2024

2023

2022

2021

2020

2019

2018

2017

2016

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2009

Portefølje Naturvitenskap og teknologi ikon

Forskningssystemet

Portefølje Humaniora og samfunnsvitenskap ikon

Banebrytende forskning

Portefølje Samisk ikon

Samisk samfunn og kultur

Portefølje Demokrati, styring og fornyelse ikon

Demokrati og global utvikling

Portefølje Velferd, kultur og samfunn ikon

Velferd og utdanning

Portefølje Helse ikon

Helse

Portefølje Klima- og polarforskning ikon

Klima og miljø

Portefølje Landbasert mat, miljø og bioressurser ikon

Mat og bioressurser

Portefølje Energi, transport og lavutslipp ikon

Energi og transport

Portefølje Muliggjørende teknologier ikon

Muliggjørende teknologier

Portefølje Industri og tjenestenæringer ikon

Innovasjon

LTP2 Klima, miljø og miljøvennlig energi ikon

Klima, miljø og energi

LTP2 Samfunnssikkerhet og samhørighet ikon

Samfunnstryggleik og beredskap

LTP2 Fornyelse i offentlig sektor ikon

Velferdstjenester

Forsidebilde

Marin ikon

Petroleum og mineraler

LTP Hav ikon

Hav og kyst

LTP2 Muliggjørende og industrielle teknologier ikon

Mogleggjerande industrielle teknologiar

Tillit og fellesskap

LTP2 Utvikle fagmiljøer av fremragende kvalitet

Høg kvalitet og tilgjengeleg

LTP2 Styrket konkurransekraft og innovasjonsevne ikon

Sterkare konkurransekraft og innovasjonsevne

LTP3 Helse

Et innovativt næringsliv ikon

Styrket konkurransekraft og innovasjonsevne

Portefolje Petroleum Ikon

Portefølje Hav ikon

Portefølje Utdanning og kompetanse ikon

Portefølje Global utvikling og internasjonale relasjoner ikon

Portefølje Livsvitenskap ikon

Forsidebilde optimalisert

project-bank-technical

Muliggjørende teknologier bakgrunn

Marin bakgrunnsbilde

Statistikk

Prosjektbanken presenterer statistikk og informasjon om prosjekter med finansiering fra Forskningsrådet fra 2004. Statistikken er fordelt på blant annet tema, år, geografi og organisasjon. Prosjektbanken gir også detaljert informasjon om de enkelte prosjektene.

...eller se sammendrag og annen informasjon om prosjektene i utvalget ditt

Alle porteføljestyrer

En god beskrivelse av denne siden for søkemotoroptimalisering

Forside

Hvordan tildelingene fordeler seg på institusjoner, fylker, fagområder o.l....

Her er noen eksempler på søk du kan gjøre i Prosjektbanken

Alle langtidsplanmål

Veiledning: Hvordan bruke Prosjektbanken.no

Om Fritekstsøk

Ingen populærvitenskapelig framstilling tilgjengelig


Prosjektet med prosjektnummer {{project number}} ble ikke funnet

Teknisk beskrivelse

Oisann, her gikk noe galt. Kan du prøve å laste siden på nytt?  Dersom feilen vedvarer, vennligst kontakt oss.         

Se statistikk relatert til dette langtidsplanmålet

Se prosjekter relatert til dette langtidsplanmålet

knyttet til dette LTP-målet har blitt tildelt penger

har blitt tildelt til prosjekter knyttet til dette LTP-målet

har blitt tildelt til prosjekter knyttet til denne porteføljen

knyttet til denne porteføljen har blitt tildelt penger

Om Prosjektbanken

2008

2004

2006

2007

2005

Arbeids- og sosialde

Kunnskapsdepartement

Nærings- og handelsd

Ukjent

Utdannings- og forsk

Arbeids- og administ

Sosialdepartementet

Samfunnsvitenskap

Oslo

Vestland

Trøndelag - Trööndelage

Rogaland

Instituttsektor

UoH-sektor

Handlingsrettede programmer

Programmer

Frittstående prosjekter

Nettverkstiltak

Infrastruktur og institusjonelle tiltak

Forvaltning

Diverse FoU-relaterte aktiviteter

Felleskostnader

Ingen søknadstype

Forskerprosjekt

Koordinerings- og støtteaktivitet

Effektene av fysisk og seksuell vold på ofre og deres familier kan være ødeleggende og vedvarende, med potensielt langvarige konsekvenser for fysisk og mental helse, utdanning, sysselsetting og bruk av velferdstjenester. Mens strafferettssystemet anses som en viktig del av offerets gjenopprettingsprosess, er det begrenset empirisk forskning på hvorvidt strafferettslige prosesser hjelper og/eller hindrer bedring langs disse ulike dimensjonene. I dette prosjektet vil vi adressere dette kunnskapshullet ved å bruke en kombinasjon av kvantitative og kvalitative forskningsmetoder. I de kvantitative analysene vil vi bruke administrative registerdata som dekker hele befolkningen sammen med kvasi-eksperimentelle metoder for å kunne trekke kausale slutninger. Vi vil også benytte maskinlæringsteknikker for prediksjon. De kvalitative analysene vil supplere de kvantitative analysene ved å gi kontekst til et komplekst felt av saker og ofre og ved å identifisere potensielle mekanismer mellom strafferettslige prosesser og utfall for ofrene. Samlet vil disse metodene gi en mer robust, representativ og nyansert forståelse av hvordan kontakt med strafferettssystemet påvirker offeret på tvers av flere viktige livsområder både på kort og lang sikt. Prosjektet ledes av Folkehelseinstituttet (FHI) med Frischsenteret og Universitetet i Oslo som partnere. Prosjektet har et rådgivende utvalg med medlemmer fra Nasjonalt kunnskapssenter om vold og traumatisk stress (NKVTS), ETH Zurich, Universitetet i Oslo, Frischsenteret, Universitetet i Bergen, og OsloMet. Det er også tilknyttet en brukergruppe bestående av personer og organisasjoner som er i kontakt med ofre for vold og overgrep.

Victims of sexual and physical violence is one of the most vulnerable groups in our society. The criminal justice system (CJS) serves a critical role in providing assistance to victims of these crimes, enabling them to seek justice, protection, compensation, and closure. Yet, knowledge about whether the CJS helps or harms these victims is extremely limited. This project aims to remedy this by providing a comprehensive understanding of the role of the CJS in supporting and providing restoration for victims of physical and sexual violence in Norway. We will utilize a combination of quantitative and qualitative research methods across disciplines to study outcomes across multiple important life domains, both in the short and long run. For the quantitative analyses we will use exceptionally rich longitudinal administrative register data with full population coverage combined with state-of-the-art quasi-experimental methods for credible causal inference and predictive machine learning techniques. The qualitative analysis will be based on narrative interviews with victims, providing context and insights into how interactions with the CJS shape life stories. The results will yield a robust and nuanced understanding of how the different stages of the CJS impacts victims. This is particularly urgent given how the current emphasis on legal responses to assaults has caused a sense of obligation and civic duty for especially women to report incidents, while the chances of legal closure remain small. In addition to advancing the methods for quasi-experimental designs and machine learning within quantitative criminology, this project will provide valuable insights for policymakers, stakeholders, and practitioners working in the field of victim support and rehabilitation and may inform current legal reform efforts aimed at addressing these issues.

Helpful or harmful: The effects of criminal justice system contact on victims of sexual and physical violence

Hovedmålet med kreftbehandling er å eliminere kreftceller og dette er tradisjonelt oppnådd ved kirurgi, bruk av giftige medikamenter (cellegift) og stråling. En ny og betydningsfull tilnærming til kreftbehandling kalt immunterapi, har derimot fått mye oppmerksomhet det siste tiåret; Her forsøker leger og forskere å utnytte immunsystemet vårt for å målrettet  ødelegge kreftceller. En nøkkelaktør i denne banebrytende tilnærmingen er en gruppe «drapsmenn» i immunsystemet kjent som cytotoxiske T-lymfocytter (CTL-er). Disse cellene har en bemerkelsesverdig evne til å oppdage kreftceller ved å gjenkjenne unormale molekyler på overflaten av kreftcellene - molekyler som friske celler ikke har. Når CTL-er gjenkjenner kreftcellene ødelegger de dem ved å frigjøre giftige molekyler som initierer kreftcellenes selvdestruksjon. 
 
Selv om betydelige innsats har blitt dedikert til å forstå hvordan CTL-er aktiveres og hvordan de gjenkjenner kreftceller, vet vi mindre om de påfølgende hendelsene inne i kreftcellene som fører til deres død. Fra før vet vi at CTL-er kan initiere to forskjellige typer celledød i kreft: den første, kalt apoptose, er en stille og ordnet prosess der kreftcellene krymper og brytes opp uten å varsle immunsystemet; den andre, kalt pyroptose, er en mer dramatisk prosess som involverer dannelse av åpninger i cellemembranen, noe som fører til at cellene svulmer opp og sprekker. Under denne cellebristen blir innholdet inne i cellene frigitt i omgivelsene, og dette kan fungere som 'faretegn' som kan stimulere en sterkere immunrespons mot kreftcellene. Betydningen av denne cellebristen for å forsterke anti-tumorresponsene vil bli undersøkt i dette prosjektet. 
 
Videre er vi fascinert av muligheten for å avdekke ytterligere, ennå ukjente, former for celledød indusert av CTL-er. Utforsking av disse dødsrelaterte prosessene i kreftcellene kan potensielt øke effektiviteten av immunterapi og bidra betydelig i den pågående kampen mot kreft.

The primary goal of most cancer therapies is to induce cancer cell death. Immunotherapy relies on the cytotoxic activity of lymphocytes such as natural killer cells (NKs) and cytotoxic T lymphocytes (CTLs) to achieve this. While a significant amount of research in immunotherapy focuses on the events within cytotoxic lymphocytes or at the interface between cytotoxic lymphocytes and cancer cells, less is known about the molecular mechanisms that orchestrate cancer cell death, particularly in the case of CTL-mediated death.
CTLs are known to induce two types of cell death in cancer: non-inflammatory apoptosis and proinflammatory pyroptosis. Pyroptotic cancer cells release proinflammatory signals that attract immune cells to the tumor site, thereby enhancing the anti-tumor response. Cell lysis is a common outcome of pyroptotic cell death. It is unclear whether lysis can be decoupled from pyroptosis in cancer cells and whether the proinflammatory properties of pyroptotic cancer cell death depend on lysis. Moreover, it remains unknown whether CTLs can induce other forms of cell death in cancer, apart from apoptosis and pyroptosis.
Studying the mechanisms of CTL-mediated cancer cell death is challenging because CTLs selectively target cells expressing specific antigens. However, given the critical role of CTLs in immunotherapy, it is essential to deepen our understanding of CTL-induced cancer cell death.
This project aims to develop novel methodologies to investigate the death mechanisms that are initiated by CTLs. In addition, we will identify new pathways and mediators involved in CTL-induced cancer cell death. Furthermore, we will assess the contribution of proinflammatory cell death and lysis in promoting anti-tumor responses in vivo. Overall, this research will improve our knowledge of the molecular mechanisms of CTL-mediated cancer cell death and potentially reveal novel targets to enhance the efficacy of cancer immunotherapy.

T-cell-mediated proinflammatory cell death and lysis in cancer

Renewable energy on the high seas – science-informed and indigenous knowledge-based recommendations for regulatory and governance challenges

The high seas are those marine areas under no State's jurisdiction. So far, all marine renewable energy (RE) activity is being conducted under State's jurisdiction. However, recent advances in technology are raising the prospect of carrying out RE activity on the high seas. Currently, only seabed mining activities in the Area have been regulated. The Area is the seabed and ocean floor beyond the limits of State's jurisdiction. From the legal viewpoint, the main gap is a lack of an international regulatory framework, informed by participatory mechanisms and supported by scientific evidence, for RE activities on the high seas, especially regarding their environmental and social impacts. 
The primary project objective (O) is to provide the scientific community and policymakers with science-informed and indigenous knowledge-based recommendations in support of the development of  RE regulation on the high seas. 
Two specific Os are set to complement the primary O, namely:
O1 To advance the use of systematic consultation processes that facilitates research at the crossroads of marine sciences and law. 
O2 To advance critical knowledge and understanding of environmental pressing issues comparable to the regulation of RE on the high seas, such as deep-sea mining in the Area.
A multistep innovative methodology will be adopted, by integrating marine scientific knowledge, consultative processes, and advanced critical research in the subject matter. A case study (interdisciplinary and participatory) involving marine scientists, indigenous and coastal communities and policy makers will be conducted onboard the Research Vessel KronPrins Haakon at the beginning of the project. The case study outcomes will be analysed through critical legal analysis to build a knowledge base for policy recommendations. 
The project will advance the PI’s career in an international research environment, allowing her to generate independent, high-quality, and reproducible results.




Optimization of Free Space Optical Communication Link based Drones for Search and Rescue Operations in the Arctic Region

The Arctic region is witnessing more frequent shipping accidents than ever which require accurate search and rescue operations. The existing communication systems use drones with radio frequency (RF) technology, which has limited bandwidth and cannot offer 4G/5G connectivity due to harsh weather constraints. It further limits the capacity of drones and affects the resolution of images and videos. The current research proposes to design free space optical communication (FSOC) link-based drones that can enhance connectivity between multiple drones and rescue ships as well as the capacity of drones to produce high resolution images and videos. The proposed FSOC-based drones can provide highspeed connectivity than the existing RF technology. The research will collect atmospheric turbulences data from the Arctic region and use it for designing the FSOC link. Furthermore, to enhance the capacity of FSOC-based drones, the research will design advanced multiplexing schemes (Mode Division Multiplexing and Orthogonal Code Division Multiple Access) and to ensure link stability, omnidirectional receiver will be designed. The research will further evaluate the performance of proposed FSOC link under the impact of various atmospheric turbulences. The expected outcomes of this research will lead to the optimisation of FSOC-based drones in expanding search areas and improving communication systems for SAR operations in the Arctic region.

Dette prosjektet, kalt Hukommelse for musikk, fokuserer på det økende antallet mennesker over hele verden som lever med demens, spesielt Alzheimer's sykdom (AD). AD starter typisk med hukommelsesproblemer og påvirker etter hvert daglige aktiviteter. Aktive musikkintervensjoner, spesielt sang, har vist positive effekter på humør, atferd og livskvalitet for personer med demens, men deres innvirkning på kognisjon er ikke godt forstått. Prosjektet har som mål å fylle dette kunnskapsgapet ved å studere effektene av å lære nye sanger på kognitiv, atferdsmessig og hjernemessig funksjon.

Studien vil omfatte hjemmeboende voksne over 65 år med AD fra Argentina, Østerrike og Norge. Deltakerne vil gjennomgå 5 måneder med intensiv musikalsk opplæring (to ganger i uken) og 5 måneder med minimal opplæring (en gang i måneden) i tilfeldig rekkefølge, med en to måneders pause imellom. Intervensjonene inkluderer å lære nye sanger med en personlig musikklærer. Generell kognisjon vil bli målt ved bruk av Alzheimer's Disease Assessment Scale - Cognitive (ADAS-cog), og hukommelse for musikk vil bli vurdert gjennom ulike metoder, inkludert atferdsoppgaver og hjerneaktivitet (EEG). Humør vil også bli evaluert i hver økt.

Målet er å inkludere 113 deltakere for å sikre pålitelig påvisning av meningsfulle effekter. Studien vil utforske hvordan humør og hukommelse for musikk bidrar til endringer i kognitive evner, og om disse effektene varierer basert på faktorer som kjønn, alder, AD-stadium, eller tidligere musikalsk opplæring og generell utdanning. Prosjektet vektlegger samarbeid mellom forskere, tjenesteytere og brukere for å sikre studiens relevans og anvendelighet.

The number of people living with dementia is increasing and is high in low, middle, and high-income countries. Alzheimer’s disease (AD), the most common type of dementia, manifests itself initially with cognitive impairment in memory domains, and later affects all activities of daily living. Active music interventions, particularly singing, can help to improve mood, behaviour problems, and quality of life. Too little is known about their effects on cognition, although some promising studies exist. The M4M project aims to fill this gap by measuring effects of learning new songs on clinical, behavioural and brain functioning. Specifically, M4M aims to examine changes in general cognitive functioning and memory for music in non-musician adults with AD undergoing intensive individual musical training based on singing novel songs, compared to minimal training.
        Home-dwelling adults with AD, 65 years or older, in 3 countries (Argentina, Austria, Norway), will receive 5 months of intensive intervention (2x/week) and 5 months of minimal intervention (1x/month), in random order, with a 2-month break in between. Interventions will entail learning new songs with an individual music teacher. At the end of each intervention period, general cognition will be measured with the Alzheimer's Disease Assessment Scale – Cognitive (ADAS-cog) by a person who is unaware of the intervention received. Memory for music will be tested with observations, behavioural tasks, and brain responses (EEG). Mood will be assessed in each session. We aim to include 113 participants; this will help us to reliably detect clinically meaningful effects. We will also examine how mood and memory for music lead to changes in cognitive abilities, and whether effects depend on sex, age, AD stage, or previous musical training or general education. M4M will be conducted in close collaboration between academic researchers, service providers, and service users to ensure relevance and applicability.

Memory for Music: Effects of individual intensive musical training based on singing in non-musicians with Alzheimer’s disease

Evaluation of thermohydraulic characteristic of printed circuit heat exchangers in pseudocritical region for supercritical CO2 cycle

Currently, 28.2% of the total EU-28 greenhouse gas emissions come from the power sector, a large contributor to greenhouse gas emissions. Consequently, the emphasis of the research in power generation has swung towards assessing highly efficient and greener power cycles. In this reference, the novel supercritical carbon dioxide Brayton cycle (sCO2-BC) is an ideal choice that outstrips other formally well-known power cycles (Brayton & Rankine cycles). In sCO2-BC, the role of the pre-cooler is critical. It serves as a sink to the power cycle and regulates the conditions at the compressor's inlet. The compressor's inlet temperature is intended to be maintained close to the critical temperature of carbon dioxide (CO2) to achieve greater cycle efficiencies. However, exceptionally higher values of the specific heat capacity of CO2 near its critical point (up to 40 times higher than water) require exceedingly high water flow rates on the cold side to achieve the desired exit temperatures of CO2. Consequently, the pre-cooler's pumping power requirements become high enough to deteriorate the cycle's performance. This problem can only be mitigated by exploring new channel geometries with enhanced thermohydraulic characteristics. Therefore, the proposed study plan to characterize the complex thermohydraulic characteristics in the pseudocritical region of CO2 using a multifaceted technique that includes, experimental, numerical, and machine learning techniques. The proposed work will provide a step forward to the success of sCO2-BC technologies that, in turn, will facilitate its integration with the green energy resources (generation-IV nuclear reactors and solar concentrated plants), helping to meet the EU's 2030 climate and energy framework goals of achieving at least 32% share for renewable energy.

Norge har under Parisavtalen påtatt seg en forpliktelse til å redusere klimautslippene sine med minst 55 prosent innen 2030 sammenlignet med nivået i 1990. Hittil har vi kun oppnådd 5 prosent av dette målet; vi har følgelig kun syv år på å redusere de resterende 50 prosent for å imøtekomme målene. For 2050 har vi satt oss enda større mål: å redusere klimautslippene med hele 90 prosent. Bakgrunnen for målene er at vi prøver å unngå de verste scenarioene FNs klimautvalg skisserer opp i sine rapporter. I tillegg har energiforbruket økt, og prognosene fra Statnett for ulike scenarier viser at energiforbruket skal fortsette å øke. Vi trenger følgelig mer energi. Dette har bidrat til at diskusjoner rundt kjernekraft i Norge er høyaktuelle og pågående. Norsk Kjernekraft AS har blitt opprettet med formål om å bygge Norges første kjernekraftverk. I tillegg ble det i fjor også bevilget 200 millioner kroner fra Regjeringen til et nytt senter som skal drive med nukleær forskning. Målet er å styrke den norske kunnskapsberedskapen på det nukleære området. Dette betyr at vi beveger oss i en retning hvor kjernekraft en dag kan bli aktuelt i Norge, og noen mener at dette er den eneste veien å gå hvis vi skal nå målene våre for 2050. Men i dag sitter vi med flere spørsmål enn svar, blant annet: Hvilken teknologi og leverandør burde vi velge? Er regelverket for snevert og strengt? Hvordan kan dette gjøres og samtidig ivareta sikkerhet? Hvordan tjener et kjernekraftverk penger?

Dette prosjektet skal svare på samtlige av disse spørsmålene i en detaljert og omfattende analyse. Her bruker vi grunnlagsdata til å vurdere dagens forskning opp mot hvordan industrien i andre land opererer, og ut ifra dette forsøke estimere hva risikoen knyttet til å bygge kjernekraft som industri i Norge er. Prosjektet sikter på å gi et så helhetlig bilde som mulig slik at vi kan gjøre oss opp en mening basert på fakta; om kjernekraft passer inn i miksen av det som utgjør norsk energi.

Denne prosjektbeskrivelsen skisserer forskningen Vala Maria Valsdottir (omtales herunder som stipendiaten) skal utføre innenfor sin doktorgradsavhandling. Prosjektet skal være en del av Senter for nukleær forskning (SNF) som fikk midler vinteren 2023.
Ph.d.-prosjektet er initiert av Inmeta Consulting AS, som igjennom denne ph.d.-stillingen vil bli en del av SNF. Inmeta planlegger en prosjektperiode på fire år, hvor stipendiaten arbeider 75 % med ph.d.-prosjektet og 25 % med vanlig virksomhet hos Inmeta. 
Prosjektet skal undersøke muligheten for kjernekraft som industri i Norge. Dette er både en samfunnsaktuell problemstilling samt en som medlemmene i SNF er interessert i å utforske. Stipendiaten kommer derfor til å samarbeide med alle aktørene som er involvert i senteret og benytte forskningsdata fra dem. Dette gjelder da spesielt Institutt for energiteknikk (IFE) som har mest grunnlagsdata som er relevant for dette prosjektet.
Kandidaten ferdigstilte en masteroppgave høsten 2020 i kjernefysikk på Universitetet i Oslo (UiO) og har derfor gode og relevante grunnkunnskaper for å ta på seg et slikt prosjekt. I tillegg har kandidaten tre års erfaring innenfor energibransjen, og er derfor oppdatert på industrien og forstår deres problemstillinger godt.

Er kjernekraft aktuelt for Norge?

Potetskrell, et biprodukt fra industriproduksjon av potet (pommes frites, flak, chips mm.) er en råstoff ressurs som kan bli bedre utnyttet til nye formål. Skrellet er nemlig en rik kilde på antioksidanter, stoffer som planter naturlig har i seg for å beskytte mot skadelige UV-stråler og reaktive forbindelser som oksygen radikaler. Antioksidanter behøver vi også å tilsette i matvarer for å beskytte og ta vare på umettet fett så det ikke blir harskt og vondt i kontakt med luft. I dag brukes flere ulike syntetiske stoffer i matvarer for å hindre oksidasjon av fett og oljer. Men det er reist bekymring rundt sikkerheten for bruken av dem. Matvareindustrien, myndigheter og forbruker ønsker derfor å fjerne flere syntetiske antioksidanter og erstatte dem med naturlig alternativer. Det er imidlertid svært få slike produkter som er godkjent og tilgjengelig på markedet. Prosjektet Peel Preserve, som har et klart bærekraft mål, skal vise om et uttrekk av antioksidanter laget på industrielt potetskrell råstoff kan fungere som konserveringsmiddel og erstatte noen av de stoffene som brukes i dag. Tre næringsmiddelbedrifter skal teste potetskrell-ekstraktet i noen av sine produkter og utføre både interne og eksterne analyser på effekten. Men en viktig forutsetning for at potetantioksidant kan tas i bruk som nytt tilsetningsstoff i mat er at det blir godkjent av den Europeiske matsikkerhets myndigheten (EFSA) og gitt et E-nummer. Prosjektet skal igangsette denne lengre flertrinns godkjennings prosessen. Parallelt skal det utvikles en forretningsmodell og nødvendig beskyttelse rundt teknologien. Dersom industrien etter testingen av potetantioksidanten, vurderer denne som er god erstatning til konkurransedyktig pris, og en EFSA-godkjenning kan oppnås på sikt, åpner det for å kommersialisere et naturlig plante-basert produkt til beste for forbruker og for miljøet. Bak prosjektet Peel Preserve står Høgskolen i Innlandet i samarbeid med Nofima og Klosser Innovasjon.

Preserving foods with potato peels: Industry-relevant validation and first regulatory assessment of a new natural antioxidant

Applied Biocatalysis is the development through science and engineering of useful biological catalysts and their commercial applications. The BNCM 2024 conference has an intention to gather approx. 100 international and national scientists from academia and industry in addition to PhD students from the international community. BNCM 2024 will be the 7th in this series of meetings with attendees from both academia and industry presenting and discussing the newest research in enzyme catalysed reactions in other media than water. The conference series was started in 1986 by professors Hans Tramper and Urs von Stockar, University of Wageningen, the Netherlands, and has later been chaired in Russia, Italy and Germany before Elisabeth Jacobsen at NTNU was give the honor of chairing the conference.  Collaboration in biocatalysis research has been supported by EU Frameworks as three subsequent COST actions. The first action, COST Action D25 "Applied Biocatalysis. Stereoselective and environmentally friendly reactions catalysed by enzymes " (2001-2007) was initiated and chaired by professor Thorleif Anthonsen, NTNU, the founder of the Biocatalysis Group at NTNU, which the project leader of this conference now chair. The strategy of applied biocatalysis fits well under the definitions of white biotechnology and Sustainable chemistry (Suschem) and fits also well with the EU Green Deal Strategy.

7th International Conference on Biocatalysis in Non-Conventional Media

InterNASH - An intercellular-pathway therapeutic for non-alcoholic steatohepatitis

Midlene fra IS-RUS-Stipendprogram for NVRussl. fordelt på år

Midlene fra IS-RUS-Stipendprogram for NVRussl. fordelt på fylker

Midlene fra IS-RUS-Stipendprogram for NVRussl. fordelt på fagområde

Nikitina, E RUS06/07-67

Inline measurement of PVT and thermophysical properties of drilling fluids

The general project description is to develop and test a High Temperature system for a Geothermal well drilling application that allows drilling and selective coring without tripping, and which further includes controlling and adjusting the inclination of the wellbore by downhole adjustment of a 2D directional steerable system, including sensors, measurement, and two-way transmission of key directional parameters.

The real-time, two-way communication with the ICS/LWC and surface is achieved with an MWD tool which is placed on top of the entire CoreAll system. Essentially, this MWD system generates power from a mud driven turbine/alternator, and includes the pulsing to surface, as well as receiving downlinks to switch CoDril™ operating modes. CoreAll is currently using a MWD system which has a temperature limitation of 150 C, which is standard for MWD tools. By integration with the Hephae High Temperature MWD tool, which is part of this project, the operational envelope for the CoreAll Intelligent Coring System will be significantly extended, from 150 C to 210 C. This opens for using the advanced Intelligent Coring System and CoDril™ downhole convertible drill bit in intervals of Geothermal well drilling that extends much deeper and at temperatures much higher than the existing technology.

A key component of the project is the Hephae high temperature MWD system. This will developed in cooperation with Rockatek. Rockatek will develop a high temperature turbine, which will be used as a key component in the Hephae high temperature MWD.

A new CoDril™ downhole convertible bit and CoDril™ hydraulic lifting tool need to be developed, to increase the temperature range from 150 C to 210 C. This includes both electronic and mechanical redesign with new high temperature components.

Development of a High Temperature downhole convertible coring and drilling system for a Geothermal drilling application.

Fishbones' Multilateral Stimulation Technology for hydrokarbon- og geotermiske reservoarer er en veletablert metode i det globale simuleringsmarkedet. Fishbones-løsninger for karbonat- og sandstein-/klastiske reservoarer er utviklet i samarbeid med store E&P-selskaper. Systemet er installert som en del av en tradisjonell produksjonstreng med Fishbones-verktøy plassert slik at de lander i sonene med ønsket stimulering. Med sirkulasjon fra riggpumpene vil mange rør med liten diameter (lateraler) jette eller bore ut samtidig fra brønnhullet for å penetrere reservoaret, og generere mange lateraler.

De genererte lateralene er begrenset til å øke borehullets dreneringsradius med 10 meter. Den planlagte innovasjonen tar sikte på å øke maksimal dreneringsradius to ganger (20 meter).

Prosjektet har som mål å øke ressursutvinningen effektivt og bærekraftig. Å redusere antall nødvendige brønner for feltutnyttelse bidrar til en betydelig reduksjon i klimagassutslipp. Som et levedyktig alternativ til teknologier med høyt CO2 fotavtrykk som hydraulisk oppsprekking, tilbyr den en mer miljøvennlig tilnærming for å oppnå optimal ressursutvinning.

Fishbones' Multilateral Stimulation Technology for hydrocarbon and geothermal reservoirs with accuracy and efficiency is a well-established method in the global simulation market. Developed in cooperation with major E&P companies, Fishbones solutions for carbonate and sandstone/clastic reservoirs are both fields proven.
The system is installed as a part of a traditional production casing string with Fishbones tools placed so that they land in the zones of desired stimulation. With circulation from the rig pumps, many small diameter tubes (laterals) jet or drill out simultaneously from the wellbore to penetrate the reservoir, creating numerous laterals. The entire operation can be completed in less than 12 hours and does not require specialized fluids or pumps. The primary application for this technology is to increase the productivity index of a well by connecting the wellbore to the reservoir with as many as 200 laterals. These laterals drain layers or faults and increase the reservoir exposure, increasing production rate and recovery.

The created laterals are limited to increasing the wellbore drainage radius by 10 meters. The planned innovation aims to increase the maximum drainage radius by two times (20 meters). Once the improved Fishbones stimulation is developed, the project partner and other customers can potentially directly replace hydraulic fracturing applications with the more economical, efficient, and environmentally friendly Fishbones technology.

The most critical R&D challenge is to adapt each component of the Fishbones Drilling Needle to withstand the increased drill length required in terms of wearing, erosion, and fatigue damage. Several major components must be re-designed, tested, and qualified in a simulated downhole environment.

Fishbones Drilling, Extended Reach Laterals

Mer enn 2500 brønner bare på norsk kontinentalsokkel skal plugges i årene som kommer. Dagens metoder
innebærer plugging fra rigg og svært høye kostnader. Prosjektet omhandler utvikling og demonstrasjon av en ny
metode for permanent plugging av brønner fra rigg eller fartøy ved anvendelse av det kabelkjørte, riggløse
nedihullsverktøyet T-3000. Det nye med denne løsningen er et verktøy som muliggjør kontrollert oppvarming av en
spesialutviklet legering (Bismuth) som skal ‘tette’ brønnen. Prosjektet er et viktig skritt på veien mot helt riggløs P&A
(plugging og avvikling). Metoden gir også høyere sikkerhet mot fremtidige lekkasjer fra brønn, samt redusert behov
for håndtering av spesialavfall. En annen egenskap ved verktøyet er muligheten for kostnadseffektiv og
miljøbesparende omplassering av brønnpluggen ved eventuelt fremtidige behov for bruk av brønnen, til f. eks CO2
lagring eller produksjon av ‘blå’ hydrogen.
Potensialet for reduserte kostnader og utslipp er betydelig. Prosjektets fremste nytteverdi kan knyttes opp mot
reduserte kostnader og utslipp som følger av bruk av fartøy i stedet for rigg.
Første del av prosjektet - utvikling av systemdesign og operasjonsprosedyrer – skal gjennomføres i løpet av første
kvartal i 2024. Vi må identifiseres hvilke komponenter som trengs for innkjøring og operasjon av verktøyet, samt
hvordan disse skal samkjøres. Det må etableres prosedyrer for klargjøring av brønn, verktøy, samt innkjøring og
operasjon av verktøy. Det må innhentes oversikt og vurdering av brønnenes tilstand og metoder for
barriereverifikasjon. Kunnskapen som innhentes i starten er nødvendig for å utarbeide en overordnet design av
verktøyet, som er målet for den første fasen av prosjektet.

Wellstrøm AS har gjennom IPD-prosjektet for et "big-bore" verktøy gjort noen oppsiktvekkende funn, som gjør at en nå ser muligheten til å utvikle et verktøy som kan sette en bismuth-plugg through tubing, av svært høy kvalitet. Det betyr at mens foregående verktøy kan plugge riggløst i allerede klargjorte brønner, der produksjonsrør er trukket, kan T-3000 sette plugg fra produksjonsrør. En eliminerer da behovet for rigg, når produksjonsrør ikke lenger å trekkes. 
Legeringen som brukes (M3), tettere sprekker/porer ned til 5 mikron, har en Veritas sertifisert levetid i brønn på 3000 år, og kan når den anvendes i Wellstrøm sitt pluggdesign tåle 9 ganger større trykkforskjell enn ren bismuth.

Dette prosjektet omhandler utviklingen og kvalifiseringen av et slikt verktøy fra verksted, via testrigg på land til offshore demontrasjon.

T-3000 - Thru-tubing, riggløs plugging av brønner med Bismuth Alloy (M3)

Ved boring av brønner innen Petroleum er det viktig å forstå egenskapene til bergformasjonen slik at brønnens integritet kan vedlikeholdes. Slik undergrunns forståelse er også viktig for andre formål, som for eksempel når man skal avstenge brønner permanent. 

QWave har utviklet en ny teknologi for å utføre spenningstest ved boring av brønner som vil forbedre kvaliteten på slik undergrunns forståelse, en teknologi som er gjort mulig ved hjelp av egen forskning og utvikling basert på akustiske sjokkbølger og inspirasjon fra bruk av slik teknologi innen medisin og behandling av pasienter. 

En prototype av utstyr for å foreta slike spenningstester i brønn har blitt utviklet og testet.

Prosjektet skal videreutvikle denne teknologien. Det skal forskes på måter utstyret kan roteres slik at målinger alltid initieres i riktig retning i forhold til horisontale spenninger i området, dette for å oppnå best mulig måleresultater. Prosjektet skal også undersøke muligheter til å vise et bilde av boreveggen mens operasjonen pågår for å sikre at resultatet er en suksess før målingen avsluttes. Prosjektet skal forske på optimalisering av antall målinger ved å forbedre kritiske komponenter som kan redusere effektivitet, slik at så mange målinger som mulig kan utføres mens utstyret er i borehullet. Det skal også forskes på material valg, løsninger og metoder for å gjøre teknologien mer robust, mer operasjonell effektiv, mer vedlikeholds vennlig, redusere risiko for feil, samt redusere kostnader av å bygge og drifte utstyret. Prosjektet skal også forske på muligheter til å redusere eller endre dimensjoner på komponenter i utstyret, som vil gi flere petroleums prosjekter tilgang til teknologien, for eksempel et større antall letebrønner.

Prosjektet skal forske videre på kjerneteknologi og videreutvikle denne med fokus på fire teknologiområder:

1)	Posisjonering:
Slik prototypen er utviklet så har man ikke mulighet til å rotere posisjon på en kontrollert måte når utstyret er i borehullet. Ved å posisjonere riktig vil man med mer sikkerhet kunne måle minste horisontale spenning, og dette vil være en funksjonalitet som vil øke suksess raten ved operasjoner og dermed gjøre utstyret mer kommersielt attraktivt og øke mulighetene for verdiskaping.

2)	Bildebehandling (imaging):
Slik prototypen er utviklet så vet man ikke med sikkerhet hvor stor sprekk man har laget under en operasjon. Utstyret er nede i borehullet og man har dermed ingen mulighet for visuell bekreftelse på en suksessfull perforering. Hvis man kan se resultatet visuelt, så kunne man for eksempel justert pulser intensitet og avstand til borehulls veggen for å sikre en vellykket operasjon.

3)	Optimalisere målinger:
En kritisk komponent i teknologien er elektroder som mottar en høyspent puls og starter selve sjokkbølgen. Disse vil naturlig erodere under operasjon og avstanden mellom elektrodene øker og genereringen av sjokkbølger vil bli mindre effektiv, med mindre man kan justere avstand under operasjonen. Det er også andre kritiske komponenter som kan redusere effektivitet. Å optimalisere disse komponentene vil øke effektiviteten og muliggjøre flere operasjoner over lenger tid uten å måtte ta utstyret ut av borehullet.

4)	Materialer, dimensjoner og metoder:
Testing i qLab og prototype viser at mer forskning på bruk av materialer, løsninger og metoder vil kunne videreutvikle teknologien og gjøre den mer robust, mer operasjonell effektiv, mer vedlikeholds vennlig, redusere risiko for feil, samt redusere kostnader av å bygge og drifte utstyret. Å redusere eller endre dimensjoner på utstyret vil muliggjør tilgang til et større marked, for eksempel et større antall letebrønner.

Videreutvikling av teknologi for bedre undergrunnsforståelse og innsamling av data for mer effektive boreoperasjoner

Å håndtere store slamtap under boring er en stor utfordring for oljeindustrien. Dagens løsninger er tidkrevende og
kostbare. Innovasjonen At-the-Bit Mud Loss Control inkluderer nedihullsteknologier en kontrollert og umiddelbar
håndtering av slike tap. Nøkkelegenskapene til det nye verktøyet involverer nedihulls lagring og utløsning av en
svellbar polymer, AtB Gel, som sveller mye når den blandes med boreslam og vil forsegle tapsformasjonene. Teknologien er testet i fullskala eksperimentelle brønner.

For å modne og kvalifisere teknologien planlegges brønnpiloter i olje og gassfelt. Petroleumsindustrien anerkjenner det høye verdipotensialet knyttet til sikker og kostnadseffektiv boring og redusert logistikk.

The track record of the At-the-Bit Mud Loss Control project have shown the high potential of converting the circulating drilling fluid to a swellable pill downhole. Qualifying laboratory experiments, full scale testing and well pilots have brought the project technology readiness towards TRL4. However, up to now it has not been possible to demonstrate the At-the-Bit technology when drilling in actual lossy well formations. In a close dialogue with ARA Petroleum in Oman as one of the JIP partners the opportunity of implementing the At-the-Bit as a piggyback solution in at least one of their upcoming wells in a field with high chance of mud losses.    

The proposed project (Phase 5) will include drilling of potentially lossy wells as nominated by ARA Petroleum. Crucial R&D challenges are to investigate the drilling history of offset drilled wells in the area to optimize the operational drilling procedures including where to activate the newly developed polymer gel payload. The formation sealing capability will also be carefully assessed through the data gather during the operations.

At-the-Bit Piggyback Drilling Solution - an integrated while drilling solution for mud loss control.

Geostyring, dvs. evnen til å finjustere brønnposisjonering i sanntid, øker brønnverdien og reduserer risiko. Geostyring er avgjørende for petroleumsbrønner, og aktuelt for andre operasjoner som geotermiske prosjekter, horisontalboring av brønner og tunneler, samt CO2-lagringsbrønner. Nåværende geostyringsbeslutninger bygger på rask manuell tolkning av sanntidsdata med hensyn til modeller, geologi og tilknyttet usikkerhet. Men, ifølge Rassenfoss (2022, SPE JPT) har personen ansvarlig for geostyring svært begrenset tid til å tolke innkommende data, langt mindre å vurdere usikkerheten.
 
Avanserte ensemble-metoder er kjernen i lukket-løkke reservoarstyring (EnCLRM), den nye standarden for automatisk optimalisering av petroleumsfelt under usikkerheten. EnCLRM er dessverre ikke rask nok for geostyring i sanntidsoperasjoner pga. kompleksiteten i geomodellering. Dette kan løses med nye generativt nettverks (GN) geomodeller som "lærer geologi" før boreoperasjon og har ytelse på under ett sekund. GN-geomodellene vil muliggjøre sanntids data-assimilering og gi støtte til beslutninger. DISTINGUISH vil utvikle disse teknologiene i en geostyringsarbeidsflyt. Prosjektet introduserer ny tankegang ved å erstatte "deteksjonsdybde" med "prediksjonsavstand" og sannsynlighetsbetinget beslutningsstøtte.
 
Vi planlegger tidlig testing med data fra operasjonelle felt. Vi vil inkludere fremtidige teknologibrukere for å akselerere adopsjon av arbeidsflyten. DISTINGUISH håndterer utfordringer knyttet til brønnplassering som påpekt i "Olje og gass for det 21. århundre" maskinlæringsrapporten. Ifølge rapporten vil bedre brønnplassering føre til oppdagelser på den norske kontinentalsokkelen, gi økt netto nåverdi fra boring og betydelig redusere CO2-utslipp.

The ability to fine-tune well positioning in real-time through geosteering increases the potential value of wells and minimizes risks. Geosteering is essential for petroleum and penetrates other types of drilling, including geothermal projects, civil wells and tunnels, and soon CO2 storage wells. Currently, geosteering decisions rely on fast-paced manual interpretation of real-time data, which needs to consider pre-job modeling, geological setting, and embedded uncertainties. “Given the pace of drilling, the person in charge of geosteering is hard-pressed just to interpret the incoming data, much less contemplating the uncertainty in it” (Rassenfoss, 2022, SPE JPT). Following the newest trends in the industry geosteering workflow of the future shall capture and update uncertainty in an ensemble of geomodels.

The most advanced ensemble methods are the core of closed-loop reservoir management (EnCLRM), the new standard for optimizing the development of petroleum fields. However, EnCLRM is not fast enough for real-time operations due to the involved geomodelling complexity. We plan to remove this complexity by creating new Generative-Network (GN) geomodels. GN-geomodels “learn geology” before the operation and have sub-second performance. They unlock next-generation data assimilation and new predictive decision-support AI. DISTINGUISH will develop these technologies and combine them into the “geosteering workflow of the future.” It proposes a new way of thinking substituting “depth of detection” with “distance of prediction” and probabilistic decision support. 

We plan early testing on field data and with future technology users to accelerate adoption. DISTINGUISH addresses research challenges related to well placement from an Oil-&-Gas-21 machine-learning report. According to the report, better well placement may lead to additional discoveries on the Norwegian Continental Shelf, an increased net present value from drilling, and significant CO2 emission reductions.

DISTINGUISH: Decision support using neural networks to predict geological uncertainties when geosteering

Uventa høge poretrykk i undergrunnen er også i dag ei utfordring, sjølv etter tiår med olje og gassleiting og produksjon på norsk sokkel. Uventa høge trykk kan føre til fleire typar negative hendingar under boreoperasjonar.  Det kan komme gass inn i brønnen, enn kan få slamtap og i verste tilfelle ukontrollert utblåsing. Det er ofte store usikkerheit knytt til predikering av poretrykk og hol stabilitet, noko som kan føre til nedetid og høge kostnader. Fleire ulike metodar blir nytta i dag for predikere trykket. Disse metodane baserer seg på sanntidsdata samla inn under boring, teoretiske modeller eller ein kombinasjon av nye data og modeller. 
I praksis, er det berre ein liten del av alle eksisterande data som blir brukt. En avgrensar seg gjerne til data frå nokre få omkringliggande brønnar. Geologiske modeller blir ikkje brukt i analysane. Den nye ideen er å bruke alle tilgjengelege data, både historiske og nye data, med å bruke hybrid modellering. Hybrid modellering tyder å kombinere fysikk baserte modeller og maskinlæring. Det kan være tredimensjonale modeller av undergrunnen med ulike sandsteins og skiferlag, kombinert med maskinlæring med data frå brønnar. Modellane kan dekke store områder på hundre kilometers skala. Med den nye arbeidsmetoden kan ein bruke maskinlæring på potensielt hundrevis av brønnar, og få betre predikering av brønnstabilitet og trykk for nye brønnar. 
Forskingsprosjektet «Big Pressure» er leda av SINTEF Industri, i tett samarbeid med NTNU, SINTEF Digital og Universitetet i Munich, i tillegg til Equinor og ConocoPhillips som industripartnarar. Ein doktorgradstudent vil bli tilsett i prosjektet.

Unexpected high overpressures in the subsurface are still a challenge on the Norwegian Continental Shelf, even after 
decades of oil and gas exploration and production. Unpredicted overpressures may lead to challenges in drilling 
operations, such as mud loss, kicks, and in the worst case, loss of wells. Currently, drilling teams experience large 
uncertainties in prediction of pore pressure and wellbore stability, leading to extensive non-productive time (NPT) 
and large costs. Today, several approaches are used to predict the pore pressures along a planned well path: either 
using well logs, seismic, modelling approaches or combinations thereof.
In practice, only a small amount of existing data, and often only from nearby wells, are taken into account, and the 
geological models are not used in the predictions. The idea is to use all data available, both historical and real time 
data, by using hybrid analytics and machine learning techniques to get better pressure prediction and thereby 
improved mud weight estimates. The novel approach aims at combining existing physical three-dimension 
geomodels and pressure models, with machine learning applied to all well data available in a sedimentary basin (on 
a hundred km scale). The project aims to move forward the state-of-art on pressure and mud weight window 
prediction, built on the existing tools, to include machine learning using data from potentially hundreds of wells, to 
estimate key parameters that are used to predict well stability. The BigPressure project will be led by SINTEF 
Industry, in tight collaboration with researchers at SINTEF Digital, with NTNU and University of Munich as well as 
industry partners Equinor and ConnocoPhillips, who will contribute with industry perspectives on 
operation challenges and requirements.

Hybrid modelling with machine learning for overpressure and mud weight prediction

Retningsstyringen av boring er avgjørende for å forbedre utvinningen fra petroleumsreservoarer. Geostyring refererer til å dirigere boring og brønnplassering i sanntid basert på geologi.
Ved å invertere logging under boring (LWD)-data til kvantitative beskrivelser av bergartsegenskaper og 3-dimensjonale geologiske strukturer, kan vi få en dypere forståelse av 3D-geologien rundt en brønnboring, og dermed forbedre beslutningstakingen for geostyring.
Det er flere mangler ved dagens 3D brønn geostyringssystem, a) Det er ingen automatisert, sanntids, 3D geologisk tolkning og vurdering av usikkerhet under boring (b) en standardisert prosedyre er ikke tilgjengelig for å identifisere alle mulige geologiske konfigurasjoner langs en godt planlagt, (c) det er beregningsmessig kostbart å beregne EM-målinger oppnådd i 3D geomodell med dagens inversjonsmetode som tar høyde for usikkerhet, (d) utvalget av maskinlæringsbaserte (ML)-baserte teknologier for geostyring er svært begrenset.
Hovedmålet er å utvikle og verifisere en arbeidsflyt  for automatisk, sanntids  3D geologisk tolkning av LWD-logs for optimale beslutninger om brønnplassering. Følgende sekundære mål vil bli adressert:
• Geomodellering rundt brønn: Generer et sett med stedsspesifikke 3D-geomodeller rundt brønn som fanger opp alle kjente og forventede geologiske trekk og konfigurasjoner som forventes å bli påtruffet langs brønnen.
•Probabilistisk 3D-inversjon: Robust, nøyaktig og beregningsmessig effektiv ensemblebasert inversjon av LWD-logs (inkludert EM-målinger) for å kvantifisere usikkerheter.
• ML-metoder: ML-baserte metoder for sanntidsgeologisk tolkning for å komplementere og utvide analysemetodene.
• Verifikasjon: Vurder kvaliteten på tolkningen rundt brønn under ulike geologiske forhold gjennom casestudier.

Geosteering decisions are based on geological models. To make optimal decisions while drilling, it is necessary that geological models for the near-wellbore region are well-calibrated against measurements received while drilling, and that uncertainties are quantified. The current work processes for geosteering suffer from shortcomings. (i) It is highly challenging to geologically interpret LWD measurements in real-time for complex formations in an objective manner. (ii) It is highly challenging to update geomodels from available interpretations. (iii) There is a lack of a transparent, systematic, consistent and effective workflow for quantifying complex geological uncertainties.

The primary objective of this project is to establish and verify a workflow for automatic, real-time, objective around-bit 3D geological interpretation of LWD logs for optimal well placement decision support while drilling in complex formations. The format of the interpretation supports future automatic updates of standard probabilistic geomodels.

To achieve this, we will address the following secondary objectives:
- Around-bit geomodelling. In the pre-drill phase, generate a set of site-specific geomodels that capture all possible geological configurations that can be expected along the well. This ensures that the basis for inversion is firmly grounded in the geological understanding of the drilling target, and constrains the spread of possible interpretation outcomes.
- Probabilistic 3D inversion. Robust, accurate and computationally effective, ensemble-based inversion of LWD logs (including deep sensing EM logs) to quantify uncertainties.
- ML methods. Machine learning methods for real-time geological interpretation to complement and expand on the analytical methods.
- Case studies.  Assess the quality of the around-bit interpretation under various geological conditions, applied to both synthetic and real data.

3D geological interpretation for geosteering of wells

På bakgrunn av at det på verdensbasis er millioner av olje- og gassbrønner som må plugges og forlates (P&A), og at det i Norge alene er tusener av disse, er det viktig at det raskt utvikles teknologi for å redusere både miljøskadelige utslipp og kostnader for disse nedstengingsprosessene.

For permanent nedstenging av en brønn er kravet at det foreligger en barriere/plugg gjennom hele tverrsnittet av brønnen. Hensikten med denne pluggen er å sikre avisolering av porøse formasjoner, reservoaret og eventuelle andre tilsig som kan føre til forurensing av vannreservoar og utlekking av hydrokarboner til omgivelsene. For å få tilgang til hele tverrsnittet av brønnen, må det lages et vindu i foringsrøret, enten ved kutting, fresing eller i noen tilfeller ved å trekke røret helt ut av brønnen. Tradisjonelt er dette utført ved bruk av en borerigg med de miljømessige konsekvensene dette medfører.

Heldigvis fokuserer industrien i stor grad på utvikling av ny teknologi som vil gjøre det mulig å utføre de mange operasjonene som er involvert i P&A uten bruk av borerigg. Kommende riggløs P&A teknologi, som dSolve-prosjektet, kan utfylle hverandre og sammen muliggjøre en riggløs P&A-operasjon og derved redusere CO2-utslippene betydelig.

dSolve benytter en elektrolysecelle for å akselerere korrosjonshastigheten av stål i foringsrøret for å åpne et tverrsnittsvindu uten bruk av borerigg. Teknologien er basert på mer enn 6 års forskning ved SINTEF. Undersøkelser i tilnærmet reelle miljø har vist at metoden for å åpne et vindu er konkurransedyktig og kan brukes for stålrør av varierende design.

Formålet med dette prosjektet er å konstruere og produsere et kabelbasert brønnverktøy inkludert en elektrolysecelle, og demonstrere bruk av dette i et relevant miljø. Denne elektrolysecellen skal benyttes for å løse opp hele seksjoner av metallrør på den mest pålitelige og effektive måten for P&A anvendelser.

It is estimated that the Norwegian Oil and Gas Industry will have to plug and abandon over 2 300 wells within the next 40 years. The standard for well integrity requires that for permanently abandoning a well, barriers shall extend across the full cross section of the well. The purpose of the cross-sectional plug is to guarantee the isolation of reservoirs and other sources of inflow that could, among others, contaminate water reservoirs or leak hydrocarbons to the surface. 

To provide full access to the cross section of the well, a window in the present metal tubing has to be cut, milled or in some cases the metal tubing would have to be entirely pulled out of the well. Most of the technology currently available to open this window requires the use of a drilling rig and all the environmental footprint associated with it. It is estimated that the emission related to plugging these wells may exceed 260KTons of CO2 per year or 10M Tons over the next 40 years. 

Fortunately, there is considerable industry focus on developing new technology that will enable the many operations involved in P&A to be performed without the use of a rig. Upcoming rig-less P&A technology such as dSolve, would complement each other and, together, enable a rig-less P&A operation, substantially reducing the CO2 emissions. 

The dSolve technology uses an electrolytic cell to accelerate the corrosion of metal casing in order to open cross-sectional windows in metal tubing, without using a rig or coil tubing. After over 6 years of R&D performed by SINTEF and Innovation Energy, the dSolve technology has been validated in relevant environment, showing to be competitive in a variety of casing string designs while producing environmentally friendly by-products. The next challenge towards commercialization and main objective of the project is to demonstrate the technology in a downhole environment.

Demonstration of a downhole electrolytic cell to reduce the environmental footprint during Plugging & Abandonment of oil & gas wells.

Boring av brønner i undergrunnen er viktig for å hente ut energi, slik som jordvarme, for å høste naturressurser, og for lagring av CO2 og potensielt også Hydrogen. Skånsom og energieffektiv boreoperasjoner er viktig for mer bærekraftig utnyttelse og for å minimere risikoen for utslipp og skade på miljø.  Digitalisering og nye automatiseringsløsninger for brønnboring har de siste årene ført til store kostnadsreduksjoner og redusert energiforbruk. En viktig del av denne utviklingen har vært å ta i bruk sanntidsinformasjon fra operasjoner for å kunne ta bedre beslutninger underveis. Avansert programvare og instrumentering for overvåking og styring av boreoperasjoner er utviklet for å muliggjøre boring av brønner som ellers ville vært for krevende, for å øke sikkerheten, og for å utnytte naturresurser bedre og mer kostnadseffektivt.  
En utfordring ved bruk av nye automatiseringsløsninger for brønnboring er at deler av boreprosessen er mangelfullt instrumentert, og spesielt gjelder dette måling av strømningsrate ut av brønnen. Dagens målinger for strømningsrate ut av brønnen har usikkerhet rundt 10%, og til dels enda høyere usikkerhet ved lave rater. Nøyaktige målinger av strømningsrate ut av brønnen til enhver tid er veldig viktig for systemer som overvåker og styrer boreoperasjoner.
Et nytt apparat for måling av strømningsrate er nå under utvikling. Tidligere forskning viser at apparatet oppnår en nøyaktighet ned mot 1%. Målet med dette prosjektet er å verifisere at apparatet håndterer realistiske forhold og med et design som er tilpasset eksisterende borerigger. Det vil bli bygget prototyper som tilfredsstiller nøyaktighet og design, og testing vil bli utført. Prosjektet skal også foreta en grundig markedsanalyse for å redusere usikkerhet knyttet til markedspotensialet og valg av kommersialiseringsstrategi. Gjennom prosjektet vil det også søkes etter anvendelsesområder utenfor brønnboring med stort markedspotensial.

Flowrate Out Sensor

EMC har utviklet et produkt (AURACOAT C) for boring av frakturerte formasjoner. Produktet er ventet å virke like godt i vann- og oljebasert boreslam, og dermed bidra til at flere brønner kan bores med vannbasert slam.
Produktet vil bidra til styrking av brønnveggen slik at lengre brønner kan bores og med redusert tap av borevæske. Resultatet vil være økt produksjon fra olje og gass seksjoner, forbedret brønnkontroll, redusert utslipp til miljøet og redusert forbruk og transport av kjemikalier.  Produktet kan også brukes ved termisk boring og i brønn der det skal sementeres foringsrør/plugging.
Laboratorietester er utført for å optimalisere tilsetning i forhold til planlagt brønn. Utvidet prøvetaking og testing av borevæsken på feltet er også bli gjennomført. Gjennomgang av feltdata og sammenligning med resultater fra lab er bli evaluert slik at nye testmetoder i lab kan benyttes for å predikere funksjon i brønn. 
EMC har dekket kostnader knyttet til eget personell, produksjonsoptimalisering og lab eksperimenter etc.
Estimerte kostnader for Conoco Phillips er estimerte LCM produktkostnader i løpet av testperioden, samt kostnader til datafangst og bidrag til skriving av rapporter.
Conoco Phillips har gjennomført første felt test på brønn med særdeles høyt poretrykk. Brønnen ble omtalt som en rekord på Ekofisk, som lengste "slimhole" brønn uten "tool failure" i feltets historie. Brønn nummer to be boret på Eldfisk, og det ble dokumentert vesentlig styrking av brønnveggen og resevoarseksjonen ble boret uten noe tap av borevæske. Prosjektet har redusert usikkerheten ved å ha gjennomført de to første pilotbrønnene med suksess. Videre testing i 9 brønner i 2023 har gitt nødvendig datagrunnlag under ulike forhold. 
Tap av væske til formasjonen som bores gjennom vil avhenge av styrken på formasjonen, sprekker og porøsiteten til selve bergarten.
Karbonatreservoaret i Ekofisk-feltet er tomt på grunn av lang tids produksjon av olje og gass. Noen steder kan fortsatt ha jomfruelig trykk og andre områder har et høytrykksregime på grunn av injeksjon av væske/gass nær det nye borehullet. Kommunikasjon mellom borehull har også blitt erfart.
Forebygging av væsketap til formasjonen ved boring av et nytt borehull kan være utfordrende. I noen tilfeller er væsketapet så høyt at en sementeringsoperasjon av lignende er nødvendig for å stoppe tapene.
Variasjon i formasjonsstyrke, høy- og lavtrykkspartier, krever en sterk filterkake for å motstå det lokale overtrykket og hindre væsketap i formasjonen.
Alle seksjoner som ble boret med borevæske inneholdt Auracoat C da tapshindrende materiale i testperioden er fullført. 
Alvorlig tap av væske til formasjonen har blitt opplevd. Tiltak for å kurere tapet har vært å trekke seg tilbake fra tap sonen , redusere væske egenvekter og pumpe piller med høy konsentrasjon med Auracoat C.
Det er benyttet ulik konsentrasjon av AuracoatC i borevæsken, og man har opplevd høyere differansetrykk før alvorlige tapsproblemer har oppstått. Dette er det samme som i laboratoriet, høyere konsentrasjon av Auracoat C vil tillate høyere differansetrykk i brønnbanen før tap av borevæske til formasjonen.
Høy konsentrasjon av andre fibermaterialer kan redusere effektiviteten eller ødelegge ned nedihullsverktøy. Konsekvensen vil være en lengre stopp i operasjonen. Dette er ikke erfart med Auracoat C i borevæsken i den konsentrasjonen som brukes på feltet.

EMC har utviklet et produkt (AURACOAT C) for boring av frakturerte formasjoner. Produktet er ventet å virke like godt i vann- og oljebasert boreslam, og dermed bidra til at flere brønner kan bores med vannbasert slam.
Produktet vil bidra til styrking av brønnveggen slik at lengre brønner kan bores og med redusert tap av borevæske. Resultatet vil være økt produksjon fra olje og gass seksjoner, forbedret brønnkontroll, redusert utslipp til miljøet og redusert forbruk og transport av kjemikalier.  Produktet kan også brukes ved termisk boring og i brønn der det skal sementeres foringsrør/plugging.
Laboratorietester gjørs for å optimalisere tilsetning i forhold til planlagt brønn. Utvidet prøvetaking og testing av borevæsken på feltet vil også bli gjennomført. Gjennomgang av feltdata og sammenligning med resultater fra lab vil bli gjort slik at nye testmetoder i lab kan benyttes for å predikere funksjon i brønn. 
EMC dekker kostnader knyttet til eget personell, produksjonsoptimalisering og lab eksperimenter etc.
Estimerte kostnader for Conoco Phillips er estimerte LCM produktkostnader i løpet av testperioden, samt kostnader til datafangst og bidrag til skriving av rapporter.
Conoco Phillips og EMC har gjennomført første felt test på brønn med særdeles høyt poretrykk. Brønnen ble omtalt som en rekord på Ekofisk, som lengste "slimhole" brønn uten "tool failure" i feltets historie. Brønn nummer to be boret på Eldfisk, og det ble dokumentert vesentlig styrking av brønnveggen og resevoarseksjonen ble boret uten noe tap av borevæske. Prosjektet har redusert usikkerheten ved å ha gjennomført de to første pilotbrønnene med suksess. Videre testing i brønner i 2023 er nødvendig for å lage et tilstrekkelig datagrunnlag under ulike forhold. Testing i vannbasert slam er høyt ønsket/prioritert.
UiS bidrar med publisering og veiledning av nærings PhD kandidat hos EMC, samt MSc/BSc studenter som skriver oppgave knyttet til prosjektet.

Data capture by field test of environmentally friendly fiber-products in well fluids for reduced emissions and increased production.

Grunnbevilgning - NORCE Norwegian Research Centre AS (Tekn.-ind.)

RETUR-EU IFE

RETUR-EU NGI

Grunnbevilgning - IFE

Grunnbevilgning - NGI

Boring en kompleks prosess med høy risiko og store kostnader, spesielt offshore Norge.  I tillegg til olje- og gassindustrien spiller boring en betydelig rolle i utvinning av geotermisk energi og CO2-lagring under havbunnen. For å oppnå bedre effektivitet og sikkerhet i boreprosesser er moderne digital- og automatiseringsteknologier viktige bidragsytere.
AI-Drill-prosjektet bruker moderne kunstig intelligens (AI) og Big Data for å redusere kostnadene og øke sikkerheten ved å redusere potensialet for menneskelige feil.  Manglende kunnskap eller i noen tilfeller uvillighet til å reagere på tidlige indikasjoner har ført til noen katastrofale hendelser i oljeindustrien, som Macondo-ulykken i Mexicogolfen. 
Bruk av AI innenfor boring vil skape behov for flere kunnskaps arbeidsplasser for støtte og videreutvikling av denne teknologien, både i forskning/akademia og i industrien. Siden Norge fortsatt har store olje og gass ressurser vil reduserte borekostnader og økt sikkerhet føre til enda mer konkurransedyktig industrivirksomhet i Norge. AI-Drill-prosjektet vil derfor bidra betydelig til verdiskaping for det norske samfunnet.

KVAL: AI-Powered Drilling Performance Optimization

Prosjektet Digital Brønnintervensjon (DWI) har som mål å bygge en plattform som redusere kost
og energiforbruk for brønnintervensjoner. Denne plattformen vil øke kvalitet og effektivisering av
intervensjon operasjoner, og sørge for at reservoarene blir produsert mest mulig optimalt ved bruk
av eksisterende infrastruktur.

Dette prosjektet har fullført Petromaks2-programmet med suksess og omfanget i det kommende IPD prosjektet vil være å videreutvikle teknologi og metoder for å sikre en betydelig verdiskaping

Oljeselskapene har idag store utfordringer med enkelt å identifisere brønnkandidater som har
behov for intervensjon. Når kandidatene endelig er identifisert bruker selskapene mye tid på å
definere og designe brønnutstyr som idag er tungt og omstendelig manuelt arbeid. Bruken av
operasjonelle sanntidsdata og assisterende eksperter på land til å støtte operasjoner er begrenset
idag grunnet mangel på dataoverføringer under operasjonene. Digitalisere verktøy og forbedre
arbeidsprosessene på plattformene vil åpne for samarbeid i sanntid mellom disipliner på land og
på rig. Dette vil kunne bidra til trygg og effektiv endring av planer ved bruk av moderne konsepter
som læringsmetoder i kombinasjon med lett tilgang til historisk data. Arbeidsprosessene vil bli
strømlinjeformet og risikovurderinger forbedret.
Gjennom dette prosjektet vil DWI plattformen bygge fundamentet for å kunne muliggjøre
fjernstyring av operasjoner. Dette vil fremme en mer miljøvennlig tilnærming av intervensjoner, og
er i tråd med FNs bærekraftig utviklings mål. Dette muliggjør blant annet;

- Effektivt samarbeid
- Ende-til-ende intervensjoner som minimerer risiko av menneskelige feil og tid brukt i operasjoner
- Tilrettelegger for fjernstyrte operasjoner som reduserer behovet for personell på rigg
- Operasjonelt automatisk diagnostikk og pro aktive intervensjoner
- Optimaliserer operasjonstid

The NCS is becoming more mature, and it is expected a growing need of intervention. Intervention is either done by vessel or rig with a fuel consumption between 15-60 tonnes a day. The average time spent on intervention is 7 days. At the same time, the industry have committed to cut 40% emission by 2030, and close to zero by 2050. These conflicting challenges create a need for more effective and precise working methods and new forms of collaboration in relation to well interventions, made possible by data and collaborative workflows .
Altus Intervention and Equinor have together through the IPN-project (ES665706) developed working methods and tools for end-to-end smart intervention, which “connects the dots” in the fragmented value chain of well interventions. 
The underlying idea of the development of the DWI platform is to reduce costs and emissions of well intervention operations and to improve quality of the operation. This will in turn increase production and value creation and ensure that oil and gas reservoirs are produced optimally with the existing well infrastructure.

Together with NORCE and Equinor, the consortium aim for development and qualification of real time simulation engine for well interventions, connected with multiple third-party real-time data sources which again enables contextualised remote operations in the DWI -across the value chain.

Contextualised Digital Well Intervention

Hovedmålet er å utvikle et system for automatisk deteksjon av slitasje for borekroner og borestrengskomponenter ved hjelp av 3D-skanning og maskinlæring. Målet skal oppnås gjennom å 3D-skanne borekroner / borestrengskomponenter med varierende grad av slitasje. Skanningen skal frembringe en punktsky-modell av borekronen / borestrengen, der oppløsningen til punktskyen skal være 100 mikron. Punktsky-modellene skal så brukes til å trene ML som korrelerer modellene med slitasjeinformasjon. Etter fullført trening av algoritmen, skal denne brukes til automatisk deteksjon av slitasje gjennom 3D-skanning av borekroner og andre borestrengskomponenter.

Vi skal utvikle et nytt automatisk system for 3D-skanning av borestreng og borekrone som vil muliggjør autonom inspeksjon av fysiske komponenter. Teknologien vil skape presise 3D-modeller av utstyr i bevegelse med oppløsning på 100 mikron som input/grunnlag for å virtuelt inspisere slitasje. Teknologien vil tilrettelegge for bruk av maskinlæringsalgoritmer (ML) som oppdager deformasjoner eller andre anomalier og videreformidler dette til relevant personell. Løsningen vil kunne brukes til å skanne en rekke objekter med avansert geometri (eks. borekroner) og kan benyttes i nær alle bransjer.

Dagens metoder for inspeksjon av komplekse komponenter i oljeindustrien baseres på manuelt arbeid utført av spesialpersonell, hvor man fysisk identifiserer visuelle og strukturelle endringer on-site i rød sone på boredekk. Dette innebærer imidlertid risiko for menneskelige feil og variasjon mellom forskjellige operatørers vurderinger. Dette kan for eksempel være vurdering av slitasje som er nærmest umulige å avdekke for det menneskelige øye. Det er stort behov for å erstatte overnevnte manuelle inspeksjoner med virtuelle inspeksjoner. 

Med bakgrunn i dette ønsker vi å utvikle en ny og unik teknologi for meget nøyaktig skanning av boreutstyr før og etter bruk, sammenlikne resultatene og identifisere hvor raskt borekronen og/eller borestrengen slites eller skades, slik at behovet for fysisk inspeksjon som er utført av personell elimineres, samtidig som kvaliteten på inspeksjonen økes betydelig. Skanningen vil kreve minimalt med opplæring og skal enkelt kunne brukes av borepersonell på lokasjon og analyseres på land i et operasjonssenter, eller på sikt automatiseres i en ML-prosess. Dette vil eliminere behovet for personell i rød sone på boreriggen. Vår teknologi begrenser seg ikke kun til O&G, men kan tilpasses til andre bransjer og industrier med behov for inspeksjon (f.eks. vind- og vannkraft der inspeksjonsbehovet er høyt, nøyaktighet kritisk og lokasjonene avsidesliggende).

3Drill

Dynamic Well Solutions AS designer, utvikler og produserer komplette og helintegrerte utstyrsløsninger for brønnservice til olje- og gassindustrien. I dette prosjektet foreslår vi Dynavac Separator (DynaSep) som er et nytt, fullt integrert avfallshåndteringssystem som kan gjøre det mulig å behandle boreslamavfall direkte om bord på en offshorerigg. Dette systemet er en digitalisert, bærekraftig, ansvarlig og kostnadseffektiv avfallshåndteringsløsning. DynaSep vil behandle boreslamavfallet om bord på riggen til et nivå som kan behandles av riggens egne boreavfallsbehandlingsenheter. Dette er svært gunstig for miljøfotavtrykket, da kan eliminere behovet for å sende boreslamavfallet til land i mudskips for behandling. Dette medfører også store kostnadsbesparelser og eliminering av væravhengige og farlige kranløft aktiviteter. DynaSep er et fullt integrert automatisk system støttet av datamaskin- og maskinlæring, og alle operasjoner utføres automatisk på en sømløs måte. Dessuten kan produktet installeres på alle typer offshore boreplattformer som jack ups, halvt nedsenkbare fartøyer og boreskip.
Dette prosjektet vil designe, bygge, demonstrere, kvantifisere ytelsen og vise robustheten til DynaSep. System bruker avanserte, toppmoderne digitale tvillingmodeller i kombinasjon med detaljerte pålitelighetsvurderinger.

Dynamic Well Solutions AS designs, develops and manufactures complete and fully integrated well service
equipment for the oil and gas industry. In this project, we are proposing the Dynavac Separator (DynaSep) which is a
novel, fully integrated waste handling system that can allow drilling mud waste to be treated directly on board an offshore rig. This system is a digitalized, sustainable, responsible and cost-efficient waste management solution. DynaSep will process the drilling mud waste on board the rig to a level that is treatable by the rig’s own drilling waste processing units. This is highly beneficial for the environmental footprint, as it eliminates the need to send the drilling mud waste to shore for
treatment. This also entails large cost savings and elimination of weather-dependent and dangerous crane lifting
activities. DynaSep is characterized by a fully integrated automatic system supported by computer and machine learning, and all operations are performed automatically in a seamless fashion. Moreover, the product can be installed on all types of
offshore drilling platforms such as jack ups, semi-submersibles and drill ships.
This project will design, build, demonstrate, quantify the performance and show the robustness of the DynaSep
system using advanced state-of-the art digital twin models in combination with detailed reliability assessments.

Dynavac Separator – A sustainable and responsible system to handle offshore drilling waste

Mange felt på norsk sokkel er i et modent stadium, med trange og usikre borevinduer, på grunn av utarmede og/eller trykksatte reservoarsoner. Dette begrenser mulighetene for nye utfyllingsbrønner og økt utvinning. Videreutvikling av trykkstyrt boring (MPD) fra flytende boreenheter er nødvendig for å sikre bærekraftig utnyttelse av petroleumsressursene. Boring i åpen sjø vil øke sikkerheten, effektiviteten og den operative vanndybden for offshoreboring, med et bredt spekter av kostnads- og arbeidsbesparelser knyttet til fartøyet og utstyret og forbedret trykkontroll. Metoden åpner også for muligheten til å bore med en dynamisk posisjonert rigg på grunt vann, hvor posisjonsavvik for riggen vil være særlig utfordrende, med tradisjonell boring med marint borestigerør. Med to boretårn er det muligheter for parallelle aktiviteter og betydelige effektivitets gevinster. Boring i åpen sjø er ennå ikke tilpasset boring av hydrokarbonreservoarer med utblåsningssikring (BOP) på plass. Utstyrsbegrensninger, først og fremst en pålitelig roterende kontrollenhet, (RCD) har vært de viktigste hindringene. Boreteknikken eliminerer borestigerøret, noe som gir mulighet for nye borefartøyløsninger som kan redusere utstyr og fartøyskostnader og gir operasjonelle fordeler som vil øke boreeffektiviteten. Nåværende simuleringsverktøy for bore- og brønnanalyse inkluderer ikke de ukonvensjonelle konfigurasjonene som kreves for å utføre simulering og analyse av boring i åpen sjø. Prosjektet skal tilpasse og utvide de eksisterende, avanserte hydrauliske, mekaniske og termodynamiske modellene utviklet av NORCE (tidligere IRIS / Rogaland Research) de siste tiårene. Ulike case vil bli kjørt, med sensitivitetsanalyse av driftsparametere. Prosjektet vil også ta for seg oppdagelse og håndtering av unormale situasjoner. Nye muligheter, som revers sirkulering for boring av horisontale deler av brønnen vil også bli undersøkt.

The objectives of the research task are to provide input for the operation and sizing of open water drilling systems and associated equipment through system and well simulations and sensitivity analysis of operational parameters for selected drilling scenarios.

The cornerstone in the research activities is the drilling simulator from NORCE. Although the simulator has been developed over the last 15 years and is state-of the-art in terms of capabilities and level of detail, several adaptions and modifications must be developed due to the level of innovation and unconventional methods in the concepts to be analysed.

Project results will be implemented in the further system development and will be an important design basis for a Pilot Project as the next step. The analysis will be particularly beneficial for the mud return system design.

Open Water Drilling – Well & System, modelling and analysis

Å håndtere store slamtap under boring er en stor utfordring for oljeindustrien. Dagens løsninger er tidkrevende og kostbare. Innovasjonen At-the-Bit Mud Loss Control inkluderer nedihullsteknologier for en kontrollert og umiddelbar håndtering av slike tap. Nøkkelegenskapene til det nye verktøyet involverer nedihulls lagring og utløsning av en svært svellbar granulær polymerblanding som sveller rundt 60 ganger når den utsettes for boreslam. Dagens løsning er skreddersydd for bruk sammen med vannbaserte borevæsker. Utviklingsprosjektet er i fase 4 med brønnpilotering og kvalifisering. Petroleumsindustrien anerkjenner det høye verdipotensialet knyttet til sikker og kostnadseffektiv boring og redusert logistikk.

To brønnpiloter ble utført under fase 4. Den første piloten ble gjennomført hos Catoosa Test Facility i Oklahoma sommer / høst 2022. Det ble boret med alle At-the-Bit-komponentene langs en kommersiell BHA (PDC-bit, RSS og MWD). Pilotmålet var å demonstrere borbarhet og funksjonalitet ved aktivering av verktøyet for utløsning av polymeren. Brønnen ble boret som planlagt som en høyavviksbrønn ved penetrering av ulike geologiske formasjoner med høy DLS. Vi demonstrerte at verktøykomponentene tåler nedihulls belastninger, vibrasjon, temperaturer og trykk. Toolet ble aktivert som planlagt etter 10 dagers boreoperasjon, men den svellbare granulære polymerblandingen ble bare delvis utløst fra At-the-Bit-verktøyet i borehullet. Dette skyltes at den granulære polymerblandingen pakket seg (brodannelse).
Basert på erfaringene fra brønnpiloten i Catoosa, ble en ny flow diverter designet og produsert for videre pilotering i Oman. Denne flow diverteren sammen med de andre At-the-Bit komponentene ble vellykket demonstrert i en funksjonell kommersiell oljebrønn i Oman i mai 2023. Paralelt ble det arbeidet med polymerblandingen for å gjøre den utløsbar.

The At-the-Bit Mud Loss Control technology aims at on-demand and instant downhole solution for treatment of severe and total mud loss. The circulating drilling mud will be converted downhole to a swelling pill by use of a super absorbent polymer. A special designed superabsorbent polymer has been developed for use in water based mud (WBM) together with suitable carrier fluids. The tool prototype consists of several components inserted as a part of the drillstring. From top to bottom, the tool assembly consists of; pressure compensator, flow diverter (ball operated), dual pipe concentric polymer carriers, release sub and ball catcher. The total length of the tool is around 30 m and is located above bottom hole assembly (BHA). The polymer with carrier fluid payload is around 400 litres which will give a downhole pill of around 12 cubic meters when fully swelled.
The prototype has been functionality tested both at the yard and in an experimental well at the EnergyX and Xrig facilities at Ålgård outside Stavanger during a DEMO2000 project (2020-2021).
This new application is a continuation for well piloting in oil wells. A one year program is anticipated with two pilots. This  will include onshore wells in USA and the Middle-East.
The R&D challenges include the investigation of the drillability of the innovations with use of concentric dual casing tubulars. Also, finding appropriate well candidates to demonstrate the sealability of lossy formations needs much attention in the well planning phase. The thief zones may include both natural and induced fractures. Karstified carbonate formations may give special challenges with potential high mud losses.

IS-RUS-Stipendprogram for NVRussl.

Nikitina, E RUS06/07-67

Tildelt: kr 15 500

Budsjettformål:

IS-RUS-Stipendprogram for NVRussl.

Finansieringskilder

Temaer og emner