Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
29.04.2024 - 01:33
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

2/7-26 S

Eksport: PDF ikon PDF

  • Generell informasjon
    Generell informasjon
    Attributt Verdi
    Brønnbane navn
    Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    2/7-26 S
    Type
    Brønnbanetype. Lovlige verdier: EXPLORATION, DEVELOPMENT, OTHER (se 'Formål' for mer informasjon)
    EXPLORATION
    Formål
    Endelig klassifisering av brønnbanen.

    Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS.

    Lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner:
    OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION, INJECTION-CCS, OBSERVATION-CCS.

    Lovlig verdier for andre brønnbaner:
    SOIL DRILLING (boring ifm trase og andre grunnundersøkelser som gjøres for å undersøke grunnforholdene i forkant av plassering av innretninger),
    SHALLOW GAS (undersøke grunn gass før første boring på lokasjon),
    PILOT (undersøke geologi og væskekontakter for plassering av hovedbrønnbanen),
    SCIENTIFIC (bores ihhtLov om vitenskapelige undersøkelser),
    STRATIGRAPHIC (bores ihht Petroleumsloven §2-1).
    APPRAISAL
    Status
    Status for brønnbanen. Lovlige verdier:

    BLOWOUT: Det har vært blowout i brønnen.
    CLOSED: Utvinningsbrønnbane som er stengt for produksjon/injeksjon i kortere eller lengre periode. Statusen er også brukt på ferdig borete brønnbaner, der månedlig produksjon/injeksjon ikke har blitt rapportert enda.
    DRILLING: Brønnen er i borefasen. Kan være i aktiv boring, logging, testing eller plugging.
    JUNKED: Boringen ble avsluttet pga tekniske problemer,
    P&A: For letebrønnbane: brønnbanen er plugget og forlatt, og kan ikke re-entres for videre bruk. For utvinningsbrønnbane: produksjon/injeksjon er avsluttet og brønnen er plugget. Brønnhodet er fjernet eller på annet vis gjort utilgjengelig for nye brønnoperasjoner.
    PLUGGED: Brønnbane som er plugget, men øvre deler av brønnbanen kan brukes til å bore nye sidesteg mot nye boremål.
    PRODUCING: Det ble produsert fra brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    INJECTING: Det ble injisert i brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    SUSPENDED: Brønnbane der boringen er midlertidig stoppet. Rettighetshaverne planlegger å fortsette boringen på et senere tidspunkt.
    WILL NEVER BE DRILLED: Brønnbane som er registrert med navn og WellID av Sokkeldirektoratet, men som av ulike årsaker ikke vil bli boret.
    RE-CLASS TO DEV
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORTH SEA
    Felt
    Navn på feltet som brønnbanen er relatert til.
    Funn
    Navn på funnet som brønnbanen er relatert til.
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    2/7-26
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    PC-88 LINE 369 & COLUMN 1061
    Utvinningstillatelse
    Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).
    Boreoperatør
    Navn på rettighetshaver som på vegne av den aktive utvinningstillatelsen (ved brønnhodeposisjon) starter boreoperasjonen. Dette tilsvarer vanligvis operatørselskapet for den aktuelle utvinningstillatelsen.
    Phillips Petroleum Company Norway
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    674-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    178
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    20.03.1991
    Boreslutt
    Letebrønner fra flyttbare innretninger:
    For flytende innretninger - dato når ankerhåndteringen startet.For oppjekkbare innretninger - dato for oppstart av nedjekking.
    Letebrønner fra faste innretninger og alle utvinningsbrønner:
    Dato for når totalt dyp er nådd og siste foringsrør, casing eller screen er satt. Ved umiddelbar plugging av brønnbanen, tilsvarer boreslutt datoen siste plugg er satt.
    13.09.1991
    Frigitt dato
    Dato for når rådata som er innrapportert til myndighetene fra brønnen ikke lenger er undergitt taushetsplikt. Normalt ca 2 år etter boreslutt. Kan være tidligere hvis arealet for utvinningstillatelsen er tilbakelevert.
    13.09.1993
    Publiseringsdato
    Dato kvalitetskontroll av informasjon om brønnbanen ble ferdig, slik at den kan publiseres på internett som en 'Well Data Summary Sheet brønnbane', dvs. med mer informasjon tilgjengelig enn for andre brønnbaner.
    26.05.2009
    Opprinnelig formål
    Formålet med brønnbanen definert før borestart.Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS. Eksempler på lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner: OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION.
    APPRAISAL
    Reklassifisert til brønnbane
    Gjenåpnet
    Status om brønnbanen er gjenåpnet (YES) eller ikke (NO). Når en teller antall brønnbaner på norsk sokkel, teller en bare de som ikke er gjenåpnet (NO).
    NO
    Innhold
    For letebrønnbaner, funn status.

    Lovlige verdier: DRY, SHOWS (spor av hydrokarboner), GAS, GAS/CONDENSATE, OIL eller OIL/GAS.
    SHOWS (GAS SHOWS, OIL SHOWS eller OIL/GAS SHOWS) er oppdaget som fluorescerende kutt (organisk ekstrakt), lukt av petroleum, eller synlig belegg på borekaks eller borekjerner, eller som økte gassavlesninger i slamloggerens detekteringsutstyr.
    Lovlige verdier for WILDCAT-CCS og APPRAISAL-CCS: WATER

    For utvinningsbrønnbaner, type produsert eller injisert fluid.
    Lovlige verdier: WATER, CUTTINGS, NOT AVAILABLE, OIL, GAS/CONDENSATE, OIL/GAS, CO2, GAS, WATER/GAS, NOT APPLICABLE.
    OIL
    Funnbrønnbane
    Indikator som forteller om brønnbanen påviste et nytt funn. Lovlige verdier: YES, NO. For brønnbaner der resultatet ikke er pressemeldt eller på annet vis avklart, blir «NO» benyttet.
    NO
    1. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    DEVONIAN
    1. nivå med hydrokarboner, formasjon.
    Navn på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor hydrokarboner er blitt påvist. Vises bare på brønner som er frigitt. Eksempler på lovlige verdier: BASEMENT, COOK FM, EKOFISK FM, HEIMDAL FM, SANDNES FM, SOGNEFJORD FM, TARBERT FM, BRENT GP. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    NO GROUP DEFINED
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    29.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    70.8
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4848.0
    Totalt vertikalt dybde (TVD) [m RKB]
    Vertikalt dybde fra dypet ved slutten av brønnbanen til boredekket. Vises bare på brønner som er frigitt. Referert til som sant vertikalt dyp (TVD: TrueVerticalDepth).
    4697.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    24
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    167
    Eldste penetrerte alder
    Alder (iflg. Geologic Time Scale 2004 by F. M. Gradstein, et al. (2004)) til den eldste formasjonen det er blitt boret gjennom. Kan avvike fra alder ved TD for eksempel i avviksbrønner. Eksempler for lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EARLY PERMIAN, EARLY TRIASSIC, EOCENE.
    DEVONIAN
    Eldste penetrerte formasjon
    Navn på den eldste litostratigrafiske enheten som brønnbanen har penetrert. Vises bare på brønner som er frigitt. I de fleste brønnbaner er dette formasjonen eller gruppen påtruffet i bunnen av brønnbanen. Kan avvike fra formasjonen eller gruppen ved TD for eksempel i brønnbaner som er boret med høy avvik eller gjennom forkastninger. Eksempler på lovlige verdier: AMUNDSEN FM, BALDER FM, BASEMENT, BLODØKS FM, BRYNE FM, BURTON FM, COOK FM, DRAKE FM, DRAUPNE FM, EKOFISK FM, SHETLAND GP.
    NO GROUP DEFINED
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    56° 19' 59.59'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 14' 53.55'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6243333.20
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    515347.49
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1756

  • Brønnhistorie
    General
    Well 2/7 26 S is located on the Embla Field in the Central Graben of the North Sea. It was designed to test the pre-Jurassic sandstones, which had shown commercial quantities of hydrocarbons in the 2/7-20, 2/7-21 S, and 2/7-23 S wells. The objective of the well was to confirm the presence of hydrocarbon bearing sandstones in the western fault block of the structure and to establish the productivity of this reservoir section through a program of well testing and coring. Well location and TD was chosen so that both the upper and lower sandstone members of the pre-Jurassic sequence would be penetrated. The target location was 300 m to the south of the 2/7-9 well at Base Cretaceous level. The reservoir section was expected to be highly fractured and over-pressured. Shallow gas was expected since gas had been encountered in all wells drilled from the template location over the 2/7-20 well.
    Operations and results
    Appraisal well 2/7 26 S was spudded with the semi-submersible installation West Delta on 20 March 1991 and drilled to TD at 4848 in Devonian rocks. The well was drilled deviated from a template located over the 2/7-20 well to penetrate the target reservoir section in the western fault block of the Embla structure. Minor shallow gas was detected in sandy zones with an increase in background gas from 4 to 64 units. Apart from some failures when logging and some stuck pipe experiences, drilling proceeded without significant problems. The well was drilled with seawater and hi-vis sweeps down to 575 m, with KCl/PAC mud from 575 m to 4125.5 m, and with Enviromul oil based mud from 4125.5 m to TD.
    The 9 5/8" casing was set in claystones of the Lower Cretaceous, Rødby Formation. The remaining Lower Cretaceous section including Sola, Tuxen and Åsgård Formations was penetrated, followed by a Late Jurassic sequence consisting of 3 m Mandal Formation and 82 m Farsund Formation. The top of the reservoir sands were encountered at 4386 m (4226 m TVD), 58 m higher than prognosed. As in the other Embla wells the reservoir was undefined, Pre-Jurassic  stratigraphy. Both the upper and the lower sandstone units were present in the well as predicted. The reservoir was oil bearing. No definite OWC was defined, however RFT pressure data, logs and DST results indicated oil-filled porous sandstones from top reservoir and down to at least 4606 m (4465 m TVD).
    The cuttings in the intervals between 1520 - 1680 m and 1730 - 1830 m (Base Nordland Group / upper Hordaland Group) showed 30-100% pale to bright yellow fluorescence accompanied by oil in the mud. The cut was blooming to streaming yellow, and the odour was good to strong. Good to excellent oil shows were seen in the interval 3111.4 m to 3973 m with 35% fluorescence in marls/limestones from 3111.4 m and rapidly increasing to 70% by 3018.1 m. Shows up to 80%, with bright yellow fluorescence and yellow fast streaming cut, were seen from 3124.2 to 3230.9 m. Shows were also seen at 3550.9 m, 5% -10% with dull yellow fluorescence and hazy crushed cut. From 3627.1 to 3834.4 m shows of 20% to 80% with a dull fluorescence were seen. The cut was pale blue yellow and slightly streaming. Shows further down in the well, including the pre-Jurassic reservoir section were weak and most likely caused by the oil-based mud.
    A total of 18 cores were cut in the well. The first was cut at 3200.4 - 3214.3 m in the Tor Formation. The second core was cut through the Mandal Formation and into the upper part of the Farsund Formation. A total of 16 cores were cut in the reservoir interval including a core in the rhyolittic rocks at TD. A total of 90 sidewall cores were attempted and 28 sidewall cores were recovered. No wire line fluid samples were taken.
    The well was suspended on 13 September 1991 as an oil appraisal well and reclassified to development well 2/7-D-26
    Testing
    Two DST tests were performed in this well.
    DST 1 was conducted over the interval 4605.5 - 4696.9 m (4465.0 - 4552.2 m TVD). It flowed in the range of 48 Sm3 (300 STB) /day, with signs of unstable flow, at pressures less than 1000 psi.
    DST 2 was conducted over a gross interval from 4309.8 - 4538.4 (4184 - 4401 m TVD).The well was tested on a 16/64" choke with flowing rates of 223 Sm3 oil and 61447 Sm3 gas/day. The GOR was 275 Sm3/Sm3, the oil density was 0.81 g/cm3 (43 deg API), and the gas gravity (air = 1) was 0.81 with 6% CO2 and 20 ppm H2S. A stable down-hole temperature of 160 deg C was measured in the test.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    579.00
    4547.60

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    10500.0
    10545.5
    [ft ]
    2
    14103.0
    14153.9
    [ft ]
    3
    14417.0
    14453.1
    [ft ]
    4
    14457.0
    14480.8
    [ft ]
    5
    14481.0
    14545.8
    [ft ]
    6
    14558.0
    14581.6
    [ft ]
    7
    14586.0
    14592.1
    [ft ]
    8
    14598.0
    14635.6
    [ft ]
    9
    14636.0
    14658.0
    [ft ]
    10
    14660.0
    14693.6
    [ft ]
    11
    14696.0
    14743.8
    [ft ]
    12
    14746.0
    14807.2
    [ft ]
    13
    14807.0
    14848.0
    [ft ]
    14
    14854.0
    14903.6
    [ft ]
    15
    14903.0
    14935.6
    [ft ]
    16
    15312.0
    15403.6
    [ft ]
    17
    15404.0
    15495.1
    [ft ]
    18
    15844.0
    15907.7
    [ft ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    250.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 5480-5487ft
    Kjerne bilde med dybde: 10500-10510ft
    Kjerne bilde med dybde: 10510-10522ft
    Kjerne bilde med dybde: 10522-10534ft
    Kjerne bilde med dybde: 10534-10545ft
    5480-5487ft
    10500-10510ft
    10510-10522ft
    10522-10534ft
    10534-10545ft
    Kjerne bilde med dybde: 14103-14118ft
    Kjerne bilde med dybde: 14118-14133ft
    Kjerne bilde med dybde: 14133-14148ft
    Kjerne bilde med dybde: 14148-14153ft
    Kjerne bilde med dybde: 14417-14432ft
    14103-14118ft
    14118-14133ft
    14133-14148ft
    14148-14153ft
    14417-14432ft
    Kjerne bilde med dybde: 14432-14447ft
    Kjerne bilde med dybde: 14447-14453ft
    Kjerne bilde med dybde: 14457-14472ft
    Kjerne bilde med dybde: 14472-14480ft
    Kjerne bilde med dybde: 14481-14496ft
    14432-14447ft
    14447-14453ft
    14457-14472ft
    14472-14480ft
    14481-14496ft
    Kjerne bilde med dybde: 14496-14511ft
    Kjerne bilde med dybde: 14511-14526ft
    Kjerne bilde med dybde: 14526-14541ft
    Kjerne bilde med dybde: 14541-14545ft
    Kjerne bilde med dybde: 14558-14573ft
    14496-14511ft
    14511-14526ft
    14526-14541ft
    14541-14545ft
    14558-14573ft
    Kjerne bilde med dybde: 14573-14581ft
    Kjerne bilde med dybde: 14586-14592ft
    Kjerne bilde med dybde: 14598-14613ft
    Kjerne bilde med dybde: 14613-14628ft
    Kjerne bilde med dybde: 14628-14635ft
    14573-14581ft
    14586-14592ft
    14598-14613ft
    14613-14628ft
    14628-14635ft
    Kjerne bilde med dybde: 14636-14651ft
    Kjerne bilde med dybde: 14651-14658ft
    Kjerne bilde med dybde: 14660-14675ft
    Kjerne bilde med dybde: 14675-14690ft
    Kjerne bilde med dybde: 14790-14693ft
    14636-14651ft
    14651-14658ft
    14660-14675ft
    14675-14690ft
    14790-14693ft
    Kjerne bilde med dybde: 14696-14711ft
    Kjerne bilde med dybde: 14711-14726ft
    Kjerne bilde med dybde: 14726-14741ft
    Kjerne bilde med dybde: 14741-14743ft
    Kjerne bilde med dybde: 14746-14761ft
    14696-14711ft
    14711-14726ft
    14726-14741ft
    14741-14743ft
    14746-14761ft
    Kjerne bilde med dybde: 14761-14776ft
    Kjerne bilde med dybde: 14776-14791ft
    Kjerne bilde med dybde: 14791-14806ft
    Kjerne bilde med dybde: 14806-14807ft
    Kjerne bilde med dybde: 14807-14822ft
    14761-14776ft
    14776-14791ft
    14791-14806ft
    14806-14807ft
    14807-14822ft
    Kjerne bilde med dybde: 14822-14837ft
    Kjerne bilde med dybde: 14854-14869ft
    Kjerne bilde med dybde: 14869-14884ft
    Kjerne bilde med dybde: 14884-14899ft
    Kjerne bilde med dybde: 14899-14903ft
    14822-14837ft
    14854-14869ft
    14869-14884ft
    14884-14899ft
    14899-14903ft
    Kjerne bilde med dybde: 14903-14918ft
    Kjerne bilde med dybde: 14918-14933ft
    Kjerne bilde med dybde: 14933-14935ft
    Kjerne bilde med dybde: 15312-15327ft
    Kjerne bilde med dybde: 15327-15342ft
    14903-14918ft
    14918-14933ft
    14933-14935ft
    15312-15327ft
    15327-15342ft
    Kjerne bilde med dybde: 15342-15357ft
    Kjerne bilde med dybde: 15357-15372ft
    Kjerne bilde med dybde: 15372-15387ft
    Kjerne bilde med dybde: 15387-15402ft
    Kjerne bilde med dybde: 15402-15403ft
    15342-15357ft
    15357-15372ft
    15372-15387ft
    15387-15402ft
    15402-15403ft
    Kjerne bilde med dybde: 15404-15419ft
    Kjerne bilde med dybde: 15419-15434ft
    Kjerne bilde med dybde: 15434-15449ft
    Kjerne bilde med dybde: 15449-15464ft
    Kjerne bilde med dybde: 15464-15479ft
    15404-15419ft
    15419-15434ft
    15434-15449ft
    15449-15464ft
    15464-15479ft
    Kjerne bilde med dybde: 15479-15494ft
    Kjerne bilde med dybde: 15494-15495ft
    Kjerne bilde med dybde: 15844-15859ft
    Kjerne bilde med dybde: 15859-15874ft
    Kjerne bilde med dybde: 15874-15889ft
    15479-15494ft
    15494-15495ft
    15844-15859ft
    15859-15874ft
    15874-15889ft
    Kjerne bilde med dybde: 15889-15904ft
    Kjerne bilde med dybde: 15904-15907ft
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    15889-15904ft
    15904-15907ft

  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    DST
    DST 1
    4605.50
    4696.90
    24.08.1991 - 00:00
    YES
    DST
    DST 2
    4309.80
    4538.40
    03.09.1991 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.58
    pdf
    0.25

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    2.75
    pdf
    38.80

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    4606
    4697
    6.3
    2.0
    4310
    4538
    6.3
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    133
    2.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    53
    10123
    0.819
    191
    2.0
    223
    61447
    0.819
    0.810
    279

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CST GR
    4145
    4829
    CST GR
    4147
    4777
    DLL MSFL BHC GR AMS
    2133
    4104
    FMS GR
    3112
    4083
    LDL CNL GR AMS
    3088
    4070
    LDL CNL NGL AMS
    4256
    4859
    MWD - GR RES DIR
    274
    4394
    OBDT GR
    4120
    4857
    PIL ASL GR AMS
    3977
    4856
    RFT GR
    3134
    3530
    RFT GR
    4174
    4715
    VELOCITY
    2255
    4800

  • Foringsrør og formasjonsstyrketester
    Foringsrør og formasjonsstyrketester
    Type utforing
    Utforing diam.
    [tommer]
    Utforing dybde
    [m]
    Brønnbane diam.
    [tommer]
    Brønnbane dyp
    [m]
    LOT/FIT slam eqv.
    [g/cm3]
    Type formasjonstest
    CONDUCTOR
    30
    158.0
    36
    160.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    571.0
    26
    573.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2130.0
    17 1/2
    2133.0
    1.91
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    4117.0
    12 1/4
    4120.0
    2.16
    LOT
    INTERM.
    6 5/8
    4847.0
    8 1/8
    4848.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    118
    1.05
    WATER BASED
    160
    1.05
    WATER BASED
    180
    1.05
    WATER BASED
    294
    1.05
    WATER BASED
    576
    1.20
    WATER BASED
    694
    1.32
    35.0
    OIL BASED
    1178
    1.32
    38.0
    OIL BASED
    1628
    1.56
    42.0
    OIL BASED
    1991
    1.70
    32.0
    OIL BASED
    2143
    1.70
    26.0
    OIL BASED
    2146
    1.70
    38.0
    OIL BASED
    2288
    1.70
    18.0
    OIL BASED
    2473
    1.70
    18.0
    OIL BASED
    2630
    1.70
    20.0
    OIL BASED
    2724
    1.70
    19.0
    OIL BASED
    2874
    1.73
    21.0
    OIL BASED
    2983
    1.73
    22.0
    OIL BASED
    2987
    1.73
    22.0
    OIL BASED
    2998
    1.73
    23.0
    OIL BASED
    3047
    1.73
    21.0
    OIL BASED
    3125
    1.73
    22.0
    OIL BASED
    3138
    1.73
    22.0
    OIL BASED
    3200
    1.73
    21.0
    OIL BASED
    3219
    1.73
    26.0
    OIL BASED
    3341
    1.73
    21.0
    OIL BASED
    3385
    1.73
    20.0
    OIL BASED
    3487
    1.73
    24.0
    OIL BASED
    3498
    1.73
    24.0
    OIL BASED
    3532
    1.73
    22.0
    OIL BASED
    3625
    1.73
    26.0
    OIL BASED
    3678
    1.73
    26.0
    OIL BASED
    3749
    1.73
    27.0
    OIL BASED
    3772
    1.73
    26.0
    OIL BASED
    3778
    1.73
    26.0
    OIL BASED
    3783
    1.75
    26.0
    OIL BASED
    3987
    1.75
    24.0
    OIL BASED
    3999
    1.75
    24.0
    OIL BASED
    4062
    1.75
    26.0
    OIL BASED
    4073
    1.75
    23.0
    OIL BASED
    4113
    1.93
    35.0
    WATER BASED
    4116
    1.75
    22.0
    OIL BASED
    4126
    1.76
    26.0
    OIL BASED
    4146
    2.00
    52.0
    WATER BASED
    4208
    2.02
    53.0
    WATER BASED
    4256
    2.02
    49.0
    WATER BASED
    4279
    2.04
    46.0
    OIL BASED
    4299
    2.02
    44.0
    WATER BASED
    4314
    2.02
    44.0
    WATER BASED
    4315
    2.04
    45.0
    WATER BASED
    4331
    2.04
    45.0
    WATER BASED
    4362
    2.06
    49.0
    WATER BASED
    4394
    2.06
    50.0
    WATER BASED
    4394
    2.06
    49.0
    WATER BASED
    4407
    2.04
    55.0
    WATER BASED
    4414
    2.06
    49.0
    WATER BASED
    4436
    2.06
    50.0
    WATER BASED
    4450
    2.06
    50.0
    WATER BASED
    4468
    2.06
    49.0
    WATER BASED
    4479
    2.06
    49.0
    WATER BASED
    4523
    2.06
    54.0
    WATER BASED
    4542
    2.04
    48.0
    WATER BASED
    4553
    2.04
    53.0
    WATER BASED
    4554
    2.04
    52.0
    WATER BASED
    4602
    2.04
    46.0
    WATER BASED
    4657
    2.04
    43.0
    OIL BASED
    4723
    2.04
    46.0
    WATER BASED
    4849
    2.04
    42.0
    WATER BASED
    4849
    2.04
    42.0
    OIL BASED

  • Trykkplott
    Trykkplott
    Porertrykksdataene kommer fra logging i brønnen hvis ingen annen kilde er oppgitt. I noen brønner der trykk ikke er logget, er det brukt informasjon fra formasjonstester eller brønnspark. Trykkdataene er rapportert inn til Oljedirektoratet og videre prosessert og kvalitetssikret av IHS Markit.
    Trykkplott
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.22