet ikke er noen interdiffusjon av fast stoff mellom tilstøtende pulverpartikler. Usintrede pulverkompakter 100 kan danne mekaniske bindinger, for eksempel mellom det metalliske belegget på tilstøtende pulverpartikler, som er tilstrekkelig til å opprettholde en kompaktert form av det korroderbare kjerneelementet 30. Usintrede pulverkompakter 100 vil generelt ha en forhåndsbestemt porøsitet eller tetthet, med mengden porøsitet eller tetthet bestemt av faktorer tilknyttet kompakteringen, så som kompakteringstrykket og -tiden og naturen av det metalliske pulveret som brukes til å danne kompaktet. I én utførelsesform kan det usintrede pulverkompaktet 100 dannes ved å kompaktere et pulver som omfatter en mengde metalliske pulverpartikler, der hver pulverpartikkel omfatter en partikkelkjerne, partikkelkjernen omfatter et kjernemateriale som omfatter Mg, Al, Zn, Fe eller Mn, eller legeringer av dette, eller en kombinasjon av dette, og et metallisk belegg anbrakt på partikkelkjernen, der kompaktering får det metalliske belegget på tilstøtende partikler til å danne mekaniske bindinger til hverandre som er tilstrekkelig til å danne og opprettholde formen på pulverkompaktet som illustrert i fig. 18.
[0052] Å danne 310 kan omfatte å danne et sintret pulverkompakt 200 som det korroderbare kjerneelementet 30. Et sintret pulverkompakt 200 kan omfatte sintring for å oppnå vesentlig full teoretisk tetthet hos pulverkompaktet, i tillegg til delvis sintring for å oppnå mindre enn full teoretisk tetthet hos pulverkompaktet, inkludert delvis sintring for å oppnå en forhåndsbestemt porøsitet eller tetthet. Sintret pulverkompakter vil generelt være kjennetegnet av interdiffusjon, så som interdiffusjon av fast stoff, mellom de metalliske beleggene på tilstøtende pulverpartikler, slik at kjemiske eller metalliske bindinger dannes mellom dem. Et sintret pulverkompakt kan for eksempel dannes ved å ta i bruk ulike pulverkompakteringsmetoder så som pressing, rulling, smiing inkludert dynamisk smiing, ekstrusjon eller isostatisk pressing inkludert varm isostatisk pressing, eller en kombinasjon av dette, og liknende. Generelt vil pulverkompaktering for å danne et sintret pulverkompakt utføres i sammenheng med å tilveiebringe en ekstern varmekilde for å varme opp pulverpartiklene under kompaktering, og kan omfatte å varme opp pulveret under kompaktering til en temperatur nær smeltepunktet til materialet som er valgt som metallisk belegg. I noen utførelsesformer kan dette omfatte å varme opp pulveret til en temperatur rett under et smeltepunkt til det metalliske beleggingsmaterialet, og i andre utførelsesformer kan det til og med omfatte å varme opp pulveret til en temperatur som er litt over et smeltepunkt til det metalliske beleggingsmaterialet. I en eksemplarisk utførelsesform omfatter det å danne 310 det sintrede pulverkompaktet og det korroderbare kjerneelementet 30 å danne en vesentlig-kontinuerlig, cellulær nanomatrise som omfatter et nanomatrisemateriale som omfatter en mengde spredte partikler som omfatter et partikkelkjernemateriale som omfatter Mg, Al, Zn, Fe eller Mn, eller legeringer av dette, eller en kombinasjon av dette, spredt i den cellulære nanomatrisen, og bindelag som strekker seg gjennom hele den cellulære nanomatrisen mellom de spredte partiklene som illustrert i fig. 17.
[0053] Gradientdelen 70 og den tilknyttede sammensetnings- eller tetthetsgradient, eller kombinasjon av dette, kan anbringes mellom det korroderbare kjerneelementet 30 og det ytre elementet 40 ved hjelp av en hvilken som helst egnet framgangsmåte. Den kan dannes integrert med det korroderbare kjerneelementet 30 eller som en separat gradientdel 70 eller - element som er anbrakt mellom det korroderbare kjerneelementet 30 og det ytre elementet 40 før det ytre elementet 40 anbringes på det korroderbare kjerneelementet 30, eller ved å anbringe et lag som har sammensetnings- eller tetthetsgradient, eller kombinasjon av dette, på det korroderbare kjerneelementet 30 før det ytre elementet 40 anbringes på det, for eksempel.
Å danne 310 det korroderbare kjerneelementet 30 kan omfatte å etablere sammensetningsgradienten eller tetthetsgradienten, eller en kombinasjon av dette, av det første materialet 32, fra en ytre del 35 av kjerneelementet 30 nær det ytre elementet 40 mot en indre del 37 av kjerneelementet 30 bort fra det ytre elementet 40, som illustrert i fig. 2 og 3, for eksempel.
[0054] I én utførelsesform omfatter det å danne 310 å etablere sammensetningsgradienten eller tetthetsgradienten, eller en kombinasjon av dette, av det første materialet 32, fra en ytre del 37 nær det ytre elementet 40 mot en indre del 35 bort fra det ytre elementet 40 ved å variere sammensetningsgradienten eller tetthetsgradienten, eller en kombinasjon av dette, kontinuerlig fra den indre delen 37 til den ytre delen 35 som vist i fig. 2. Dette kan for eksempel gjøres ved å variere tettheten til det første materialet 32 kontinuerlig i gradientdelen 70. Ulike former for sprøyteforming og fusjon av et pulver av det første materialet 32 kan anvendes for å variere tettheten kontinuerlig, så som lasersintring av et prekursorisk kompakt 100, direkte laserdeponering eller cladding, stereolitografi og smeltedeponerings- og modelleringsdeponeringsmetoder. Dette kan for eksempel omfatte progressiv laserfusjon av et pulver av det første materialet 32 som har en enkelt pulverstørrelse med kontinuerlig varierende energi eller kraft for å tilveiebringe større og mindre grader av fusjon og binding av pulverpartiklene og en kontinuerlig varierende tetthet. I en annen eksemplarisk utførelsesform kan sammensetningen eller tettheten, eller en kombinasjon av dette, hos det første materialet 32 varieres kontinuerlig fra den indre delen 37 til den ytre delen 35. Ulike former for sprøyteforming og fusjon av minst to pulverstørrelser av det første materialet 32 kan anvendes for å variere tettheten eller sammensetningen, eller en kombinasjon av dette, ved å kontinuerlig varierer mengden av de to pulverstørrelsene som tilveiebringes ved hjelp av en fast eller en variabel energi- eller krafttetthet. I enda en eksemplarisk utførelsesform kan dette utføres ved å variere sammensetningen av det første materialet 32 i gradientdelen 70 ved å inkorporere en kontinuerlig varierende mengde av et annet materiale, så som det andre materialet 42, i det første materialet 32 i gradientdelen 70. For eksempel en kontinuerlig varierende mengde etter vekt fra 100 % andre materiale 42/0 % første materiale 32 i den ytre delen 35 nær det ytre elementet 40 til 0 % andre materiale 42/100 % første materiale 32 i den indre delen 37. Ulike former for sprøyteforming og fusjon av pulvere av det første materialet og det andre materialet, så som andre materiale, kan anvendes for å variere sammensetningen kontinuerlig, så som laserfusjon av pulverne idet de samtidig tilsettes i kontinuerlig varierende proporsjoner ved hjelp av en fast eller variabel energi- eller krafttetthet. Ulike kjente framgangsmåter for å sikre uniform dekning av materialet eller materialene som anbringes, kan anvendes, inkludert å rotere eller rastre substratet under anbringelse og laserfusjon av et sprøytet pulver, elelr alternativt å rastre et sprøytet pulver og laser over overflaten av substratet under anbringelse.
[0055] I en annen utførelsesform omfatter det å danne 310 å etablere
sammensetningsgradienten eller tetthetsgradienten, eller en kombinasjon av dette, av det første materialet 32, fra en ytre del 35 nær det ytre elementet 40 mot en indre del 37 bort fra det ytre elementet 40 ved å variere sammensetningsgradienten eller tetthetsgradienten, eller en kombinasjon av dette, i diskrete steg eller lag fra den indre delen 37 til den ytre delen 35 som vist i fig. 3. Tettheten eller sammensetningen, eller en kombinasjon av dette, i hvert av stegene kan varieres ved hjelp av det første materialet 32, eller en kombinasjon av det første materialet 32 og et annet materiale, så som det andre materialet 42, ved hjelp av en hvilken som helst egnet framgangsmåte, så som framgangsmåtene som bruker laserfusjon av pulvere som beskrevet ovenfor. I hvert steg eller lag kan tettheten eller sammensetningen, eller kombinasjon av dette, være konstant eller variere kontinuerlig.
[0056] Å anbringe 320 minst ett ytre element 40 på kjerneelementet 30 kan utføres av en hvilken som helst egnet framgangsmåte. I én utførelsesform kan det å anbringe 320 det ytre elementet 40 på kjerneelementet 30 omfatte å anbringe et pulverkompakt av det andre materialet 42 på kjerneelementet 30. Dette kan for eksempel utføres ved å kompaktere en form eller en mengde former av det andre materialet 42 som kan brukes til å omslutte det korroderbare kjerneelementet 30. Hvis for eksempel det korroderbare kjerneelementet 30 er vesentlig sfærisk, kan det ytre elementet 40 omfatte to hule halvkuleformede pulverkompaktelementer 40 som er gitt en størrelse slik at deres indre overflate kan anbringes mot en ytre overflate av det korroderbare kjerneelementet og skjøtes langs sine tilstøtende perifere kanter av en skjøt som vist i fig. 1.1 en annen utførelsesform kan det å anbringe 320 det ytre elementet 40 på kjerneelementet 30 omfatte å anbringe et lag av det andre materialet 42 på kjerneelementet 30. Et lag av det andre materialet 42 kan anbringes ved hjelp av en hvilken som helst egnet anbringelsesmetode, inkludert å dyppes i et smeltet metallbad, plettering inkludert elektroplettering og elektroløs plettering, påspruting og andre anbringelsesteknikker med tynn film, cladding, kompaktering av pulver, termalsprøyting, eller laserfusjon av et pulver av det andre materialet 42 på den ytre overflaten eller delen av det korroderbare kjerneelementet, eller en kombinasjon av dette.
[0057] med henvisning til fig. 13 kan framgangsmåte 300 valgfritt også omfatte å danne 330 et tilgangspunkt 90 på det ytre elementet, der tilgangspunktet 90 er konfigurert til å gi tilgang for et borehullfluid til kjerneelementet som reaksjon på en endring i et borehullforhold som her beskrevet. Å danne 330 tilgangspunktet 90 på det ytre elementet 40 kan utføres av en hvilken som helst egnet dannelsesmetode. Å danne 330 kan utføres integrert i sammenheng med å anbringe 320 det ytre elementet 40 på kjerneelementet 30 eller ved en ytterligere dannelsesoperasjon eller -operasjoner. For eksempel kan, der tilgangspunktet 90 omfatter en lokal tynning av det andre materialet 42, dette utføres ved design av kjerneelementet 30 og/eller det ytre elementet 40. Alternativt kan det utføres ved kjemisk, mekanisk eller annen fjerning av andre materiale 42 fra det ytre elementet 40. Kjemisk fjerning kan utføres ved hjelp av kjemisk eller elektrokjemisk fresing, etsing eller andre kjemiske fjerningsmetoder, og kan omfatte bruken av fotolitografiske maskerings- eller møsntringsteknikker for å definere formen på tilgangspunktet 90 etterfulgt av egnet materialfjerning ved etsing eller andre materialfjerningsteknikker for å danne tilgangspunktet. Mekanisk fjerning kan utføres ved hjelp av maskinering, boring, kverning eller andre materialfjerningsmetoder.
[0058] Som beskrevet ovenfor er en reversert anretning av det første materialet 32 og det andre materialet 42 også mulig som illustrert generelt i fig. 10 og 14, og kan dannes ved hjelp av en framgangsmåte 400 for å lage en sammensatt borehullartikkel 10 som omfatter å danne minst ett kjerneelement 60 som omfatter et andre materiale 42 som er korroderbart i et borehullfluid ved en andre korrosjonshastighet og anbringe 420 minst ett korroderbart ytre element 50 på kjerneelementet 60 som omfatter et første materiale 32 som er korroderbart i det forhåndsbestemte borehullfluidet 24 ved en første korrosjonshastighet, der det korroderbare ytre elementet 50 har en sammensetningsgradient eller en tetthetsgradient, eller en kombinasjon av dette, og der den første korrosjonshastigheten er vesentlig større enn den andre korrosjonshastigheten. I denne konfigurasjonen kan kjerneelementet 60 av det andre materialet 42 dannes ved hjelp av en hvilken som helst egnet fabrikeringsmetode, inkludert støping, smiing, maskinering eller ulike pulverkompakteringsmetoder, eller en kombinasjon av dette.
[0059] Å danne 410 det korroderbare ytre elementet 50 kan omfatte å etablere sammensetningsgradienten eller tetthetsgradienten, eller en kombinasjon av dette, av det første materialet 32 fra en indre del 37 nær kjerneelementet 60 mot en ytre del 35 bort fra kjerneelementet 60. Å etablere sammensetningsgradienten eller tetthetsgradienten, eller en kombinasjon av dette, av det første materialet 32, fra en indre del 37 nær kjerneelementet 60 mot en ytre del 35 bort fra kjerneelementet 60 kan omfatte å variere
sammensetningsgradienten eller tetthetsgradienten, eller en kombinasjon av dette,
kontinuerlig som her beskrevet fra den indre delen 37 til den ytre delen 35. Alternativt, eller i kombinasjon med dette, kan det å etablere sammensetningsgradienten eller tetthetsgradienten, eller en kombinasjon av dette, av det første materialet 32 fra en indre del 37 nær kjerneelementet 60 mot en ytre del 35 bort fra kjerneelementet 30, omfatte å variere sammensetningsgradienten eller tetthetsgradienten, eller en kombinasjon av dette, i diskrete steg eller lag fra den indre delen 37 til den ytre delen 35. Innenfor hvert steg kan sammensetningsgradienten eller tetthetsgradienten være konstant eller variere kontinuerlig som her beskrevet. Som her beskrevet kan gradientdelen 70, inkludert sammensetningsgradienten eller tetthetsgradienten , eller en kombinasjon av dette, dannes som et pulverkompakt av det første materialet 32, eller en kombinasjon av det første materialet og et annet materiale, inkludert det andre materialet 42, som her beskrevet. I én utførelseform kan framgangsmåten 400 og å danne 410 omfatte å etablere en sammensetningsgradient eller en tetthetsgradient, eller en kombinasjon av dette, av et annet materiale, inkludert det andre materialet 42 av kjerneelementet 60, i det korroderbare ytre elementet 50 fra den indre delen 37 nær kjerneelementet, mot den ytre delen 35, analogt til kombinasjoner av første materiale 32 og andre materiale 42 som beskrevet et annet sted her.
[0060] I én utførelsesform omfatter det å anbringe 420 det korroderbare ytre elementet 50 på kjerneelementet 30 å anbringe et pulverkompakt av det første materialet 32 på kjerneelementet 60. Pulverkompaktet av det første materialet 32 kan dannes direkte på kjerneelementet 60 ved hjelp av en hvilken som helst av pulverpåførings- eller kompakteringsmetodene som er beskrevet her, eller alternativt kan dannes separat som et enkelt stykke eller i flere stykker, og anbringes på kjerneelementet 60 ved hjelp av en hvilken som helst egnet anbringelsesmetode, inkludert framgangsmåtene her beskrevet, for å feste, skjøte eller på annen måte anbringe det andre materialet 42 på det første materialet 32.
[0061] I en eksemplarisk utførelsesform beskrives en framgangsmåte 500 for å bruke en sammensatt borehullartikkel som illustrert i fig. 15. Framgansmåten 500 omfatter å danne 510 en sammensatt borehullartikkel som omfatter et første element 30, 50 som omfatter et første korroderbart materiale 32 som er korroderbart i et forhåndsbestemt borehullfluid 24 ved en første korrosjonshastighet, og et andre korroderbart element 40, 60 som omfatter et andre materiale 42 som er korroderbart i borehullfluidet ved en andre korrosjonshastighet, der det første korroderbare elementet har en gradientdel 70 som har en sammensetningsgradient eller en tetthetsgradient, eller en kombinasjon av dette, og der den første korrosjonshastigheten er vesentlig større enn den andre korrosjonshastigheten. Å danne 510 kan omfatte eller ta i bruk for eksempel hvilken som helst av framgangsmåte 300 og framgangsmåte 400 for å lage en sammensatt borehullartikkel 10. Framgangsmåten 500 omfatter også å bruke 520 artikkelen 10 til å utføre en første borehulloperasjon; å eksponere 530 artikkelen for det forhåndsbstemte borehullfluidet 24; og selektivt korrodere 540 det første korroderbare elementet 30, 50. Artikkelen brukt i framgangsmåte 500 kan omfatte en hvilken som helst egnet borehullartikkel 10, særlig ulike borehullverktøyer og - komponenter.
[0062] I én utførelsesform kan borehullartiklene 10 omfatte ulike
konfigurasjoner av avlederkuler 12, plugger 16 eller skiver 20 som her beskrevet, der det å bruke 520 artikkelen til å utføre en forhåndsbestemt borehulloperasjon omfatter å helt eller delvis lukke en åpning i sammenheng med oppsprekking, komplettering eller produksjonsoperasjon. Borehullartikkelen 10 har et ytre element 40 som omfatter et tynt lag eller belegg av det andre materialet 42 som er tilstrekkelig til å lukke den ønskede åpningen og motstå det forhåndsbestemte borehullfluidet 24 i en tid som er tilstrekkelig til å utføre den forhåndsbestemte borehulloperasjonen, så som å sprekke opp en jordformasjon. Det ytre elementet 40 og det forhåndsbestemte borehullfluidet 24 kan velges slik at når det inntreffer et forhold, så som for eksempel har gått en tid som er tilstrekkelig til å fullføre den
forhåndsbestemte borehulloperasjonen, har det forhåndsbestemte borehullfluidet 24 oppløst det ytre elementet 40 tilstrekkelig til å få tilgang til kjerneelementet 30, hvorpå kjerneelementet 30 raskt korroderes av det forhåndsbestemte borehullfluidet 24, noe som får eventuell gjenværende del av det ytre elementet til å kollapse eller desintegrere, slik at avlederkulen 12, pluggen 16 eller skiven 20 fjernes og åpningen åpnes. Andre borehullforhold kan også anvendes i enhver kombinasjon, inkludert å øke en temperatur og/eller et trykk i et borehullfluid, føre inn et annet stoff, så som et annet borehullfluid for å selektivt øke den andre korrosjonshastigheten til det andre materialet 42 for å lette korrosjonen av det for å gi fluidet tilgang til det første materialet 32.
[0063] I en annen utførelsesform kan borehullartikkelen 10 omfatte en rørseksjon 23 som kan brukes til å danne en del av et foringsrør i et borehull som har én eller flere deler av rørveggen som omfatter trekk 25 som omfatter et kjerneelement 30 og ytre element 40 for å definere et trekk, så som et gjennomgående hull 91 eller åpning, et blindhull 93 eller en blindåpning, ledning, passasje, rille 95, utstikkende ribbe 97, skulder 99 eller annet trekk. Å bruke 520 artikkelen 10 til å utføre en forhåndsbestemt borehulloperasjon kan omfatte enhver egnet borehulloperasjon, så som å bruke en rørseksjon 23 som en ledning for fluider, slicklines, wirelines, verktøy, komponenter eller andre borehullartikler gjennom rørseksjonen for ulike formål tilknyttet oppsprekking, komplettering eller produksjonsoperasjoner. Det ytre elementet 40 og borehullfluidet 24 kan velges slik at når det inntreffer et forhold, så som for eksempel har gått en tid som er tilstrekkelig til å fullføre den forhåndsbestemte borehulloperasjonen, oppløser borehullfluidet det ytre elementet 40 tilstrekkelig til å få tilgang til kjerneelementet 30, hvorpå kjerneelementet 30 raskt korroderes av borehullfluidet 24, noe som får eventuell gjenværende del av det ytre elementet til å kollapse eller desintegrere, noe som eksponerer trekket definert i rørseksjonen. Dette kan for eksempel brukes til å skape en åpning eller flere åpninger gjennom rørseksjonen 23 analogt med en perforerende operasjon, eller å åpne en ledning så som kan brukes til en rekke kompletterings- eller produksjonsoperasjoner, inkludert en oppsprekkingsoperasjon. Eksponering av en skulder 95 eller utstikkende ribbe 97 på en indre overflate kan for eksempel brukes til å tilveiebringe et sete for en hylse, kule eller plugg.
[0064] I enda en utførelsesform kan borehullartikkelen 10 omfatte en hul sylinder som for eksempel kan føres inn i et foringsrør og brukes som en hylse 22 eller et sete, inkludert et kulesete 14 eller pluggsete 18, som har én eller flere deler av den hule sylinderen som omfatter et kjerneelement 30 og ytre element 40 som her beskrevet. Å bruke 520 kan omfatte enhver egnet bruk av den hule sylinderen, inkludert som vekselvis faste eller glidende hylser som kan brukes inne i et foringsrør, så som hylser som brukes til å skjule eller avdekke en åpning eller ledning i et foringsrør, eller ulike sylindriske seter som kan brukes med en kule 12 eller plugg 16 for å åpne eller lukke borehullet for ulike formål tilknyttet oppsprekking, komplettering eller produksjonsoperasjoner. Det ytre elementet 40 og det forhåndsbestemte borehullfluidet 24 kan velges slik at når det inntreffer et forhold, så som for eksempel har gått en tid som er tilstrekkelig til å fullføre en forhåndsbestemt borehulloperasjon, har det forhåndsbestemte borehullfluidet 24 oppløst det ytre elementet 40 tilstrekkelig til å få tilgang til kjerneelementet 30, hvorpå kjerneelementet 30 raskt korroderes av borehullfluidet 24, noe som får eventuell gjenværende del av det ytre elementet 40 til å kollapse eller desintegrere, slik at den hule sylinderen fjernes fra borehullet.
[0065] Å eksponere 530 artikkelen for det forhåndsbestemte borehullfluidet 24 kan omfatte å eksponere artikkelen 10 for eventuelt forhåndsbestemt borehullfluid 24 som er egnet for å korrodere det korroderbare første materialet 32 og det andre materialet 42 som her beskrevet. I én utførelsesform kan det å eksponere 530 omfatte å nedsenke en eksponert overflate av det andre materialet 42 i borehullfluidet i en tid som er tilstrekkelig til å korrodere gjennom det andre materialet 42 til gradientdelen 70, der det første materialet 32 i gradientdelen 70 begynner å korrodere raskt og det første elementet 30, inkludert gradientdelen 70, kan fjernes raskt. Egnede borehullfluider 24 kan omfatte vann, ulike vandige løsninger, saltoppløsninger eller syrer, inkludert organiske eller uorganiske syrer, eller en kombinasjon av dette. I en annen utførelsesform omfatter det å eksponere 530 borehullartikkelen 10 for borehullfluidet 24 å åpne et tilgangspunkt 90 i det andre elementet 40 som reaksjon på et borehullforhold for å gi borehullfluidet tilgang til det første korroderbare elementet som her beskrevet.
[0066] Selektiv korrodering 540 kan omfatte å fullstendig korrodere det første korroderbare elementet 30 slik at borehullartikkelen 10 fjernes helt fra borehullet av det forhåndsbestemte borehullfluidet 24. Alternativt kan selektiv korrodering 540 omfatte å fjerne en del av borehullartikkelen 10. Dette kan for eksempel omfatte å korrodere det første korroderbare elementet 30 som her beskrevet for å endre formen eller størrelsen på artikkelen 10.1 én utførelsesform, der artikkelen 10 omfatter en mengde nøstede artikler, så som en mengde kuler 12, som her beskrevet, kan selektiv korrodering 540 omfatte å fjerne et ytterste lag, så som en ytterste kule 12, slik at størrelsen (f.eks. diameteren) på artikkelen 10 reduseres og den gjenværende delen kan passere gjennom et sete til en annen seksjon av borehullet, enten nærmere eller lenger unna jordoverflaten, for å setes i et annet sete. Selektiv korrodering 540 kan gjentas for å suksessivt fjerne nøstede artikler 10 og redusere størrelsen, så som diameteren på en kule 12, noe som gjør at den gjenværende delen progressivt kan beveges gjennom et kulesete til en annen seksjon av borehullet, enten nærmere eller lenger unna jordoverflaten, for å setes i et annet sete.
[0067] Selv om det er vist og beskrevet foretrukne utførelsesformer, kan det gjøres modifiseringer og utskiftninger i disse uten at det avviker fra oppfinnelsens formål og omfang. Følgelig må det forstås at den foreliggende oppfinnelsen er beskrevet ved hjelp av illustrasjoner og ikke begrensning.

Claims (24)

1. Sammensatt borehullartikkel, som omfatter: minst ett korroderbart kjerneelement som omfatter et første materiale som er korroderbart i et borehullfluid ved en første korrosjonshastighet; og minst ett ytre element som er anbrakt på kjerneelementet og omfatter et andre materiale som er korroderbart i borehullfluidet ved en andre korrosjonshastighet, der det korroderbare kjerneelementet har en sammensetningsgradient eller en tetthetsgradient, eller en kombinasjon av dette, og der den første korrosjonshastigheten er vesentlig større enn den andre korrosjonshastigheten.
2. Artikkel i henhold til krav 1, der sammensetningsgradienten eller tetthetsgradienten, eller en kombinasjon av dette, hos det første materialet strekker seg fra en ytre del nær det ytre elementet mot en indre del unna det ytre elementet.
3. Artikkel i henhold til krav 2, der sammensetningsgradienten eller tetthetsgradienten, eller en kombinasjon av dette, omfatter en avtakende mengde eller en avtakende tetthet, eller en kombinasjon av dette, hos det første materialet fra den indre delen til den ytre delen.
4. Artikkel i henhold til krav 3, der sammensetningsgradienten eller tetthetsgradienten, eller en kombinasjon av dette, hos det første materialet i kjerneelementet varierer kontinuerlig fra den indre delen til den ytre delen.
5. Artikkel i henhold til krav 3, der sammensetningsgradienten eller tetthetsgradienten, eller en kombinasjon av dette, varierer i diskrete steg fra den indre delen til den ytre delen.
6. Artikkel i henhold til krav 2, der det korroderbare kjerneelementet også omfatter en sammensetningsgradient eller en tetthetsgradient, eller en kombinasjon av dette, hos det andre materialet i det korroderbare kjerneelementet fra den ytre delen nær det ytre elementet mot den indre delen.
7. Artikkel i henhold til krav 1, som ytterligere omfatter et tilgangspunkt konfigurert til å gi tilgang for borehullfluidet til kjerneelementet som reaksjon på et borehullforhold.
8. Artikkel i henhold til krav 1, der tilgangspunktet omfatter minst én av en tykkelsesforskjell, en sammensetningsforskjell eller en tetthetsforskjell hos det andre materialet som er tilstrekkelig til å gi tilgang for borehullfluidet til kjerneelementet som reaksjon på et borehullforhold.
9. Artikkel i henhold til krav 1, der det korroderbare kjerneelementet er vesentlig sfærisk og det ytre elementet er et vesentlig sfærisk lag anbrakt på kjerneelementet.
10. Artikkel i henhold til krav 1, der det korroderbare kjerneelementet er vesentlig sylindrisk og det ytre elementet omfatter et lag anbrakt på kjerneelementet.
11. Artikkel i henhold til krav 9, der kjerneelementet omfatter en hul hylse anbrakt rundt en langsgående akse, og det ytre elementet omfatter et lag anbrakt på kjerneelementet.
12. Artikkel i henhold til krav 1, der det første materialet omfatter et pulvermetallkompakt som omfatter en vesentlig-kontinuerlig, cellulær nanomatrise som omfatter et nanomatrisemateriale; en mengde spredte partikler som omfatter et partikkelkjerneelementmateriale som omfatter Mg, Al, Zn, Fe eller Mn, eller legeringer av dette, eller en kombinasjon av dette, spredt i den cellulære nanomatrisen; og bindelag som strekker seg gjennom hele den cellulære nanomatrisen mellom de spredte partiklene.
13. Artikkel i henhold til krav 1, der det andre materialet omfatter et pulverkompakt.
14. Artikkel i henhold til krav 1, der det andre materialet omfatter et metall, en polymer eller en keramikk, eller en kombinasjon av dette.
15. Artikkel i henhold til krav 1, der det minst ene korroderbare kjerneelementet og det minst ene ytre elementet omfatter en mengde kjerneelementer som har en tilsvarende mengde ytre elementer anbrakt på seg, der de respektive kjerneelementene og tilhørende ytre elementene er nøstet inni hverandre, slik at de danner en vekslende anretning av kjerneelementer og ytre elementer.
16. Sammensatt borehullartikkel, som omfatter: minst ett kjerneelement som omfatter et andre materiale som er korroderbart i et borehullfluid ved en andre korrosjonshastighet; og minst ett korroderbart ytre element som er anbrakt på kjerneelementet og omfatter et første materiale som er korroderbart i borehullfluidet ved en første korrosjonshastighet, der det korroderbare ytre elementet har en sammensetningsgradient eller en tetthetsgradient, eller en kombinasjon av dette, og der den første korrosjonshastigheten er vesentlig større enn den andre korrosjonshastigheten.
17. Artikkel i henhold til krav 16, der det korroderbare ytre elementet har en sammensetningsgradient hos det første materialet fra en ytre del nær en ytre overflate mot en indre del nær kjerneelementet.
18. Artikkel i henhold til krav 17, der sammensetningsgradienten hos det første materialet omfatter en avtakende mengde av det første materialet fra den ytre delen til den indre delen.
19. Artikkel i henhold til krav 18, der sammensetningsgradienten hos det første materialet varierer kontinuerlig fra den ytre delen til den indre delen.
20. Artikkel i henhold til krav 18, der sammensetningsgradienten hos det første materialet varierer i diskrete steg fra den ytre delen til den indre delen, der hvert steg har en vesentlig konstant mengde av det første materialet.
21. Artikkel i henhold til krav 17, der det ytre elementet også omfatter en sammensetningsgradient hos det andre materialet i det ytre elementet fra den indre delen nær kjerneelementet mot den ytre delen, og sammensetningsgradienten hos det andre materialet omfatter en avtakende mengde av det andre materialet fra den indre delen mot den ytre delen.
22. Artikkel i henhold til krav 16, der det første materialet omfatter et pulvermetallkompakt som omfatter en vesentlig-kontinuerlig, cellulær nanomatrise som omfatter et nanomatrisemateriale; en mengde spredte partikler som omfatter et partikkelkjerneelementmateriale som omfatter Mg, Al, Zn, Fe eller Mn, eller legeringer av dette, eller en kombinasjon av dette, spredt i den cellulære nanomatrisen; og bindelag som strekker seg gjennom hele den cellulære nanomatrisen mellom de spredte partiklene.
23. Artikkel i henhold til krav 16, der det andre materialet omfatter et pulverkompakt.
24. Artikkel i henhold til krav 16, der det andre materialet omfatter et metall, en polymer eller en keramikk, eller en kombinasjon av dette.
NO20131317A 2011-04-28 2012-04-25 Sammensatt artikkel med funksjonell gradient NO346719B1 (no)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US13/096,413 US9080098B2 (en) 2011-04-28 2011-04-28 Functionally gradient composite article
PCT/US2012/034978 WO2012149007A2 (en) 2011-04-28 2012-04-25 Functionally gradient composite article

Publications (2)

Publication Number Publication Date
NO20131317A1 true NO20131317A1 (no) 2013-10-15
NO346719B1 NO346719B1 (no) 2022-12-05

Family

ID=47068123

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20131317A NO346719B1 (no) 2011-04-28 2012-04-25 Sammensatt artikkel med funksjonell gradient

Country Status (7)

Country Link
US (2) US9080098B2 (no)
CN (1) CN103518032B (no)
AU (2) AU2012249814B2 (no)
CA (1) CA2833981C (no)
GB (1) GB2506022B (no)
NO (1) NO346719B1 (no)
WO (1) WO2012149007A2 (no)

Families Citing this family (55)

* 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
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
US9181781B2 (en) 2011-06-30 2015-11-10 Baker Hughes Incorporated Method of making and using a reconfigurable downhole article
US9038719B2 (en) * 2011-06-30 2015-05-26 Baker Hughes Incorporated Reconfigurable cement composition, articles made therefrom and method of use
US9707739B2 (en) 2011-07-22 2017-07-18 Baker Hughes Incorporated Intermetallic metallic composite, method of manufacture thereof and articles comprising the same
US9643250B2 (en) 2011-07-29 2017-05-09 Baker Hughes Incorporated Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle
US9833838B2 (en) 2011-07-29 2017-12-05 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle
US9033055B2 (en) 2011-08-17 2015-05-19 Baker Hughes Incorporated Selectively degradable passage restriction and method
US9109269B2 (en) 2011-08-30 2015-08-18 Baker Hughes Incorporated Magnesium alloy powder metal compact
US9090956B2 (en) 2011-08-30 2015-07-28 Baker Hughes Incorporated Aluminum alloy powder metal compact
US9856547B2 (en) 2011-08-30 2018-01-02 Bakers Hughes, A Ge Company, Llc Nanostructured powder metal compact
US9643144B2 (en) 2011-09-02 2017-05-09 Baker Hughes Incorporated Method to generate and disperse nanostructures in a composite material
US9010416B2 (en) 2012-01-25 2015-04-21 Baker Hughes Incorporated Tubular anchoring system and a seat for use in the same
US9605508B2 (en) 2012-05-08 2017-03-28 Baker Hughes Incorporated Disintegrable and conformable metallic seal, and method of making the same
CA2894540A1 (en) * 2012-12-19 2014-06-26 Schlumberger Canada Limited Downhole valve utilizing degradable material
US9316090B2 (en) * 2013-05-07 2016-04-19 Halliburton Energy Services, Inc. Method of removing a dissolvable wellbore isolation 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
US20150191986A1 (en) * 2014-01-09 2015-07-09 Baker Hughes Incorporated Frangible and disintegrable tool and method of removing a tool
US11167343B2 (en) 2014-02-21 2021-11-09 Terves, Llc Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools
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
US11814923B2 (en) * 2018-10-18 2023-11-14 Terves Llc Degradable deformable diverters and seals
CN104373101A (zh) * 2014-03-26 2015-02-25 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 油气井压裂工艺用压裂球及其制备方法
EP3097252B1 (en) * 2014-06-23 2019-08-21 Halliburton Energy Services, Inc. Dissolvable isolation devices with an altered surface that delays dissolution of the devices
CN104057081B (zh) * 2014-07-09 2017-02-15 徐梓辰 一种用于井下施工用的可溶解金属材料
US9752406B2 (en) 2014-08-13 2017-09-05 Geodynamics, Inc. Wellbore plug isolation system and method
US20160047195A1 (en) * 2014-08-13 2016-02-18 Geodynamics, Inc. Wellbore Plug Isolation System and Method
US20160047194A1 (en) * 2014-08-13 2016-02-18 Geodynamics, Inc. Wellbore Plug Isolation System and Method
US10180037B2 (en) * 2014-08-13 2019-01-15 Geodynamics, Inc. Wellbore plug isolation system and method
WO2016025275A1 (en) * 2014-08-13 2016-02-18 Geodynamics, Inc. Wellbore plug isolation system and method
US9062543B1 (en) 2014-08-13 2015-06-23 Geodyanmics, Inc. Wellbore plug isolation system and method
US10526868B2 (en) * 2014-08-14 2020-01-07 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable wellbore isolation devices with varying fabrication methods
MX2017000751A (es) * 2014-08-14 2017-04-27 Halliburton Energy Services Inc Dispositivos de aislamiento de pozos degradables con velocidades de degradacion variadas.
WO2016060692A1 (en) * 2014-10-17 2016-04-21 Halliburton Energy Services, Inc. Breakable ball for wellbore operations
WO2016064491A1 (en) * 2014-10-21 2016-04-28 Baker Hughes Incorporated Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle
CN104453784B (zh) * 2014-12-12 2018-09-04 中国石油天然气股份有限公司 一种可控型可溶球座多级压裂滑套
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
US10947612B2 (en) 2015-03-09 2021-03-16 Baker Hughes, A Ge Company, Llc High strength, flowable, selectively degradable composite material and articles made thereby
US20160281454A1 (en) * 2015-03-23 2016-09-29 Schlumberger Technology Corporation Controlled degradation of elastomers and use in oilfield applications
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
CN106593358B (zh) * 2017-02-09 2022-12-30 中国石油化工股份有限公司 一种抽油井中接力式释放药剂的装置
KR101917356B1 (ko) 2017-03-14 2018-11-09 부경대학교 산학협력단 알루미늄-마그네슘 이종 경사기능복합재료 및 이의 제조방법
CA3012511A1 (en) 2017-07-27 2019-01-27 Terves Inc. Degradable metal matrix composite
US20190162048A1 (en) * 2017-11-29 2019-05-30 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Magnetic Fishing Tool with Alternative Flow Capability and Method
WO2019168621A1 (en) * 2018-02-27 2019-09-06 Halliburton Energy Services, Inc. Improved sealing element
US10422199B1 (en) * 2018-09-07 2019-09-24 Gryphon Oilfield Solutions, Llc Dissolvable frac plug
US10876374B2 (en) 2018-11-16 2020-12-29 Weatherford Technology Holdings, Llc Degradable plugs
CN111749667A (zh) * 2020-06-04 2020-10-09 中国石油天然气股份有限公司 一种耐酸时间可调自主溶解的金属可溶球及其制作方法
US11788377B2 (en) * 2021-11-08 2023-10-17 Saudi Arabian Oil Company Downhole inflow control

Family Cites Families (764)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US1468905A (en) 1923-07-12 1923-09-25 Joseph L Herman Metal-coated iron or steel article
US2189697A (en) 1939-03-20 1940-02-06 Baker Oil Tools Inc Cement retainer
US2222233A (en) 1939-03-24 1940-11-19 Mize Loyd Cement retainer
US2238895A (en) 1939-04-12 1941-04-22 Acme Fishing Tool Company Cleansing attachment for rotary well drills
US2225143A (en) 1939-06-13 1940-12-17 Baker Oil Tools Inc Well packer mechanism
US2261292A (en) 1939-07-25 1941-11-04 Standard Oil Dev Co Method for completing oil wells
US2294648A (en) 1940-08-01 1942-09-01 Dow Chemical Co Method of rolling magnesium-base alloys
US2301624A (en) 1940-08-19 1942-11-10 Charles K Holt Tool for use in wells
US2394843A (en) 1942-02-04 1946-02-12 Crown Cork & Seal Co Coating material and composition
US2672199A (en) 1948-03-12 1954-03-16 Patrick A Mckenna Cement retainer and bridge plug
US2753941A (en) 1953-03-06 1956-07-10 Phillips Petroleum Co Well packer and tubing hanger therefor
US2754910A (en) 1955-04-27 1956-07-17 Chemical Process Company Method of temporarily closing perforations in the casing
US3066391A (en) 1957-01-15 1962-12-04 Crucible Steel Co America Powder metallurgy processes and products
US2933136A (en) 1957-04-04 1960-04-19 Dow Chemical Co Well treating method
US2983634A (en) 1958-05-13 1961-05-09 Gen Am Transport Chemical nickel plating of magnesium and its alloys
US3057405A (en) 1959-09-03 1962-10-09 Pan American Petroleum Corp Method for setting well conduit with passages through conduit wall
US3106959A (en) 1960-04-15 1963-10-15 Gulf Research Development Co Method of fracturing a subsurface formation
US3142338A (en) 1960-11-14 1964-07-28 Cicero C Brown Well tools
US3316748A (en) 1960-12-01 1967-05-02 Reynolds Metals Co Method of producing propping agent
GB912956A (en) 1960-12-06 1962-12-12 Gen Am Transport Improvements in and relating to chemical nickel plating of magnesium and its alloys
US3196949A (en) 1962-05-08 1965-07-27 John R Hatch Apparatus for completing wells
US3152009A (en) 1962-05-17 1964-10-06 Dow Chemical Co Electroless nickel plating
US3406101A (en) 1963-12-23 1968-10-15 Petrolite Corp Method and apparatus for determining corrosion rate
US3347714A (en) 1963-12-27 1967-10-17 Olin Mathieson Method of producing aluminum-magnesium sheet
US3208848A (en) 1964-02-25 1965-09-28 Jr Ralph P Levey Alumina-cobalt-gold composition
US3242988A (en) 1964-05-18 1966-03-29 Atlantic Refining Co Increasing permeability of deep subsurface formations
US3395758A (en) 1964-05-27 1968-08-06 Otis Eng Co Lateral flow duct and flow control device for wells
US3326291A (en) 1964-11-12 1967-06-20 Zandmer Solis Myron Duct-forming devices
US3347317A (en) 1965-04-05 1967-10-17 Zandmer Solis Myron Sand screen for oil wells
GB1122823A (en) 1965-05-19 1968-08-07 Ass Elect Ind Improvements relating to dispersion strengthened lead
US3343537A (en) 1965-06-04 1967-09-26 James F Graham Burn dressing
US3637446A (en) 1966-01-24 1972-01-25 Uniroyal Inc Manufacture of radial-filament spheres
US3390724A (en) 1966-02-01 1968-07-02 Zanal Corp Of Alberta Ltd Duct forming device with a filter
US3465181A (en) 1966-06-08 1969-09-02 Fasco Industries Rotor for fractional horsepower torque motor
US3513230A (en) 1967-04-04 1970-05-19 American Potash & Chem Corp Compaction of potassium sulfate
US3434537A (en) 1967-10-11 1969-03-25 Solis Myron Zandmer Well completion apparatus
GB1280833A (en) 1968-08-26 1972-07-05 Sherritt Gordon Mines Ltd Preparation of powder composition for making dispersion-strengthened binary and higher nickel base alloys
US3660049A (en) 1969-08-27 1972-05-02 Int Nickel Co Dispersion strengthened electrical heating alloys by powder metallurgy
US3602305A (en) 1969-12-31 1971-08-31 Schlumberger Technology Corp Retrievable well packer
US3645331A (en) 1970-08-03 1972-02-29 Exxon Production Research Co Method for sealing nozzles in a drill bit
DK125207B (da) 1970-08-21 1973-01-15 Atomenergikommissionen Fremgangsmåde til fremstilling af dispersionsforstærkede zirconiumprodukter.
DE2223312A1 (de) 1971-05-26 1972-12-07 Continental Oil Co Rohr,insbesondere Bohrgestaengerohr,sowie Einrichtung und Verfahren zum Verhindern von Korrosion und Korrosionsbruch in einem Rohr
US3816080A (en) 1971-07-06 1974-06-11 Int Nickel Co Mechanically-alloyed aluminum-aluminum oxide
US3768563A (en) 1972-03-03 1973-10-30 Mobil Oil Corp Well treating process using sacrificial plug
US3765484A (en) 1972-06-02 1973-10-16 Shell Oil Co Method and apparatus for treating selected reservoir portions
US3878889A (en) 1973-02-05 1975-04-22 Phillips Petroleum Co Method and apparatus for well bore work
US3894850A (en) 1973-10-19 1975-07-15 Jury Matveevich Kovalchuk Superhard composition material based on cubic boron nitride and a method for preparing same
US4039717A (en) 1973-11-16 1977-08-02 Shell Oil Company Method for reducing the adherence of crude oil to sucker rods
US4010583A (en) 1974-05-28 1977-03-08 Engelhard Minerals & Chemicals Corporation Fixed-super-abrasive tool and method of manufacture thereof
US3924677A (en) 1974-08-29 1975-12-09 Harry Koplin Device for use in the completion of an oil or gas well
US4050529A (en) 1976-03-25 1977-09-27 Kurban Magomedovich Tagirov Apparatus for treating rock surrounding a wellbore
US4157732A (en) 1977-10-25 1979-06-12 Ppg Industries, Inc. Method and apparatus for well completion
US4407368A (en) 1978-07-03 1983-10-04 Exxon Production Research Company Polyurethane ball sealers for well treatment fluid diversion
US4248307A (en) 1979-05-07 1981-02-03 Baker International Corporation Latch assembly and method
US4373584A (en) 1979-05-07 1983-02-15 Baker International Corporation Single trip tubing hanger assembly
US4284137A (en) 1980-01-07 1981-08-18 Taylor William T Anti-kick, anti-fall running tool and instrument hanger and tubing packoff tool
US4292377A (en) 1980-01-25 1981-09-29 The International Nickel Co., Inc. Gold colored laminated composite material having magnetic properties
US4374543A (en) 1980-08-19 1983-02-22 Tri-State Oil Tool Industries, Inc. Apparatus for well treating
US4372384A (en) 1980-09-19 1983-02-08 Geo Vann, Inc. Well completion method and apparatus
US4395440A (en) 1980-10-09 1983-07-26 Matsushita Electric Industrial Co., Ltd. Method of and apparatus for manufacturing ultrafine particle film
US4384616A (en) 1980-11-28 1983-05-24 Mobil Oil Corporation Method of placing pipe into deviated boreholes
US4716964A (en) 1981-08-10 1988-01-05 Exxon Production Research Company Use of degradable ball sealers to seal casing perforations in well treatment fluid diversion
US4422508A (en) 1981-08-27 1983-12-27 Fiberflex Products, Inc. Methods for pulling sucker rod strings
US4373952A (en) 1981-10-19 1983-02-15 Gte Products Corporation Intermetallic composite
US4399871A (en) 1981-12-16 1983-08-23 Otis Engineering Corporation Chemical injection valve with openable bypass
US4452311A (en) 1982-09-24 1984-06-05 Otis Engineering Corporation Equalizing means for well tools
US4681133A (en) 1982-11-05 1987-07-21 Hydril Company Rotatable ball valve apparatus and method
US4534414A (en) 1982-11-10 1985-08-13 Camco, Incorporated Hydraulic control fluid communication nipple
US4526840A (en) 1983-02-11 1985-07-02 Gte Products Corporation Bar evaporation source having improved wettability
US4499048A (en) 1983-02-23 1985-02-12 Metal Alloys, Inc. Method of consolidating a metallic body
US4499049A (en) 1983-02-23 1985-02-12 Metal Alloys, Inc. Method of consolidating a metallic or ceramic body
US4498543A (en) 1983-04-25 1985-02-12 Union Oil Company Of California Method for placing a liner in a pressurized well
US4554986A (en) 1983-07-05 1985-11-26 Reed Rock Bit Company Rotary drill bit having drag cutting elements
US4619699A (en) 1983-08-17 1986-10-28 Exxon Research And Engineering Co. Composite dispersion strengthened composite metal powders
US4539175A (en) 1983-09-26 1985-09-03 Metal Alloys Inc. Method of object consolidation employing graphite particulate
US4524825A (en) 1983-12-01 1985-06-25 Halliburton Company Well packer
FR2556406B1 (fr) 1983-12-08 1986-10-10 Flopetrol Procede pour actionner un outil dans un puits a une profondeur determinee et outil permettant la mise en oeuvre du procede
US4475729A (en) 1983-12-30 1984-10-09 Spreading Machine Exchange, Inc. Drive platform for fabric spreading machines
US4708202A (en) 1984-05-17 1987-11-24 The Western Company Of North America Drillable well-fluid flow control tool
US4709761A (en) 1984-06-29 1987-12-01 Otis Engineering Corporation Well conduit joint sealing system
JPS6167770A (ja) 1984-09-07 1986-04-07 Kizai Kk マグネシウムおよびマグネシウム合金のめつき法
US4674572A (en) 1984-10-04 1987-06-23 Union Oil Company Of California Corrosion and erosion-resistant wellhousing
JPS6167770U (no) 1984-10-12 1986-05-09
US4664962A (en) 1985-04-08 1987-05-12 Additive Technology Corporation Printed circuit laminate, printed circuit board produced therefrom, and printed circuit process therefor
US4678037A (en) 1985-12-06 1987-07-07 Amoco Corporation Method and apparatus for completing a plurality of zones in a wellbore
US4668470A (en) 1985-12-16 1987-05-26 Inco Alloys International, Inc. Formation of intermetallic and intermetallic-type precursor alloys for subsequent mechanical alloying applications
US4738599A (en) 1986-01-25 1988-04-19 Shilling James R Well pump
US4673549A (en) 1986-03-06 1987-06-16 Gunes Ecer Method for preparing fully dense, near-net-shaped objects by powder metallurgy
US4690796A (en) 1986-03-13 1987-09-01 Gte Products Corporation Process for producing aluminum-titanium diboride composites
US4693863A (en) 1986-04-09 1987-09-15 Carpenter Technology Corporation Process and apparatus to simultaneously consolidate and reduce metal powders
NZ218154A (en) 1986-04-26 1989-01-06 Takenaka Komuten Co Container of borehole crevice plugging agentopened by falling pilot weight
NZ218143A (en) 1986-06-10 1989-03-29 Takenaka Komuten Co Annular paper capsule with lugged frangible plate for conveying plugging agent to borehole drilling fluid sink
US4805699A (en) 1986-06-23 1989-02-21 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for setting, unsetting, and retrieving a packer or bridge plug from a subterranean well
US4708208A (en) 1986-06-23 1987-11-24 Baker Oil Tools, Inc. Method and apparatus for setting, unsetting, and retrieving a packer from a subterranean well
US4869325A (en) 1986-06-23 1989-09-26 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for setting, unsetting, and retrieving a packer or bridge plug from a subterranean well
US4688641A (en) 1986-07-25 1987-08-25 Camco, Incorporated Well packer with releasable head and method of releasing
US4719971A (en) 1986-08-18 1988-01-19 Vetco Gray Inc. Metal-to-metal/elastomeric pack-off assembly for subsea wellhead systems
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
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
US4714116A (en) 1986-09-11 1987-12-22 Brunner Travis J Downhole safety valve operable by differential pressure
US5076869A (en) 1986-10-17 1991-12-31 Board Of Regents, The University Of Texas System Multiple material systems for selective beam sintering
US4817725A (en) 1986-11-26 1989-04-04 C. "Jerry" Wattigny, A Part Interest Oil field cable abrading system
DE3640586A1 (de) 1986-11-27 1988-06-09 Norddeutsche Affinerie Verfahren zur herstellung von hohlkugeln oder deren verbunden mit wandungen erhoehter festigkeit
US4741973A (en) 1986-12-15 1988-05-03 United Technologies Corporation Silicon carbide abrasive particles having multilayered coating
US4768588A (en) 1986-12-16 1988-09-06 Kupsa Charles M Connector assembly for a milling tool
US4952902A (en) 1987-03-17 1990-08-28 Tdk Corporation Thermistor materials and elements
USH635H (en) 1987-04-03 1989-06-06 Injection mandrel
US4784226A (en) 1987-05-22 1988-11-15 Arrow Oil Tools, Inc. Drillable bridge plug
US5006044A (en) 1987-08-19 1991-04-09 Walker Sr Frank J Method and system for controlling a mechanical pump to monitor and optimize both reservoir and equipment performance
US4853056A (en) 1988-01-20 1989-08-01 Hoffman Allan C Method of making tennis ball with a single core and cover bonding cure
US5084088A (en) 1988-02-22 1992-01-28 University Of Kentucky Research Foundation High temperature alloys synthesis by electro-discharge compaction
US4975412A (en) 1988-02-22 1990-12-04 University Of Kentucky Research Foundation Method of processing superconducting materials and its products
FR2642439B2 (no) 1988-02-26 1993-04-16 Pechiney Electrometallurgie
US4929415A (en) 1988-03-01 1990-05-29 Kenji Okazaki Method of sintering powder
US4869324A (en) 1988-03-21 1989-09-26 Baker Hughes Incorporated Inflatable packers and methods of utilization
US4889187A (en) 1988-04-25 1989-12-26 Jamie Bryant Terrell Multi-run chemical cutter and method
US4938809A (en) 1988-05-23 1990-07-03 Allied-Signal Inc. Superplastic forming consolidated rapidly solidified, magnestum base metal alloy powder
US4932474A (en) 1988-07-14 1990-06-12 Marathon Oil Company Staged screen assembly for gravel packing
US4880059A (en) 1988-08-12 1989-11-14 Halliburton Company Sliding sleeve casing tool
US4834184A (en) 1988-09-22 1989-05-30 Halliburton Company Drillable, testing, treat, squeeze packer
US4909320A (en) 1988-10-14 1990-03-20 Drilex Systems, Inc. Detonation assembly for explosive wellhead severing system
US4850432A (en) 1988-10-17 1989-07-25 Texaco Inc. Manual port closing tool for well cementing
US4901794A (en) 1989-01-23 1990-02-20 Baker Hughes Incorporated Subterranean well anchoring apparatus
US5049165B1 (en) 1989-01-30 1995-09-26 Ultimate Abrasive Syst Inc Composite material
US4890675A (en) 1989-03-08 1990-01-02 Dew Edward G Horizontal drilling through casing window
US4938309A (en) 1989-06-08 1990-07-03 M.D. Manufacturing, Inc. Built-in vacuum cleaning system with improved acoustic damping design
EP0406580B1 (en) 1989-06-09 1996-09-04 Matsushita Electric Industrial Co., Ltd. A composite material and a method for producing the same
JP2511526B2 (ja) 1989-07-13 1996-06-26 ワイケイケイ株式会社 高力マグネシウム基合金
JPH0754008Y2 (ja) 1989-07-20 1995-12-13 日産自動車株式会社 自動車用ヒーターユニット
US4977958A (en) 1989-07-26 1990-12-18 Miller Stanley J Downhole pump filter
FR2651244B1 (fr) 1989-08-24 1993-03-26 Pechiney Recherche Procede d'obtention d'alliages de magnesium par pulverisation-depot.
US4986361A (en) 1989-08-31 1991-01-22 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
US5117915A (en) 1989-08-31 1992-06-02 Union Oil Company Of California Well casing flotation device and method
IE903114A1 (en) 1989-08-31 1991-03-13 Union Oil Co Well casing flotation device and method
US5304588A (en) 1989-09-28 1994-04-19 Union Carbide Chemicals & Plastics Technology Corporation Core-shell resin particle
US4981177A (en) 1989-10-17 1991-01-01 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for establishing communication with a downhole portion of a control fluid pipe
US4944351A (en) 1989-10-26 1990-07-31 Baker Hughes Incorporated Downhole safety valve for subterranean well and method
US4949788A (en) 1989-11-08 1990-08-21 Halliburton Company Well completions using casing valves
US5095988A (en) 1989-11-15 1992-03-17 Bode Robert E Plug injection method and apparatus
US5204055A (en) 1989-12-08 1993-04-20 Massachusetts Institute Of Technology Three-dimensional printing techniques
US5387380A (en) 1989-12-08 1995-02-07 Massachusetts Institute Of Technology Three-dimensional printing techniques
GB2240798A (en) 1990-02-12 1991-08-14 Shell Int Research Method and apparatus for perforating a well liner and for fracturing a surrounding formation
US5178216A (en) 1990-04-25 1993-01-12 Halliburton Company Wedge lock ring
US5271468A (en) 1990-04-26 1993-12-21 Halliburton Company Downhole tool apparatus with non-metallic components and methods of drilling thereof
US5665289A (en) 1990-05-07 1997-09-09 Chang I. Chung Solid polymer solution binders for shaping of finely-divided inert particles
US5074361A (en) 1990-05-24 1991-12-24 Halliburton Company Retrieving tool and method
US5010955A (en) 1990-05-29 1991-04-30 Smith International, Inc. Casing mill and method
US5048611A (en) 1990-06-04 1991-09-17 Lindsey Completion Systems, Inc. Pressure operated circulation valve
US5090480A (en) 1990-06-28 1992-02-25 Slimdril International, Inc. Underreamer with simultaneously expandable cutter blades and method
US5036921A (en) 1990-06-28 1991-08-06 Slimdril International, Inc. Underreamer with sequentially expandable cutter blades
US5188182A (en) 1990-07-13 1993-02-23 Otis Engineering Corporation System containing expendible isolation valve with frangible sealing member, seat arrangement and method for use
US5316598A (en) 1990-09-21 1994-05-31 Allied-Signal Inc. Superplastically formed product from rolled magnesium base metal alloy sheet
US5087304A (en) 1990-09-21 1992-02-11 Allied-Signal Inc. Hot rolled sheet of rapidly solidified magnesium base alloy
US5061323A (en) 1990-10-15 1991-10-29 The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy Composition and method for producing an aluminum alloy resistant to environmentally-assisted cracking
US5171734A (en) 1991-04-22 1992-12-15 Sri International Coating a substrate in a fluidized bed maintained at a temperature below the vaporization temperature of the resulting coating composition
US5188183A (en) 1991-05-03 1993-02-23 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for controlling the flow of well bore fluids
US5161614A (en) 1991-05-31 1992-11-10 Marguip, Inc. Apparatus and method for accessing the casing of a burning oil well
US5292478A (en) 1991-06-24 1994-03-08 Ametek, Specialty Metal Products Division Copper-molybdenum composite strip
US5453293A (en) 1991-07-17 1995-09-26 Beane; Alan F. Methods of manufacturing coated particles having desired values of intrinsic properties and methods of applying the coated particles to objects
US5228518A (en) 1991-09-16 1993-07-20 Conoco Inc. Downhole activated process and apparatus for centralizing pipe in a wellbore
US5234055A (en) 1991-10-10 1993-08-10 Atlantic Richfield Company Wellbore pressure differential control for gravel pack screen
US5318746A (en) 1991-12-04 1994-06-07 The United States Of America As Represented By The Secretary Of Commerce Process for forming alloys in situ in absence of liquid-phase sintering
US5252365A (en) 1992-01-28 1993-10-12 White Engineering Corporation Method for stabilization and lubrication of elastomers
US5511620A (en) 1992-01-29 1996-04-30 Baugh; John L. Straight Bore metal-to-metal wellbore seal apparatus and method of sealing in a wellbore
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
US5474131A (en) 1992-08-07 1995-12-12 Baker Hughes Incorporated Method for completing multi-lateral wells and maintaining selective re-entry into laterals
US5477923A (en) 1992-08-07 1995-12-26 Baker Hughes Incorporated Wellbore completion using measurement-while-drilling techniques
US5454430A (en) 1992-08-07 1995-10-03 Baker Hughes Incorporated Scoophead/diverter assembly for completing lateral wellbores
US5417285A (en) 1992-08-07 1995-05-23 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for sealing and transferring force in a wellbore
US5623993A (en) 1992-08-07 1997-04-29 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for sealing and transfering force in a wellbore
US5253714A (en) 1992-08-17 1993-10-19 Baker Hughes Incorporated Well service tool
US5282509A (en) 1992-08-20 1994-02-01 Conoco Inc. Method for cleaning cement plug from wellbore liner
US5647444A (en) 1992-09-18 1997-07-15 Williams; John R. Rotating blowout preventor
US5310000A (en) 1992-09-28 1994-05-10 Halliburton Company Foil wrapped base pipe for sand control
US5902424A (en) 1992-09-30 1999-05-11 Mazda Motor Corporation Method of making an article of manufacture made of a magnesium alloy
JP2676466B2 (ja) 1992-09-30 1997-11-17 マツダ株式会社 マグネシウム合金製部材およびその製造方法
US5380473A (en) 1992-10-23 1995-01-10 Fuisz Technologies Ltd. Process for making shearform matrix
US5309874A (en) 1993-01-08 1994-05-10 Ford Motor Company Powertrain component with adherent amorphous or nanocrystalline ceramic coating system
US5392860A (en) 1993-03-15 1995-02-28 Baker Hughes Incorporated Heat activated safety fuse
US5677372A (en) 1993-04-06 1997-10-14 Sumitomo Electric Industries, Ltd. Diamond reinforced composite material
JP3489177B2 (ja) 1993-06-03 2004-01-19 マツダ株式会社 塑性加工成形品の製造方法
US5427177A (en) 1993-06-10 1995-06-27 Baker Hughes Incorporated Multi-lateral selective re-entry tool
US5394941A (en) 1993-06-21 1995-03-07 Halliburton Company Fracture oriented completion tool system
US5368098A (en) 1993-06-23 1994-11-29 Weatherford U.S., Inc. Stage tool
US6024915A (en) 1993-08-12 2000-02-15 Agency Of Industrial Science & Technology Coated metal particles, a metal-base sinter and a process for producing same
JP3533459B2 (ja) 1993-08-12 2004-05-31 独立行政法人産業技術総合研究所 被覆金属準微粒子の製造法
US5536485A (en) 1993-08-12 1996-07-16 Agency Of Industrial Science & Technology Diamond sinter, high-pressure phase boron nitride sinter, and processes for producing those sinters
US5407011A (en) 1993-10-07 1995-04-18 Wada Ventures Downhole mill and method for milling
KR950014350B1 (ko) 1993-10-19 1995-11-25 주승기 W-Cu 계 합금의 제조방법
US5398754A (en) 1994-01-25 1995-03-21 Baker Hughes Incorporated Retrievable whipstock anchor assembly
US5411082A (en) 1994-01-26 1995-05-02 Baker Hughes Incorporated Scoophead running tool
US5439051A (en) 1994-01-26 1995-08-08 Baker Hughes Incorporated Lateral connector receptacle
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
US5425424A (en) 1994-02-28 1995-06-20 Baker Hughes Incorporated Casing valve
US5456327A (en) 1994-03-08 1995-10-10 Smith International, Inc. O-ring seal for rock bit bearings
DE4407593C1 (de) 1994-03-08 1995-10-26 Plansee Metallwerk Verfahren zur Herstellung von Pulverpreßlingen hoher Dichte
US5826661A (en) 1994-05-02 1998-10-27 Halliburton Energy Services, Inc. Linear indexing apparatus and methods of using same
US5479986A (en) 1994-05-02 1996-01-02 Halliburton Company Temporary plug system
US5526881A (en) 1994-06-30 1996-06-18 Quality Tubing, Inc. Preperforated coiled tubing
US5707214A (en) 1994-07-01 1998-01-13 Fluid Flow Engineering Company Nozzle-venturi gas lift flow control device and method for improving production rate, lift efficiency, and stability of gas lift wells
US5506055A (en) 1994-07-08 1996-04-09 Sulzer Metco (Us) Inc. Boron nitride and aluminum thermal spray powder
JPH10506150A (ja) 1994-08-01 1998-06-16 フランツ ヘーマン、 非平衡軽量合金及び製品のために選択される処理
FI95897C (fi) 1994-12-08 1996-04-10 Westem Oy Kuormalava
US5526880A (en) 1994-09-15 1996-06-18 Baker Hughes Incorporated Method for multi-lateral completion and cementing the juncture with lateral wellbores
US5934372A (en) 1994-10-20 1999-08-10 Muth Pump Llc Pump system and method for pumping well fluids
US5765639A (en) 1994-10-20 1998-06-16 Muth Pump Llc Tubing pump system for pumping well fluids
US5558153A (en) 1994-10-20 1996-09-24 Baker Hughes Incorporated Method & apparatus for actuating a downhole tool
US6250392B1 (en) 1994-10-20 2001-06-26 Muth Pump Llc Pump systems and methods
US5507439A (en) 1994-11-10 1996-04-16 Kerr-Mcgee Chemical Corporation Method for milling a powder
US5695009A (en) 1995-10-31 1997-12-09 Sonoma Corporation Downhole oil well tool running and pulling with hydraulic release using deformable ball valving member
GB9425240D0 (en) 1994-12-14 1995-02-08 Head Philip Dissoluable metal to metal seal
US5829520A (en) 1995-02-14 1998-11-03 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for testing, completion and/or maintaining wellbores using a sensor device
US6230822B1 (en) 1995-02-16 2001-05-15 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for monitoring and recording of the operating condition of a downhole drill bit during drilling operations
JPH08232029A (ja) 1995-02-24 1996-09-10 Sumitomo Electric Ind Ltd Ni基粒子分散型銅系焼結合金とその製造方法
US6403210B1 (en) 1995-03-07 2002-06-11 Nederlandse Organisatie Voor Toegepast-Natuurwetenschappelijk Onderzoek Tno Method for manufacturing a composite material
US5728195A (en) 1995-03-10 1998-03-17 The United States Of America As Represented By The Department Of Energy Method for producing nanocrystalline multicomponent and multiphase materials
WO1996028269A1 (en) 1995-03-14 1996-09-19 Nittetsu Mining Co., Ltd. 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
WO1997016838A1 (en) 1995-10-31 1997-05-09 Ecole Polytechnique Federale De Lausanne A battery of photovoltaic cells and process for manufacturing the same
US5772735A (en) 1995-11-02 1998-06-30 University Of New Mexico Supported inorganic membranes
CA2163946C (en) 1995-11-28 1997-10-14 Integrated Production Services Ltd. Dizzy dognut anchoring system
US5698081A (en) 1995-12-07 1997-12-16 Materials Innovation, Inc. Coating particles in a centrifugal bed
US5810084A (en) 1996-02-22 1998-09-22 Halliburton Energy Services, Inc. Gravel pack apparatus
EP0828922B1 (en) 1996-03-22 2001-06-27 Smith International, Inc. Actuating ball
US6007314A (en) 1996-04-01 1999-12-28 Nelson, Ii; Joe A. Downhole pump with standing valve assembly which guides the ball off-center
US5762137A (en) 1996-04-29 1998-06-09 Halliburton Energy Services, Inc. Retrievable screen apparatus and methods of using same
US6047773A (en) 1996-08-09 2000-04-11 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus and methods for stimulating a subterranean well
US5905000A (en) 1996-09-03 1999-05-18 Nanomaterials Research Corporation Nanostructured ion conducting solid electrolytes
US5720344A (en) 1996-10-21 1998-02-24 Newman; Frederic M. Method of longitudinally splitting a pipe coupling within a wellbore
US5782305A (en) 1996-11-18 1998-07-21 Texaco Inc. Method and apparatus for removing fluid from production tubing into the well
US5826652A (en) 1997-04-08 1998-10-27 Baker Hughes Incorporated Hydraulic setting tool
US5881816A (en) 1997-04-11 1999-03-16 Weatherford/Lamb, Inc. Packer mill
DE19716524C1 (de) 1997-04-19 1998-08-20 Daimler Benz Aerospace Ag Verfahren zur Herstellung eines Körpers mit einem Hohlraum
US5960881A (en) 1997-04-22 1999-10-05 Jerry P. Allamon Downhole surge pressure reduction system and method of use
DK1009545T3 (da) 1997-05-13 2011-03-28 Richard Edmund Toth Hårde pulvere med resistent belægning og sintrede genstande heraf
AU8164898A (en) * 1997-06-27 1999-01-19 Baker Hughes Incorporated Drilling system with sensors for determining properties of drilling fluid downhole
US5924491A (en) 1997-07-03 1999-07-20 Baker Hughes Incorporated Thru-tubing anchor seal assembly and/or packer release devices
GB9715001D0 (en) * 1997-07-17 1997-09-24 Specialised Petroleum Serv Ltd A downhole tool
ATE267884T1 (de) 1997-08-19 2004-06-15 Titanox Developments Ltd Auf titanlegierung basierender dispersionsgehärteter verbundwerkstoff
US6283208B1 (en) 1997-09-05 2001-09-04 Schlumberger Technology Corp. Orienting tool and method
US5992520A (en) 1997-09-15 1999-11-30 Halliburton Energy Services, Inc. Annulus pressure operated downhole choke and associated methods
US6612826B1 (en) 1997-10-15 2003-09-02 Iap Research, Inc. System for consolidating powders
US6397950B1 (en) 1997-11-21 2002-06-04 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus and method for removing a frangible rupture disc or other frangible device from a wellbore casing
US6095247A (en) 1997-11-21 2000-08-01 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus and method for opening perforations in a well casing
US6079496A (en) 1997-12-04 2000-06-27 Baker Hughes Incorporated Reduced-shock landing collar
US6170583B1 (en) 1998-01-16 2001-01-09 Dresser Industries, Inc. Inserts and compacts having coated or encrusted cubic boron nitride particles
GB2334051B (en) 1998-02-09 2000-08-30 Antech Limited Oil well separation method and apparatus
US6076600A (en) 1998-02-27 2000-06-20 Halliburton Energy Services, Inc. Plug apparatus having a dispersible plug member and a fluid barrier
AU1850199A (en) 1998-03-11 1999-09-23 Baker Hughes Incorporated Apparatus for removal of milling debris
US6173779B1 (en) 1998-03-16 2001-01-16 Halliburton Energy Services, Inc. Collapsible well perforating apparatus
WO1999047726A1 (en) 1998-03-19 1999-09-23 The University Of Florida Process for depositing atomic to nanometer particle coatings on host particles
CA2232748C (en) 1998-03-19 2007-05-08 Ipec Ltd. Injection tool
US6050340A (en) 1998-03-27 2000-04-18 Weatherford International, Inc. Downhole pump installation/removal system and method
US5990051A (en) 1998-04-06 1999-11-23 Fairmount Minerals, Inc. Injection molded degradable casing perforation ball sealers
US6189618B1 (en) 1998-04-20 2001-02-20 Weatherford/Lamb, Inc. Wellbore wash nozzle system
US6167970B1 (en) 1998-04-30 2001-01-02 B J Services Company Isolation tool release mechanism
WO1999057417A2 (en) 1998-05-05 1999-11-11 Baker Hughes Incorporated Chemical actuation system for downhole tools and method for detecting failure of an inflatable element
US6675889B1 (en) 1998-05-11 2004-01-13 Offshore Energy Services, Inc. Tubular filling system
JP4124574B2 (ja) 1998-05-14 2008-07-23 ファイク・コーポレーション 下げ穴ダンプ弁
US6135208A (en) 1998-05-28 2000-10-24 Halliburton Energy Services, Inc. Expandable wellbore junction
CA2239645C (en) 1998-06-05 2003-04-08 Top-Co Industries Ltd. Method and apparatus for locating a drill bit when drilling out cementing equipment from a wellbore
US6357332B1 (en) 1998-08-06 2002-03-19 Thew Regents Of The University Of California Process for making metallic/intermetallic composite laminate materian and materials so produced especially for use in lightweight armor
FR2782096B1 (fr) 1998-08-07 2001-05-18 Commissariat Energie Atomique Procede de fabrication d'un alliage intermetallique fer-aluminium renforce par des dispersoides de ceramique et alliage ainsi obtenu
US6273187B1 (en) 1998-09-10 2001-08-14 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for downhole safety valve remediation
US6142237A (en) 1998-09-21 2000-11-07 Camco International, Inc. Method for coupling and release of submergible equipment
US6213202B1 (en) 1998-09-21 2001-04-10 Camco International, Inc. Separable connector for coil tubing deployed systems
US6779599B2 (en) 1998-09-25 2004-08-24 Offshore Energy Services, Inc. Tubular filling system
DE19844397A1 (de) 1998-09-28 2000-03-30 Hilti Ag Abrasive Schneidkörper enthaltend Diamantpartikel und Verfahren zur Herstellung der Schneidkörper
US6161622A (en) 1998-11-02 2000-12-19 Halliburton Energy Services, Inc. Remote actuated plug method
US5992452A (en) 1998-11-09 1999-11-30 Nelson, Ii; Joe A. Ball and seat valve assembly and downhole pump utilizing the valve assembly
US6220350B1 (en) 1998-12-01 2001-04-24 Halliburton Energy Services, Inc. High strength water soluble plug
JP2000185725A (ja) 1998-12-21 2000-07-04 Sachiko Ando 筒状包装体
FR2788451B1 (fr) 1999-01-20 2001-04-06 Elf Exploration Prod Procede de destruction d'un isolant thermique rigide dispose dans un espace confine
US6315041B1 (en) 1999-04-15 2001-11-13 Stephen L. Carlisle Multi-zone isolation tool and method of stimulating and testing a subterranean well
US6186227B1 (en) 1999-04-21 2001-02-13 Schlumberger Technology Corporation Packer
US6561269B1 (en) 1999-04-30 2003-05-13 The Regents Of The University Of California Canister, sealing method and composition for sealing a borehole
US6613383B1 (en) 1999-06-21 2003-09-02 Regents Of The University Of Colorado Atomic layer controlled deposition on particle surfaces
US6241021B1 (en) 1999-07-09 2001-06-05 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of completing an uncemented wellbore junction
US6341747B1 (en) 1999-10-28 2002-01-29 United Technologies Corporation Nanocomposite layered airfoil
US6401547B1 (en) 1999-10-29 2002-06-11 The University Of Florida Device and method for measuring fluid and solute fluxes in flow systems
US6237688B1 (en) 1999-11-01 2001-05-29 Halliburton Energy Services, Inc. Pre-drilled casing apparatus and associated methods for completing a subterranean well
US6279656B1 (en) 1999-11-03 2001-08-28 Santrol, Inc. Downhole chemical delivery system for oil and gas wells
US6341653B1 (en) 1999-12-10 2002-01-29 Polar Completions Engineering, Inc. Junk basket and method of use
US6325148B1 (en) 1999-12-22 2001-12-04 Weatherford/Lamb, Inc. Tools and methods for use with expandable tubulars
CA2329388C (en) 1999-12-22 2008-03-18 Smith International, Inc. Apparatus and method for packing or anchoring an inner tubular within a casing
AU782553B2 (en) 2000-01-05 2005-08-11 Baker Hughes Incorporated Method of providing hydraulic/fiber conduits adjacent bottom hole assemblies for multi-step completions
US6354372B1 (en) 2000-01-13 2002-03-12 Carisella & Cook Ventures Subterranean well tool and slip assembly
ATE296177T1 (de) 2000-01-25 2005-06-15 Glatt Systemtechnik Dresden Hohlkugel und verfahren zur herstellung von hohlkugeln und leichtbauteilen mit hohlkugeln
US6390200B1 (en) 2000-02-04 2002-05-21 Allamon Interest Drop ball sub and system of use
US7036594B2 (en) 2000-03-02 2006-05-02 Schlumberger Technology Corporation Controlling a pressure transient in a well
WO2001068312A2 (en) 2000-03-10 2001-09-20 Corus Aluminium Walzprodukte Gmbh Brazing sheet product and method of manufacturing an assembly using the brazing sheet product
US6679176B1 (en) 2000-03-21 2004-01-20 Peter D. Zavitsanos Reactive projectiles for exploding unexploded ordnance
US6699305B2 (en) 2000-03-21 2004-03-02 James J. Myrick Production of metals and their alloys
US6662886B2 (en) 2000-04-03 2003-12-16 Larry R. Russell Mudsaver valve with dual snap action
US6276457B1 (en) 2000-04-07 2001-08-21 Alberta Energy Company Ltd Method for emplacing a coil tubing string in a well
US6371206B1 (en) 2000-04-20 2002-04-16 Kudu Industries Inc Prevention of sand plugging of oil well pumps
US6408946B1 (en) 2000-04-28 2002-06-25 Baker Hughes Incorporated Multi-use tubing disconnect
JP3696514B2 (ja) 2000-05-31 2005-09-21 本田技研工業株式会社 合金粉末の製造方法
EP1174385B1 (en) 2000-05-31 2004-10-06 Honda Giken Kogyo Kabushiki Kaisha Process for producing hydrogen absorbing alloy powder, hydrogen absorbing alloy powder, and hydrogen-storing tank for mounting in vehicle
EG22932A (en) 2000-05-31 2002-01-13 Shell Int Research Method and system for reducing longitudinal fluid flow around a permeable well tubular
US6446717B1 (en) 2000-06-01 2002-09-10 Weatherford/Lamb, Inc. Core-containing sealing assembly
US6713177B2 (en) 2000-06-21 2004-03-30 Regents Of The University Of Colorado Insulating and functionalizing fine metal-containing particles with conformal ultra-thin films
US7255178B2 (en) 2000-06-30 2007-08-14 Bj Services Company Drillable bridge plug
US7600572B2 (en) 2000-06-30 2009-10-13 Bj Services Company Drillable bridge plug
CA2411363C (en) 2000-06-30 2005-10-25 Weatherford/Lamb, Inc. Apparatus and method to complete a multilateral junction
GB0016595D0 (en) 2000-07-07 2000-08-23 Moyes Peter B Deformable member
US6394180B1 (en) 2000-07-12 2002-05-28 Halliburton Energy Service,S Inc. Frac plug with caged ball
BR0112621B1 (pt) 2000-07-21 2010-02-23 sistema combinado de revestimento e matriz, processo para controlar e monitorar processos em um poÇo ou reservatàrio, e, uso do sistema combinado de revestimento/matriz.
US6382244B2 (en) 2000-07-24 2002-05-07 Roy R. Vann Reciprocating pump standing head valve
US7360593B2 (en) 2000-07-27 2008-04-22 Vernon George Constien Product for coating wellbore screens
US6394185B1 (en) 2000-07-27 2002-05-28 Vernon George Constien Product and process for coating wellbore screens
US6390195B1 (en) 2000-07-28 2002-05-21 Halliburton Energy Service,S Inc. Methods and compositions for forming permeable cement sand screens in well bores
US6357322B1 (en) 2000-08-08 2002-03-19 Williams-Sonoma, Inc. Inclined rack and spiral radius pinion corkscrew machine
US6470965B1 (en) 2000-08-28 2002-10-29 Colin Winzer Device for introducing a high pressure fluid into well head components
US6712797B1 (en) 2000-09-19 2004-03-30 Board Of Supervisors Of Louisiana State University And Agricultural And Mechanical College Blood return catheter
US6439313B1 (en) 2000-09-20 2002-08-27 Schlumberger Technology Corporation Downhole machining of well completion equipment
GB0025302D0 (en) 2000-10-14 2000-11-29 Sps Afos Group Ltd Downhole fluid sampler
GB0026063D0 (en) 2000-10-25 2000-12-13 Weatherford Lamb Downhole tubing
US7090025B2 (en) 2000-10-25 2006-08-15 Weatherford/Lamb, Inc. Methods and apparatus for reforming and expanding tubulars in a wellbore
US6472068B1 (en) 2000-10-26 2002-10-29 Sandia Corporation Glass rupture disk
NO313341B1 (no) 2000-12-04 2002-09-16 Ziebel As Hylseventil for regulering av fluidstrom og fremgangsmate til sammenstilling av en hylseventil
US6491097B1 (en) 2000-12-14 2002-12-10 Halliburton Energy Services, Inc. Abrasive slurry delivery apparatus and methods of using same
US6457525B1 (en) 2000-12-15 2002-10-01 Exxonmobil Oil Corporation Method and apparatus for completing multiple production zones from a single wellbore
US6725934B2 (en) 2000-12-21 2004-04-27 Baker Hughes Incorporated Expandable packer isolation system
US6899777B2 (en) 2001-01-02 2005-05-31 Advanced Ceramics Research, Inc. Continuous fiber reinforced composites and methods, apparatuses, and compositions for making the same
US6491083B2 (en) 2001-02-06 2002-12-10 Anadigics, Inc. Wafer demount receptacle for separation of thinned wafer from mounting carrier
US6601650B2 (en) 2001-08-09 2003-08-05 Worldwide Oilfield Machine, Inc. Method and apparatus for replacing BOP with gate valve
US6513598B2 (en) 2001-03-19 2003-02-04 Halliburton Energy Services, Inc. Drillable floating equipment and method of eliminating bit trips by using drillable materials for the construction of shoe tracks
US6668938B2 (en) 2001-03-30 2003-12-30 Schlumberger Technology Corporation Cup packer
US6644412B2 (en) 2001-04-25 2003-11-11 Weatherford/Lamb, Inc. Flow control apparatus for use in a wellbore
US6634428B2 (en) 2001-05-03 2003-10-21 Baker Hughes Incorporated Delayed opening ball seat
US6712153B2 (en) 2001-06-27 2004-03-30 Weatherford/Lamb, Inc. Resin impregnated continuous fiber plug with non-metallic element system
US6588507B2 (en) 2001-06-28 2003-07-08 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus and method for progressively gravel packing an interval of a wellbore
JP4507598B2 (ja) 2001-07-18 2010-07-21 ザ・リージエンツ・オブ・ザ・ユニバーシテイ・オブ・コロラド 表面に無機薄膜を有する非凝集粒子を製造するための方法
US6655459B2 (en) 2001-07-30 2003-12-02 Weatherford/Lamb, Inc. Completion apparatus and methods for use in wellbores
US7017664B2 (en) 2001-08-24 2006-03-28 Bj Services Company Single trip horizontal gravel pack and stimulation system and method
US7331388B2 (en) 2001-08-24 2008-02-19 Bj Services Company Horizontal single trip system with rotating jetting tool
JP3607655B2 (ja) 2001-09-26 2005-01-05 株式会社東芝 マウント材、半導体装置及び半導体装置の製造方法
US6949491B2 (en) 2001-09-26 2005-09-27 Cooke Jr Claude E Method and materials for hydraulic fracturing of wells
GB2398837B (en) 2001-10-09 2006-05-03 Burlington Resources Oil & Gas Downhole well pump
US20030070811A1 (en) 2001-10-12 2003-04-17 Robison Clark E. Apparatus and method for perforating a subterranean formation
US6601648B2 (en) 2001-10-22 2003-08-05 Charles D. Ebinger Well completion method
RU2320867C2 (ru) 2001-12-03 2008-03-27 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ и устройство для введения жидкости в пласт
US7017677B2 (en) 2002-07-24 2006-03-28 Smith International, Inc. Coarse carbide substrate cutting elements and method of forming the same
WO2003052238A1 (en) 2001-12-18 2003-06-26 Sand Control, Inc. A drilling method for maintaining productivity while eliminating perforating and gravel packing
US7051805B2 (en) 2001-12-20 2006-05-30 Baker Hughes Incorporated Expandable packer with anchoring feature
US7445049B2 (en) 2002-01-22 2008-11-04 Weatherford/Lamb, Inc. Gas operated pump for hydrocarbon wells
CA2474064C (en) 2002-01-22 2008-04-08 Weatherford/Lamb, Inc. Gas operated pump for hydrocarbon wells
US7096945B2 (en) 2002-01-25 2006-08-29 Halliburton Energy Services, Inc. Sand control screen assembly and treatment method using the same
US6899176B2 (en) 2002-01-25 2005-05-31 Halliburton Energy Services, Inc. Sand control screen assembly and treatment method using the same
US6719051B2 (en) 2002-01-25 2004-04-13 Halliburton Energy Services, Inc. Sand control screen assembly and treatment method using the same
US6776228B2 (en) 2002-02-21 2004-08-17 Weatherford/Lamb, Inc. Ball dropping assembly
US6715541B2 (en) 2002-02-21 2004-04-06 Weatherford/Lamb, Inc. Ball dropping assembly
US6799638B2 (en) 2002-03-01 2004-10-05 Halliburton Energy Services, Inc. Method, apparatus and system for selective release of cementing plugs
US20040005483A1 (en) 2002-03-08 2004-01-08 Chhiu-Tsu Lin Perovskite manganites for use in coatings
US6896061B2 (en) 2002-04-02 2005-05-24 Halliburton Energy Services, Inc. Multiple zones frac tool
US6883611B2 (en) 2002-04-12 2005-04-26 Halliburton Energy Services, Inc. Sealed multilateral junction system
US6810960B2 (en) 2002-04-22 2004-11-02 Weatherford/Lamb, Inc. Methods for increasing production from a wellbore
EP1527326B1 (en) 2002-05-15 2019-05-01 Aarhus Universitet Sampling device and method for measuring fluid flow and solute mass transport
US6769491B2 (en) 2002-06-07 2004-08-03 Weatherford/Lamb, Inc. Anchoring and sealing system for a downhole tool
AUPS311202A0 (en) 2002-06-21 2002-07-18 Cast Centre Pty Ltd Creep resistant magnesium alloy
GB2390106B (en) 2002-06-24 2005-11-30 Schlumberger Holdings Apparatus and methods for establishing secondary hydraulics in a downhole tool
AU2003256569A1 (en) 2002-07-15 2004-02-02 Quellan, Inc. Adaptive noise filtering and equalization
US7049272B2 (en) 2002-07-16 2006-05-23 Santrol, Inc. Downhole chemical delivery system for oil and gas wells
WO2004035496A2 (en) 2002-07-19 2004-04-29 Ppg Industries Ohio, Inc. Article having nano-scaled structures and a process for making such article
US6939388B2 (en) 2002-07-23 2005-09-06 General Electric Company Method for making materials having artificially dispersed nano-size phases and articles made therewith
GB2391566B (en) 2002-07-31 2006-01-04 Schlumberger Holdings Multiple interventionless actuated downhole valve and method
US7128145B2 (en) 2002-08-19 2006-10-31 Baker Hughes Incorporated High expansion sealing device with leak path closures
US6932159B2 (en) 2002-08-28 2005-08-23 Baker Hughes Incorporated Run in cover for downhole expandable screen
CA2493267C (en) 2002-09-11 2011-11-01 Hiltap Fittings, Ltd. Fluid system component with sacrificial element
US7264056B2 (en) 2002-09-13 2007-09-04 University Of Wyoming System and method for the mitigation of paraffin wax deposition from crude oil by using ultrasonic waves
US6943207B2 (en) 2002-09-13 2005-09-13 H.B. Fuller Licensing & Financing Inc. Smoke suppressant hot melt adhesive composition
US6817414B2 (en) 2002-09-20 2004-11-16 M-I Llc Acid coated sand for gravel pack and filter cake clean-up
US6854522B2 (en) 2002-09-23 2005-02-15 Halliburton Energy Services, Inc. Annular isolators for expandable tubulars in wellbores
US6827150B2 (en) 2002-10-09 2004-12-07 Weatherford/Lamb, Inc. High expansion packer
US6887297B2 (en) 2002-11-08 2005-05-03 Wayne State University Copper nanocrystals and methods of producing same
US7090027B1 (en) 2002-11-12 2006-08-15 Dril—Quip, Inc. Casing hanger assembly with rupture disk in support housing and method
US8403037B2 (en) 2009-12-08 2013-03-26 Baker Hughes Incorporated Dissolvable tool and method
US8327931B2 (en) 2009-12-08 2012-12-11 Baker Hughes Incorporated Multi-component disappearing tripping ball and method for making the same
US9682425B2 (en) 2009-12-08 2017-06-20 Baker Hughes Incorporated Coated metallic powder and method of making the same
US9101978B2 (en) 2002-12-08 2015-08-11 Baker Hughes Incorporated Nanomatrix powder metal compact
US8297364B2 (en) 2009-12-08 2012-10-30 Baker Hughes Incorporated Telescopic unit with dissolvable barrier
US9109429B2 (en) 2002-12-08 2015-08-18 Baker Hughes Incorporated Engineered powder compact composite material
US9079246B2 (en) 2009-12-08 2015-07-14 Baker Hughes Incorporated Method of making a nanomatrix powder metal compact
WO2004061265A1 (en) 2002-12-26 2004-07-22 Baker Hughes Incorporated Alternative packer setting method
JP2004225765A (ja) 2003-01-21 2004-08-12 Nissin Kogyo Co Ltd 車両用ディスクブレーキのディスクロータ
JP2004225084A (ja) 2003-01-21 2004-08-12 Nissin Kogyo Co Ltd 自動車用ナックル
US7128154B2 (en) 2003-01-30 2006-10-31 Weatherford/Lamb, Inc. Single-direction cementing plug
US7013989B2 (en) 2003-02-14 2006-03-21 Weatherford/Lamb, Inc. Acoustical telemetry
DE10306887A1 (de) 2003-02-18 2004-08-26 Daimlerchrysler Ag Verfahren zur Beschichtung von Partikeln für generative rapid prototyping Prozesse
US7021389B2 (en) 2003-02-24 2006-04-04 Bj Services Company Bi-directional ball seat system and method
AU2003303988B2 (en) 2003-02-26 2008-05-08 Exxonmobil Upstream Research Company Method for drilling and completing wells
US7108080B2 (en) 2003-03-13 2006-09-19 Tesco Corporation Method and apparatus for drilling a borehole with a borehole liner
US7288325B2 (en) 2003-03-14 2007-10-30 The Pennsylvania State University Hydrogen storage material based on platelets and/or a multilayered core/shell structure
NO318013B1 (no) 2003-03-21 2005-01-17 Bakke Oil Tools As Anordning og fremgangsmåte for frakopling av et verktøy fra en rørstreng
GB2428718B (en) 2003-04-01 2007-08-29 Specialised Petroleum Serv Ltd Actuation Mechanism for Downhole tool
US20060102871A1 (en) 2003-04-08 2006-05-18 Xingwu Wang Novel composition
EP1619227B1 (en) 2003-04-14 2014-05-07 Sekisui Chemical Co., Ltd. Method for releasing adhered article
DE10318801A1 (de) 2003-04-17 2004-11-04 Aesculap Ag & Co. Kg Flächiges Implantat und seine Verwendung in der Chirurgie
US7017672B2 (en) 2003-05-02 2006-03-28 Go Ii Oil Tools, Inc. Self-set bridge plug
US6926086B2 (en) 2003-05-09 2005-08-09 Halliburton Energy Services, Inc. Method for removing a tool from a well
US20090107684A1 (en) 2007-10-31 2009-04-30 Cooke Jr Claude E Applications of degradable polymers for delayed mechanical changes in wells
US6962206B2 (en) 2003-05-15 2005-11-08 Weatherford/Lamb, Inc. Packer with metal sealing element
US20040231845A1 (en) 2003-05-15 2004-11-25 Cooke Claude E. Applications of degradable polymers in wells
US8181703B2 (en) 2003-05-16 2012-05-22 Halliburton Energy Services, Inc. Method useful for controlling fluid loss in subterranean formations
US7097906B2 (en) 2003-06-05 2006-08-29 Lockheed Martin Corporation Pure carbon isotropic alloy of allotropic forms of carbon including single-walled carbon nanotubes and diamond-like carbon
WO2004111284A2 (en) 2003-06-12 2004-12-23 Element Six (Pty) Ltd Composite material for drilling applications
WO2005014708A1 (en) 2003-06-23 2005-02-17 William Marsh Rice University Elastomers reinforced with carbon nanotubes
US20050064247A1 (en) 2003-06-25 2005-03-24 Ajit Sane Composite refractory metal carbide coating on a substrate and method for making thereof
US7048048B2 (en) 2003-06-26 2006-05-23 Halliburton Energy Services, Inc. Expandable sand control screen and method for use of same
US7032663B2 (en) 2003-06-27 2006-04-25 Halliburton Energy Services, Inc. Permeable cement and sand control methods utilizing permeable cement in subterranean well bores
US7111682B2 (en) 2003-07-21 2006-09-26 Mark Kevin Blaisdell Method and apparatus for gas displacement well systems
KR100558966B1 (ko) 2003-07-25 2006-03-10 한국과학기술원 탄소나노튜브가 강화된 금속 나노복합분말 및 그 제조방법
JP4222157B2 (ja) 2003-08-28 2009-02-12 大同特殊鋼株式会社 剛性および強度が向上したチタン合金
GB0320252D0 (en) 2003-08-29 2003-10-01 Caledyne Ltd Improved seal
US7833944B2 (en) 2003-09-17 2010-11-16 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions using crosslinked aliphatic polyesters in well bore applications
US8153052B2 (en) 2003-09-26 2012-04-10 General Electric Company High-temperature composite articles and associated methods of manufacture
GB0323627D0 (en) 2003-10-09 2003-11-12 Rubberatkins Ltd Downhole tool
US7461699B2 (en) 2003-10-22 2008-12-09 Baker Hughes Incorporated Method for providing a temporary barrier in a flow pathway
US8342240B2 (en) 2003-10-22 2013-01-01 Baker Hughes Incorporated Method for providing a temporary barrier in a flow pathway
CN2658384Y (zh) 2003-10-27 2004-11-24 大庆油田有限责任公司 更换气井油管阀门装置
JPWO2005040065A1 (ja) 2003-10-29 2007-03-01 住友精密工業株式会社 カーボンナノチューブ分散複合材料の製造方法
US20050102255A1 (en) 2003-11-06 2005-05-12 Bultman David C. Computer-implemented system and method for handling stored data
US7078073B2 (en) 2003-11-13 2006-07-18 General Electric Company Method for repairing coated components
US7182135B2 (en) 2003-11-14 2007-02-27 Halliburton Energy Services, Inc. Plug systems and methods for using plugs in subterranean formations
US7316274B2 (en) 2004-03-05 2008-01-08 Baker Hughes Incorporated One trip perforating, cementing, and sand management apparatus and method
US7013998B2 (en) 2003-11-20 2006-03-21 Halliburton Energy Services, Inc. Drill bit having an improved seal and lubrication method using same
US20050109502A1 (en) 2003-11-20 2005-05-26 Jeremy Buc Slay Downhole seal element formed from a nanocomposite material
US7503390B2 (en) 2003-12-11 2009-03-17 Baker Hughes Incorporated Lock mechanism for a sliding sleeve
US7384443B2 (en) 2003-12-12 2008-06-10 Tdy Industries, Inc. Hybrid cemented carbide composites
US7264060B2 (en) 2003-12-17 2007-09-04 Baker Hughes Incorporated Side entry sub hydraulic wireline cutter and method
FR2864202B1 (fr) 2003-12-22 2006-08-04 Commissariat Energie Atomique Dispositif tubulaire instrumente pour le transport d'un fluide sous pression
US7096946B2 (en) 2003-12-30 2006-08-29 Baker Hughes Incorporated Rotating blast liner
US20050161212A1 (en) 2004-01-23 2005-07-28 Schlumberger Technology Corporation System and Method for Utilizing Nano-Scale Filler in Downhole Applications
US7044230B2 (en) 2004-01-27 2006-05-16 Halliburton Energy Services, Inc. Method for removing a tool from a well
US7210533B2 (en) 2004-02-11 2007-05-01 Halliburton Energy Services, Inc. Disposable downhole tool with segmented compression element and method
US7810558B2 (en) 2004-02-27 2010-10-12 Smith International, Inc. Drillable bridge plug
US7424909B2 (en) 2004-02-27 2008-09-16 Smith International, Inc. Drillable bridge plug
NO325291B1 (no) 2004-03-08 2008-03-17 Reelwell As Fremgangsmate og anordning for etablering av en undergrunns bronn.
GB2428264B (en) 2004-03-12 2008-07-30 Schlumberger Holdings Sealing system and method for use in a well
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
US7168494B2 (en) 2004-03-18 2007-01-30 Halliburton Energy Services, Inc. Dissolvable downhole tools
US7250188B2 (en) 2004-03-31 2007-07-31 Her Majesty The Queen In Right Of Canada, As Represented By The Minister Of National Defense Of Her Majesty's Canadian Government Depositing metal particles on carbon nanotubes
GB2429478B (en) 2004-04-12 2009-04-29 Baker Hughes Inc Completion with telescoping perforation & fracturing tool
US7255172B2 (en) 2004-04-13 2007-08-14 Tech Tac Company, Inc. Hydrodynamic, down-hole anchor
WO2006073428A2 (en) 2004-04-19 2006-07-13 Dynamet Technology, Inc. Titanium tungsten alloys produced by additions of tungsten nanopowder
US20050269083A1 (en) 2004-05-03 2005-12-08 Halliburton Energy Services, Inc. Onboard navigation system for downhole tool
US7163066B2 (en) 2004-05-07 2007-01-16 Bj Services Company Gravity valve for a downhole tool
US7723272B2 (en) 2007-02-26 2010-05-25 Baker Hughes Incorporated Methods and compositions for fracturing subterranean formations
US20080060810A9 (en) 2004-05-25 2008-03-13 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for treating a subterranean formation with a curable composition using a jetting tool
US8211247B2 (en) 2006-02-09 2012-07-03 Schlumberger Technology Corporation Degradable compositions, apparatus comprising same, and method of use
US10316616B2 (en) 2004-05-28 2019-06-11 Schlumberger Technology Corporation Dissolvable bridge plug
JP4476701B2 (ja) 2004-06-02 2010-06-09 日本碍子株式会社 電極内蔵焼結体の製造方法
US7819198B2 (en) 2004-06-08 2010-10-26 Birckhead John M Friction spring release mechanism
US7736582B2 (en) 2004-06-10 2010-06-15 Allomet Corporation Method for consolidating tough coated hard powders
US7287592B2 (en) 2004-06-11 2007-10-30 Halliburton Energy Services, Inc. Limited entry multiple fracture and frac-pack placement in liner completions using liner fracturing tool
US7401648B2 (en) 2004-06-14 2008-07-22 Baker Hughes Incorporated One trip well apparatus with sand control
WO2006137823A2 (en) 2004-06-17 2006-12-28 The Regents Of The University Of California Designs and fabrication of structural armor
US7243723B2 (en) 2004-06-18 2007-07-17 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for fracturing and gravel packing a borehole
US20080149325A1 (en) 2004-07-02 2008-06-26 Joe Crawford Downhole oil recovery system and method of use
US7322412B2 (en) 2004-08-30 2008-01-29 Halliburton Energy Services, Inc. Casing shoes and methods of reverse-circulation cementing of casing
US7141207B2 (en) 2004-08-30 2006-11-28 General Motors Corporation Aluminum/magnesium 3D-Printing rapid prototyping
US7380600B2 (en) 2004-09-01 2008-06-03 Schlumberger Technology Corporation Degradable material assisted diversion or isolation
US7709421B2 (en) 2004-09-03 2010-05-04 Baker Hughes Incorporated Microemulsions to convert OBM filter cakes to WBM filter cakes having filtration control
JP2006078614A (ja) 2004-09-08 2006-03-23 Ricoh Co Ltd 電子写真感光体中間層用塗工液、それを用いた電子写真感光体、画像形成装置及び画像形成装置用プロセスカートリッジ
US7303014B2 (en) 2004-10-26 2007-12-04 Halliburton Energy Services, Inc. Casing strings and methods of using such strings in subterranean cementing operations
US7234530B2 (en) 2004-11-01 2007-06-26 Hydril Company Lp Ram BOP shear device
US8309230B2 (en) 2004-11-12 2012-11-13 Inmat, Inc. Multilayer nanocomposite barrier structures
US7337854B2 (en) 2004-11-24 2008-03-04 Weatherford/Lamb, Inc. Gas-pressurized lubricator and method
EP1836266B1 (en) 2004-12-03 2017-04-05 ExxonMobil Chemical Patents Inc. Modified layered fillers and their use to produce nanocomposite compositions
US7322417B2 (en) 2004-12-14 2008-01-29 Schlumberger Technology Corporation Technique and apparatus for completing multiple zones
US20090084553A1 (en) 2004-12-14 2009-04-02 Schlumberger Technology Corporation Sliding sleeve valve assembly with sand screen
US7387165B2 (en) 2004-12-14 2008-06-17 Schlumberger Technology Corporation System for completing multiple well intervals
US7513320B2 (en) 2004-12-16 2009-04-07 Tdy Industries, Inc. Cemented carbide inserts for earth-boring bits
US7350582B2 (en) 2004-12-21 2008-04-01 Weatherford/Lamb, Inc. Wellbore tool with disintegratable components and method of controlling flow
US7426964B2 (en) 2004-12-22 2008-09-23 Baker Hughes Incorporated Release mechanism for downhole tool
US20060153728A1 (en) 2005-01-10 2006-07-13 Schoenung Julie M Synthesis of bulk, fully dense nanostructured metals and metal matrix composites
US20060150770A1 (en) 2005-01-12 2006-07-13 Onmaterials, Llc Method of making composite particles with tailored surface characteristics
US7353876B2 (en) 2005-02-01 2008-04-08 Halliburton Energy Services, Inc. Self-degrading cement compositions and methods of using self-degrading cement compositions in subterranean formations
US8062554B2 (en) 2005-02-04 2011-11-22 Raytheon Company System and methods of dispersion of nanostructures in composite materials
US7926571B2 (en) 2005-03-15 2011-04-19 Raymond A. Hofman Cemented open hole selective fracing system
GB2435656B (en) 2005-03-15 2009-06-03 Schlumberger Holdings Technique and apparatus for use in wells
US7267172B2 (en) 2005-03-15 2007-09-11 Peak Completion Technologies, Inc. Cemented open hole selective fracing system
US7640988B2 (en) 2005-03-18 2010-01-05 Exxon Mobil Upstream Research Company Hydraulically controlled burst disk subs and methods for their use
US7537825B1 (en) 2005-03-25 2009-05-26 Massachusetts Institute Of Technology Nano-engineered material architectures: ultra-tough hybrid nanocomposite system
US8256504B2 (en) 2005-04-11 2012-09-04 Brown T Leon Unlimited stroke drive oil well pumping system
US20060260031A1 (en) 2005-05-20 2006-11-23 Conrad Joseph M Iii Potty training device
FR2886636B1 (fr) 2005-06-02 2007-08-03 Inst Francais Du Petrole Materiau inorganique presentant des nanoparticules metalliques piegees dans une matrice mesostructuree
US20070131912A1 (en) 2005-07-08 2007-06-14 Simone Davide L Electrically conductive adhesives
US7422055B2 (en) 2005-07-12 2008-09-09 Smith International, Inc. Coiled tubing wireline cutter
US7422060B2 (en) 2005-07-19 2008-09-09 Schlumberger Technology Corporation Methods and apparatus for completing a well
US7422058B2 (en) 2005-07-22 2008-09-09 Baker Hughes Incorporated Reinforced open-hole zonal isolation packer and method of use
US7798225B2 (en) 2005-08-05 2010-09-21 Weatherford/Lamb, Inc. Apparatus and methods for creation of down hole annular barrier
US7509993B1 (en) 2005-08-13 2009-03-31 Wisconsin Alumni Research Foundation Semi-solid forming of metal-matrix nanocomposites
US20070107899A1 (en) 2005-08-17 2007-05-17 Schlumberger Technology Corporation Perforating Gun Fabricated from Composite Metallic Material
US7306034B2 (en) 2005-08-18 2007-12-11 Baker Hughes Incorporated Gripping assembly for expandable tubulars
US7451815B2 (en) 2005-08-22 2008-11-18 Halliburton Energy Services, Inc. Sand control screen assembly enhanced with disappearing sleeve and burst disc
US7581498B2 (en) 2005-08-23 2009-09-01 Baker Hughes Incorporated Injection molded shaped charge liner
US8567494B2 (en) 2005-08-31 2013-10-29 Schlumberger Technology Corporation Well operating elements comprising a soluble component and methods of use
JP4721828B2 (ja) 2005-08-31 2011-07-13 東京応化工業株式会社 サポートプレートの剥離方法
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
US7699946B2 (en) 2005-09-07 2010-04-20 Los Alamos National Security, Llc Preparation of nanostructured materials having improved ductility
US20070051521A1 (en) 2005-09-08 2007-03-08 Eagle Downhole Solutions, Llc Retrievable frac packer
US7776256B2 (en) 2005-11-10 2010-08-17 Baker Huges Incorporated Earth-boring rotary drill bits and methods of manufacturing earth-boring rotary drill bits having particle-matrix composite bit bodies
US20080020923A1 (en) 2005-09-13 2008-01-24 Debe Mark K Multilayered nanostructured films
US20070079908A1 (en) 2005-10-06 2007-04-12 International Titanium Powder, Llc Titanium boride
US7363970B2 (en) 2005-10-25 2008-04-29 Schlumberger Technology Corporation Expandable packer
KR100629793B1 (ko) 2005-11-11 2006-09-28 주식회사 방림 전해도금으로 마그네슘합금과 밀착성 좋은 동도금층 형성방법
FI120195B (fi) 2005-11-16 2009-07-31 Canatu Oy Hiilinanoputket, jotka on funktionalisoitu kovalenttisesti sidotuilla fullereeneilla, menetelmä ja laitteisto niiden tuottamiseksi ja niiden komposiitit
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
US7604049B2 (en) 2005-12-16 2009-10-20 Schlumberger Technology Corporation Polymeric composites, oilfield elements comprising same, and methods of using same in oilfield applications
US7647964B2 (en) 2005-12-19 2010-01-19 Fairmount Minerals, Ltd. Degradable ball sealers and methods for use in well treatment
US7552777B2 (en) 2005-12-28 2009-06-30 Baker Hughes Incorporated Self-energized downhole tool
US7392841B2 (en) 2005-12-28 2008-07-01 Baker Hughes Incorporated Self boosting packing element
US7579087B2 (en) 2006-01-10 2009-08-25 United Technologies Corporation Thermal barrier coating compositions, processes for applying same and articles coated with same
US7387158B2 (en) 2006-01-18 2008-06-17 Baker Hughes Incorporated Self energized packer
US7346456B2 (en) 2006-02-07 2008-03-18 Schlumberger Technology Corporation Wellbore diagnostic system and method
US20110067889A1 (en) 2006-02-09 2011-03-24 Schlumberger Technology Corporation Expandable and degradable downhole hydraulic regulating assembly
US8220554B2 (en) 2006-02-09 2012-07-17 Schlumberger Technology Corporation Degradable whipstock apparatus and method of use
US8770261B2 (en) 2006-02-09 2014-07-08 Schlumberger Technology Corporation Methods of manufacturing degradable alloys and products made from degradable alloys
US20070207266A1 (en) 2006-02-15 2007-09-06 Lemke Harald K Method and apparatus for coating particulates utilizing physical vapor deposition
US20070207182A1 (en) 2006-03-06 2007-09-06 Jan Weber Medical devices having electrically aligned elongated particles
CA2646468C (en) 2006-03-10 2011-07-12 Dynamic Tubular Systems, Inc. Overlapping tubulars for use in geologic structures
NO325431B1 (no) 2006-03-23 2008-04-28 Bjorgum Mekaniske As Opplosbar tetningsanordning samt fremgangsmate derav.
US7325617B2 (en) 2006-03-24 2008-02-05 Baker Hughes Incorporated Frac system without intervention
US7455118B2 (en) 2006-03-29 2008-11-25 Smith International, Inc. Secondary lock for a downhole tool
DE102006025848A1 (de) 2006-03-29 2007-10-04 Byk-Chemie Gmbh Herstellung von Nanopartikeln, insbesondere Nanopartikelkompositen, ausgehend von Pulveragglomeraten
DK1840325T3 (da) 2006-03-31 2012-12-17 Schlumberger Technology Bv Fremgangsmåde og indretning til at cementere et perforeret foringsrør
WO2007118048A2 (en) 2006-04-03 2007-10-18 William Marsh Rice University Processing of single-walled carbon nanotube metal-matrix composites manufactured by an induction heating method
KR100763922B1 (ko) 2006-04-04 2007-10-05 삼성전자주식회사 밸브 유닛 및 이를 구비한 장치
AU2007261281B2 (en) 2006-04-21 2011-07-07 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Sulfur barrier for use with in situ processes for treating formations
US7513311B2 (en) 2006-04-28 2009-04-07 Weatherford/Lamb, Inc. Temporary well zone isolation
US8021721B2 (en) 2006-05-01 2011-09-20 Smith International, Inc. Composite coating with nanoparticles for improved wear and lubricity in down hole tools
US7621351B2 (en) 2006-05-15 2009-11-24 Baker Hughes Incorporated Reaming tool suitable for running on casing or liner
CN101074479A (zh) 2006-05-19 2007-11-21 何靖 镁合金工件的表面处理方法、处理所得的工件及用于该方法的各组成物
EP2020956A2 (en) 2006-05-26 2009-02-11 Nanyang Technological University Implantable article, method of forming same and method for reducing thrombogenicity
CN101605963B (zh) 2006-05-26 2013-11-20 欧文石油工具有限合伙公司 可配置的井眼层隔离系统和相关方法
US7661481B2 (en) 2006-06-06 2010-02-16 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole wellbore tools having deteriorable and water-swellable components thereof and methods of use
US7575062B2 (en) 2006-06-09 2009-08-18 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and devices for treating multiple-interval well bores
US7478676B2 (en) 2006-06-09 2009-01-20 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and devices for treating multiple-interval well bores
US7441596B2 (en) 2006-06-23 2008-10-28 Baker Hughes Incorporated Swelling element packer and installation method
US7897063B1 (en) 2006-06-26 2011-03-01 Perry Stephen C Composition for denaturing and breaking down friction-reducing polymer and for destroying other gas and oil well contaminants
US8211248B2 (en) 2009-02-16 2012-07-03 Schlumberger Technology Corporation Aged-hardenable aluminum alloy with environmental degradability, methods of use and making
US20130133897A1 (en) 2006-06-30 2013-05-30 Schlumberger Technology Corporation Materials with environmental degradability, methods of use and making
US7607476B2 (en) 2006-07-07 2009-10-27 Baker Hughes Incorporated Expandable slip ring
US7562704B2 (en) 2006-07-14 2009-07-21 Baker Hughes Incorporated Delaying swelling in a downhole packer element
US7591318B2 (en) 2006-07-20 2009-09-22 Halliburton Energy Services, Inc. Method for removing a sealing plug from a well
GB0615135D0 (en) 2006-07-29 2006-09-06 Futuretec Ltd Running bore-lining tubulars
CN101573467B (zh) 2006-07-31 2012-11-28 泰克纳等离子系统公司 利用介质阻挡放电的等离子体表面处理
US8281860B2 (en) 2006-08-25 2012-10-09 Schlumberger Technology Corporation Method and system for treating a subterranean formation
US7963342B2 (en) 2006-08-31 2011-06-21 Marathon Oil Company Downhole isolation valve and methods for use
KR100839613B1 (ko) 2006-09-11 2008-06-19 주식회사 씨앤테크 카본나노튜브를 활용한 복합소결재료 및 그 제조방법
US8889065B2 (en) 2006-09-14 2014-11-18 Iap Research, Inc. Micron size powders having nano size reinforcement
US7464764B2 (en) 2006-09-18 2008-12-16 Baker Hughes Incorporated Retractable ball seat having a time delay material
US7726406B2 (en) 2006-09-18 2010-06-01 Yang Xu Dissolvable downhole trigger device
GB0618687D0 (en) 2006-09-22 2006-11-01 Omega Completion Technology Erodeable pressure barrier
US7578353B2 (en) 2006-09-22 2009-08-25 Robert Bradley Cook Apparatus for controlling slip deployment in a downhole device
WO2008038733A1 (en) 2006-09-29 2008-04-03 Kabushiki Kaisha Toshiba Liquid developer, process for producing the same, and process for producing display
US7828055B2 (en) 2006-10-17 2010-11-09 Baker Hughes Incorporated Apparatus and method for controlled deployment of shape-conforming materials
US7565929B2 (en) 2006-10-24 2009-07-28 Schlumberger Technology Corporation Degradable material assisted diversion
CN101553552A (zh) * 2006-10-24 2009-10-07 普拉德研究及开发股份有限公司 可降解材料辅助转向
GB0621073D0 (en) 2006-10-24 2006-11-29 Isis Innovation Metal matrix composite material
US7559357B2 (en) 2006-10-25 2009-07-14 Baker Hughes Incorporated Frac-pack casing saver
EP1918507A1 (en) 2006-10-31 2008-05-07 Services Pétroliers Schlumberger Shaped charge comprising an acid
US7712541B2 (en) 2006-11-01 2010-05-11 Schlumberger Technology Corporation System and method for protecting downhole components during deployment and wellbore conditioning
ES2935269T3 (es) 2006-11-06 2023-03-03 Agency Science Tech & Res Pila de barrera de encapsulación de nanopartículas
US20080210473A1 (en) 2006-11-14 2008-09-04 Smith International, Inc. Hybrid carbon nanotube reinforced composite bodies
US20080179104A1 (en) 2006-11-14 2008-07-31 Smith International, Inc. Nano-reinforced wc-co for improved properties
US7757758B2 (en) 2006-11-28 2010-07-20 Baker Hughes Incorporated Expandable wellbore liner
US8028767B2 (en) 2006-12-04 2011-10-04 Baker Hughes, Incorporated Expandable stabilizer with roller reamer elements
US8056628B2 (en) 2006-12-04 2011-11-15 Schlumberger Technology Corporation System and method for facilitating downhole operations
US7699101B2 (en) 2006-12-07 2010-04-20 Halliburton Energy Services, Inc. Well system having galvanic time release plug
WO2008073976A2 (en) 2006-12-12 2008-06-19 Fly Charles B Tubular expansion device and method of fabrication
US7628228B2 (en) 2006-12-14 2009-12-08 Longyear Tm, Inc. Core drill bit with extended crown height
US7909088B2 (en) 2006-12-20 2011-03-22 Baker Huges Incorporated Material sensitive downhole flow control device
US20080149351A1 (en) 2006-12-20 2008-06-26 Schlumberger Technology Corporation Temporary containments for swellable and inflatable packer elements
CN101230777A (zh) * 2007-01-12 2008-07-30 M-I有限公司 用于套管钻井的井筒流体
US20080169130A1 (en) 2007-01-12 2008-07-17 M-I Llc Wellbore fluids for casing drilling
US7510018B2 (en) 2007-01-15 2009-03-31 Weatherford/Lamb, Inc. Convertible seal
US7617871B2 (en) 2007-01-29 2009-11-17 Halliburton Energy Services, Inc. Hydrajet bottomhole completion tool and process
US20080202764A1 (en) 2007-02-22 2008-08-28 Halliburton Energy Services, Inc. Consumable downhole tools
US20080202814A1 (en) 2007-02-23 2008-08-28 Lyons Nicholas J Earth-boring tools and cutter assemblies having a cutting element co-sintered with a cone structure, methods of using the same
JP4980096B2 (ja) 2007-02-28 2012-07-18 本田技研工業株式会社 自動二輪車のシートレール構造
US7909096B2 (en) 2007-03-02 2011-03-22 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus of reservoir stimulation while running casing
US20080216383A1 (en) 2007-03-07 2008-09-11 David Pierick High performance nano-metal hybrid fishing tackle
US7770652B2 (en) 2007-03-13 2010-08-10 Bbj Tools Inc. Ball release procedure and release tool
US20080223587A1 (en) 2007-03-16 2008-09-18 Isolation Equipment Services Inc. Ball injecting apparatus for wellbore operations
US20080236829A1 (en) 2007-03-26 2008-10-02 Lynde Gerald D Casing profiling and recovery system
US20080236842A1 (en) 2007-03-27 2008-10-02 Schlumberger Technology Corporation Downhole oilfield apparatus comprising a diamond-like carbon coating and methods of use
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
WO2009009190A2 (en) 2007-04-18 2009-01-15 Dynamic Tubular Systems, Inc. Porous tubular structures
US7690436B2 (en) 2007-05-01 2010-04-06 Weatherford/Lamb Inc. Pressure isolation plug for horizontal wellbore and associated methods
GB2448927B (en) 2007-05-04 2010-05-05 Dynamic Dinosaurs Bv Apparatus and method for expanding tubular elements
US7938191B2 (en) 2007-05-11 2011-05-10 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for controlling elastomer swelling in downhole applications
US7527103B2 (en) 2007-05-29 2009-05-05 Baker Hughes Incorporated Procedures and compositions for reservoir protection
US20080314588A1 (en) 2007-06-20 2008-12-25 Schlumberger Technology Corporation System and method for controlling erosion of components during well treatment
US7810567B2 (en) 2007-06-27 2010-10-12 Schlumberger Technology Corporation Methods of producing flow-through passages in casing, and methods of using such casing
JP5229934B2 (ja) 2007-07-05 2013-07-03 住友精密工業株式会社 高熱伝導性複合材料
US7757773B2 (en) 2007-07-25 2010-07-20 Schlumberger Technology Corporation Latch assembly for wellbore operations
US7673673B2 (en) 2007-08-03 2010-03-09 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus for isolating a jet forming aperture in a well bore servicing tool
US20090038858A1 (en) 2007-08-06 2009-02-12 Smith International, Inc. Use of nanosized particulates and fibers in elastomer seals for improved performance metrics for roller cone bits
US7503392B2 (en) 2007-08-13 2009-03-17 Baker Hughes Incorporated Deformable ball seat
US7644772B2 (en) 2007-08-13 2010-01-12 Baker Hughes Incorporated Ball seat having segmented arcuate ball support member
US7637323B2 (en) 2007-08-13 2009-12-29 Baker Hughes Incorporated Ball seat having fluid activated ball support
US7798201B2 (en) 2007-08-24 2010-09-21 General Electric Company Ceramic cores for casting superalloys and refractory metal composites, and related processes
US9157141B2 (en) 2007-08-24 2015-10-13 Schlumberger Technology Corporation Conditioning ferrous alloys into cracking susceptible and fragmentable elements for use in a well
US7703510B2 (en) 2007-08-27 2010-04-27 Baker Hughes Incorporated Interventionless multi-position frac tool
CA2639342C (en) 2007-09-07 2016-05-31 W. Lynn Frazier Degradable downhole check valve
US7909115B2 (en) 2007-09-07 2011-03-22 Schlumberger Technology Corporation Method for perforating utilizing a shaped charge in acidizing operations
NO328882B1 (no) 2007-09-14 2010-06-07 Vosstech As Aktiveringsmekanisme og fremgangsmate for a kontrollere denne
US7775284B2 (en) 2007-09-28 2010-08-17 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus for adjustably controlling the inflow of production fluids from a subterranean well
US20090084539A1 (en) 2007-09-28 2009-04-02 Ping Duan Downhole sealing devices having a shape-memory material and methods of manufacturing and using same
US20090084600A1 (en) 2007-10-02 2009-04-02 Parker Hannifin Corporation Nano coating for emi gaskets
US20090090440A1 (en) 2007-10-04 2009-04-09 Ensign-Bickford Aerospace & Defense Company Exothermic alloying bimetallic particles
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
US7793714B2 (en) 2007-10-19 2010-09-14 Baker Hughes Incorporated Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well
US8347950B2 (en) 2007-11-05 2013-01-08 Helmut Werner PROVOST Modular room heat exchange system with light unit
US7909110B2 (en) 2007-11-20 2011-03-22 Schlumberger Technology Corporation Anchoring and sealing system for cased hole wells
US7918275B2 (en) 2007-11-27 2011-04-05 Baker Hughes Incorporated Water sensitive adaptive inflow control using couette flow to actuate a valve
US7806189B2 (en) 2007-12-03 2010-10-05 W. Lynn Frazier Downhole valve assembly
US8371369B2 (en) 2007-12-04 2013-02-12 Baker Hughes Incorporated Crossover sub with erosion resistant inserts
US8092923B2 (en) 2007-12-12 2012-01-10 GM Global Technology Operations LLC Corrosion resistant spacer
US7775279B2 (en) 2007-12-17 2010-08-17 Schlumberger Technology Corporation Debris-free perforating apparatus and technique
US20090152009A1 (en) 2007-12-18 2009-06-18 Halliburton Energy Services, Inc., A Delaware Corporation Nano particle reinforced polymer element for stator and rotor assembly
US9005420B2 (en) 2007-12-20 2015-04-14 Integran Technologies Inc. Variable property electrodepositing of metallic structures
US7987906B1 (en) 2007-12-21 2011-08-02 Joseph Troy Well bore tool
US7735578B2 (en) 2008-02-07 2010-06-15 Baker Hughes Incorporated Perforating system with shaped charge case having a modified boss
US20090205841A1 (en) 2008-02-15 2009-08-20 Jurgen Kluge Downwell system with activatable swellable packer
GB2457894B (en) 2008-02-27 2011-12-14 Swelltec Ltd Downhole apparatus and method
FR2928662B1 (fr) 2008-03-11 2011-08-26 Arkema France Procede et systeme de depot d'un metal ou metalloide sur des nanotubes de carbone
US7686082B2 (en) 2008-03-18 2010-03-30 Baker Hughes Incorporated Full bore cementable gun system
US7798226B2 (en) 2008-03-18 2010-09-21 Packers Plus Energy Services Inc. Cement diffuser for annulus cementing
US7806192B2 (en) 2008-03-25 2010-10-05 Foster Anthony P Method and system for anchoring and isolating a wellbore
US8196663B2 (en) 2008-03-25 2012-06-12 Baker Hughes Incorporated Dead string completion assembly with injection system and methods
US8020619B1 (en) 2008-03-26 2011-09-20 Robertson Intellectual Properties, LLC Severing of downhole tubing with associated cable
US8096358B2 (en) 2008-03-27 2012-01-17 Halliburton Energy Services, Inc. Method of perforating for effective sand plug placement in horizontal wells
US7661480B2 (en) 2008-04-02 2010-02-16 Saudi Arabian Oil Company Method for hydraulic rupturing of downhole glass disc
CA2660219C (en) 2008-04-10 2012-08-28 Bj Services Company System and method for thru tubing deepening of gas lift
US8535604B1 (en) 2008-04-22 2013-09-17 Dean M. Baker Multifunctional high strength metal composite materials
US7828063B2 (en) 2008-04-23 2010-11-09 Schlumberger Technology Corporation Rock stress modification technique
WO2009131700A2 (en) 2008-04-25 2009-10-29 Envia Systems, Inc. High energy lithium ion batteries with particular negative electrode compositions
US8757273B2 (en) 2008-04-29 2014-06-24 Packers Plus Energy Services Inc. Downhole sub with hydraulically actuable sleeve valve
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
US8221517B2 (en) 2008-06-02 2012-07-17 TDY Industries, LLC Cemented carbide—metallic alloy composites
US20100055492A1 (en) 2008-06-03 2010-03-04 Drexel University Max-based metal matrix composites
US8511394B2 (en) 2008-06-06 2013-08-20 Packers Plus Energy Services Inc. Wellbore fluid treatment process and installation
US8631877B2 (en) 2008-06-06 2014-01-21 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and methods for inflow control
US20090308588A1 (en) 2008-06-16 2009-12-17 Halliburton Energy Services, Inc. Method and Apparatus for Exposing a Servicing Apparatus to Multiple Formation Zones
US8152985B2 (en) 2008-06-19 2012-04-10 Arlington Plating Company Method of chrome plating magnesium and magnesium alloys
TW201000644A (en) 2008-06-24 2010-01-01 Song-Ren Huang Magnesium alloy composite material having doped grains
US7958940B2 (en) 2008-07-02 2011-06-14 Jameson Steve D Method and apparatus to remove composite frac plugs from casings in oil and gas wells
US8122940B2 (en) 2008-07-16 2012-02-28 Fata Hunter, Inc. Method for twin roll casting of aluminum clad magnesium
US7752971B2 (en) 2008-07-17 2010-07-13 Baker Hughes Incorporated Adapter for shaped charge casing
CN101638786B (zh) 2008-07-29 2011-06-01 天津东义镁制品股份有限公司 一种高电位镁合金牺牲阳极及其制造方法
CN101638790A (zh) 2008-07-30 2010-02-03 深圳富泰宏精密工业有限公司 镁及镁合金的电镀方法
US7775286B2 (en) 2008-08-06 2010-08-17 Baker Hughes Incorporated Convertible downhole devices and method of performing downhole operations using convertible downhole devices
US7900696B1 (en) 2008-08-15 2011-03-08 Itt Manufacturing Enterprises, Inc. Downhole tool with exposable and openable flow-back vents
US8960292B2 (en) 2008-08-22 2015-02-24 Halliburton Energy Services, Inc. High rate stimulation method for deep, large bore completions
US20100051278A1 (en) 2008-09-04 2010-03-04 Integrated Production Services Ltd. Perforating gun assembly
US20100089587A1 (en) 2008-10-15 2010-04-15 Stout Gregg W Fluid logic tool for a subterranean well
US7775285B2 (en) 2008-11-19 2010-08-17 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus and method for servicing a wellbore
US8459347B2 (en) 2008-12-10 2013-06-11 Oiltool Engineering Services, Inc. Subterranean well ultra-short slip and packing element system
US7861781B2 (en) 2008-12-11 2011-01-04 Tesco Corporation Pump down cement retaining device
US7855168B2 (en) 2008-12-19 2010-12-21 Schlumberger Technology Corporation Method and composition for removing filter cake
US8079413B2 (en) 2008-12-23 2011-12-20 W. Lynn Frazier Bottom set downhole plug
US8899317B2 (en) 2008-12-23 2014-12-02 W. Lynn Frazier Decomposable pumpdown ball for downhole plugs
CN101457321B (zh) 2008-12-25 2010-06-16 浙江大学 一种镁基复合储氢材料及制备方法
US9260935B2 (en) 2009-02-11 2016-02-16 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable balls for use in subterranean applications
US20100200230A1 (en) 2009-02-12 2010-08-12 East Jr Loyd Method and Apparatus for Multi-Zone Stimulation
US7878253B2 (en) 2009-03-03 2011-02-01 Baker Hughes Incorporated Hydraulically released window mill
US9291044B2 (en) 2009-03-25 2016-03-22 Weatherford Technology Holdings, Llc Method and apparatus for isolating and treating discrete zones within a wellbore
US7909108B2 (en) 2009-04-03 2011-03-22 Halliburton Energy Services Inc. System and method for servicing a wellbore
US9127527B2 (en) 2009-04-21 2015-09-08 W. Lynn Frazier Decomposable impediments for downhole tools and methods for using same
US9109428B2 (en) 2009-04-21 2015-08-18 W. Lynn Frazier Configurable bridge plugs and methods for using same
US8276670B2 (en) 2009-04-27 2012-10-02 Schlumberger Technology Corporation Downhole dissolvable plug
EP2424471B1 (en) 2009-04-27 2020-05-06 Cook Medical Technologies LLC Stent with protected barbs
US8286697B2 (en) 2009-05-04 2012-10-16 Baker Hughes Incorporated Internally supported perforating gun body for high pressure operations
US8261761B2 (en) 2009-05-07 2012-09-11 Baker Hughes Incorporated Selectively movable seat arrangement and method
US8104538B2 (en) 2009-05-11 2012-01-31 Baker Hughes Incorporated Fracturing with telescoping members and sealing the annular space
US8413727B2 (en) 2009-05-20 2013-04-09 Bakers Hughes Incorporated Dissolvable downhole tool, method of making and using
EA201171455A1 (ru) 2009-05-22 2012-06-29 Месокоут, Инк. Изделие и способ изготовления, относящиеся к нанокомпозитным покрытиям
US20100314126A1 (en) 2009-06-10 2010-12-16 Baker Hughes Incorporated Seat apparatus and method
WO2010144872A1 (en) 2009-06-12 2010-12-16 Altarock Energy, Inc. An injection-backflow technique for measuring fracture surface area adjacent to a wellbore
US8109340B2 (en) 2009-06-27 2012-02-07 Baker Hughes Incorporated High-pressure/high temperature packer seal
US7992656B2 (en) 2009-07-09 2011-08-09 Halliburton Energy Services, Inc. Self healing filter-cake removal system for open hole completions
US8695710B2 (en) 2011-02-10 2014-04-15 Halliburton Energy Services, Inc. Method for individually servicing a plurality of zones of a subterranean formation
US8291980B2 (en) 2009-08-13 2012-10-23 Baker Hughes Incorporated Tubular valving system and method
US8113290B2 (en) 2009-09-09 2012-02-14 Schlumberger Technology Corporation Dissolvable connector guard
US8528640B2 (en) 2009-09-22 2013-09-10 Baker Hughes Incorporated Wellbore flow control devices using filter media containing particulate additives in a foam material
US8881833B2 (en) 2009-09-30 2014-11-11 Baker Hughes Incorporated Remotely controlled apparatus for downhole applications and methods of operation
US8342094B2 (en) 2009-10-22 2013-01-01 Schlumberger Technology Corporation Dissolvable material application in perforating
US20110135805A1 (en) 2009-12-08 2011-06-09 Doucet Jim R High diglyceride structuring composition and products and methods using the same
US8528633B2 (en) 2009-12-08 2013-09-10 Baker Hughes Incorporated Dissolvable tool and method
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
US8425651B2 (en) 2010-07-30 2013-04-23 Baker Hughes Incorporated Nanomatrix metal composite
US9243475B2 (en) 2009-12-08 2016-01-26 Baker Hughes Incorporated Extruded powder metal compact
US9127515B2 (en) 2010-10-27 2015-09-08 Baker Hughes Incorporated Nanomatrix carbon composite
US20110139465A1 (en) 2009-12-10 2011-06-16 Schlumberger Technology Corporation Packing tube isolation device
US8408319B2 (en) 2009-12-21 2013-04-02 Schlumberger Technology Corporation Control swelling of swellable packer by pre-straining the swellable packer element
FR2954796B1 (fr) 2009-12-24 2016-07-01 Total Sa Utilisation de nanoparticules pour le marquage d'eaux d'injection de champs petroliers
US8584746B2 (en) 2010-02-01 2013-11-19 Schlumberger Technology Corporation Oilfield isolation element and method
US8424610B2 (en) 2010-03-05 2013-04-23 Baker Hughes Incorporated Flow control arrangement and method
US8230731B2 (en) 2010-03-31 2012-07-31 Schlumberger Technology Corporation System and method for determining incursion of water in a well
US8430173B2 (en) 2010-04-12 2013-04-30 Halliburton Energy Services, Inc. High strength dissolvable structures for use in a subterranean well
US8820437B2 (en) 2010-04-16 2014-09-02 Smith International, Inc. Cementing whipstock apparatus and methods
RU2543011C2 (ru) 2010-04-23 2015-02-27 Смит Интернэшнл, Инк. Шаровое седло для высокого давления и высокой температуры
US8813848B2 (en) 2010-05-19 2014-08-26 W. Lynn Frazier Isolation tool actuated by gas generation
US8297367B2 (en) 2010-05-21 2012-10-30 Schlumberger Technology Corporation Mechanism for activating a plurality of downhole devices
US20110284232A1 (en) 2010-05-24 2011-11-24 Baker Hughes Incorporated Disposable Downhole Tool
US8778035B2 (en) 2010-06-24 2014-07-15 Old Dominion University Research Foundation Process for the selective production of hydrocarbon based fuels from algae utilizing water at subcritical conditions
US8579024B2 (en) 2010-07-14 2013-11-12 Team Oil Tools, Lp Non-damaging slips and drillable bridge plug
US9068447B2 (en) * 2010-07-22 2015-06-30 Exxonmobil Upstream Research Company Methods for stimulating multi-zone wells
US8039422B1 (en) 2010-07-23 2011-10-18 Saudi Arabian Oil Company Method of mixing a corrosion inhibitor in an acid-in-oil emulsion
US20120067426A1 (en) 2010-09-21 2012-03-22 Baker Hughes Incorporated Ball-seat apparatus and method
US8851171B2 (en) 2010-10-19 2014-10-07 Schlumberger Technology Corporation Screen assembly
US9090955B2 (en) 2010-10-27 2015-07-28 Baker Hughes Incorporated Nanomatrix powder metal composite
US8561699B2 (en) 2010-12-13 2013-10-22 Halliburton Energy Services, Inc. Well screens having enhanced well treatment capabilities
US8668019B2 (en) 2010-12-29 2014-03-11 Baker Hughes Incorporated Dissolvable barrier for downhole use and method thereof
US9528352B2 (en) 2011-02-16 2016-12-27 Weatherford Technology Holdings, Llc Extrusion-resistant seals for expandable tubular assembly
US20120211239A1 (en) 2011-02-18 2012-08-23 Baker Hughes Incorporated Apparatus and method for controlling gas lift assemblies
US9045953B2 (en) 2011-03-14 2015-06-02 Baker Hughes Incorporated System and method for fracturing a formation and a method of increasing depth of fracturing of a formation
US8584759B2 (en) 2011-03-17 2013-11-19 Baker Hughes Incorporated Hydraulic fracture diverter apparatus and method thereof
US9080098B2 (en) 2011-04-28 2015-07-14 Baker Hughes Incorporated Functionally gradient composite article
US8631876B2 (en) 2011-04-28 2014-01-21 Baker Hughes Incorporated Method of making and using a functionally gradient composite tool
US8695714B2 (en) 2011-05-19 2014-04-15 Baker Hughes Incorporated Easy drill slip with degradable materials
US9139928B2 (en) 2011-06-17 2015-09-22 Baker Hughes Incorporated Corrodible downhole article and method of removing the article from downhole environment
US20130008671A1 (en) 2011-07-07 2013-01-10 Booth John F Wellbore plug and method
US9643250B2 (en) 2011-07-29 2017-05-09 Baker Hughes Incorporated Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle
US9057242B2 (en) 2011-08-05 2015-06-16 Baker Hughes Incorporated Method of controlling corrosion rate in downhole article, and downhole article having controlled corrosion rate
US9027655B2 (en) 2011-08-22 2015-05-12 Baker Hughes Incorporated Degradable slip element
US9856547B2 (en) 2011-08-30 2018-01-02 Bakers Hughes, A Ge Company, Llc Nanostructured powder metal compact
US9163467B2 (en) 2011-09-30 2015-10-20 Baker Hughes Incorporated Apparatus and method for galvanically removing from or depositing onto a device a metallic material downhole
CN103917738A (zh) 2011-10-11 2014-07-09 帕克斯普拉斯能源服务有限公司 钻井致动器,处理柱以及其方法
US20130126190A1 (en) 2011-11-21 2013-05-23 Baker Hughes Incorporated Ion exchange method of swellable packer deployment
AU2012340949B2 (en) 2011-11-22 2016-08-04 Baker Hughes Incorporated Method of using controlled release tracers
US9004091B2 (en) 2011-12-08 2015-04-14 Baker Hughes Incorporated Shape-memory apparatuses for restricting fluid flow through a conduit and methods of using same
US8905146B2 (en) 2011-12-13 2014-12-09 Baker Hughes Incorporated Controlled electrolytic degredation of downhole tools
WO2013101712A1 (en) 2011-12-28 2013-07-04 Schlumberger Canada Limited Degradable composite materials and uses
US9428989B2 (en) 2012-01-20 2016-08-30 Halliburton Energy Services, Inc. Subterranean well interventionless flow restrictor bypass system
US8490689B1 (en) 2012-02-22 2013-07-23 Tony D. McClinton Bridge style fractionation plug
US9605508B2 (en) 2012-05-08 2017-03-28 Baker Hughes Incorporated Disintegrable and conformable metallic seal, and method of making the same
US8950504B2 (en) 2012-05-08 2015-02-10 Baker Hughes Incorporated Disintegrable tubular anchoring system and method of using the same
US9016363B2 (en) 2012-05-08 2015-04-28 Baker Hughes Incorporated Disintegrable metal cone, process of making, and use of the same
US20130319668A1 (en) 2012-05-17 2013-12-05 Encana Corporation Pumpable seat assembly and use for well completion
US8905147B2 (en) 2012-06-08 2014-12-09 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of removing a wellbore isolation device using galvanic corrosion
US20140060834A1 (en) 2012-08-31 2014-03-06 Baker Hughes Incorporated Controlled Electrolytic Metallic Materials for Wellbore Sealing and Strengthening
US9951266B2 (en) 2012-10-26 2018-04-24 Halliburton Energy Services, Inc. Expanded wellbore servicing materials and methods of making and using same
US9803439B2 (en) 2013-03-12 2017-10-31 Baker Hughes Ferrous disintegrable powder compact, method of making and article of same
US9816339B2 (en) 2013-09-03 2017-11-14 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Plug reception assembly and method of reducing restriction in a borehole

Also Published As

Publication number Publication date
GB2506022B (en) 2018-05-23
CA2833981A1 (en) 2012-11-01
AU2012249814B2 (en) 2016-11-24
CA2833981C (en) 2016-07-26
CN103518032A (zh) 2014-01-15
AU2012249814A1 (en) 2013-10-17
AU2017200486A1 (en) 2017-02-16
US9631138B2 (en) 2017-04-25
CN103518032B (zh) 2016-09-28
US20120276356A1 (en) 2012-11-01
US20150065401A1 (en) 2015-03-05
WO2012149007A3 (en) 2013-01-17
WO2012149007A2 (en) 2012-11-01
AU2017200486B2 (en) 2017-04-06
GB2506022A (en) 2014-03-19
NO346719B1 (no) 2022-12-05
US9080098B2 (en) 2015-07-14
GB201318011D0 (en) 2013-11-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO20131317A1 (no) Sammensatt artikkel med funksjonell gradient
US8631876B2 (en) Method of making and using a functionally gradient composite tool
US9789663B2 (en) Degradable metal composites, methods of manufacture, and uses thereof
AU2012290576B2 (en) Extruded powder metal compact
CA2783220C (en) Method of making a nanomatrix powder metal compact
AU2012302064B2 (en) Nanostructured powder metal compact
CA2783241C (en) Nanomatrix powder metal compact
US9227243B2 (en) Method of making a powder metal compact
AU2010328289A1 (en) Engineered powder compact composite material

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