Brønnbane: 31/3-1 - Faktasider - Sokkeldirektoratet

Generell informasjon

Generell informasjon
Attributt	Verdi
Brønnbane navn Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	31/3-1
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.	P&A
Faktakart i nytt vindu	lenke til kart
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.	TROLL
Funn Navn på funnet som brønnbanen er relatert til.	31/6-1 (Troll Øst)
Brønn navn Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	31/3-1
Seismisk lokalisering Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.	ST 8116 - 138 SP 481
Utvinningstillatelse Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).	085
Boreoperatør Navn på rettighetshaver som på vegne av den aktive utvinningstillatelsen (ved brønnhodeposisjon) starter boreoperasjonen. Dette tilsvarer vanligvis operatørselskapet for den aktuelle utvinningstillatelsen.	Den norske stats oljeselskap a.s
Boretillatelse Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.	379-L
Boreinnretning Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.	DEEPSEA BERGEN
Boredager Antall dager fra borestart til boreslutt.	88
Borestart Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.	17.07.1983
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.	13.10.1983
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.	13.10.1985
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.	15.02.2006
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.	WILDCAT
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.	GAS
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.	LATE JURASSIC
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.	SOGNEFJORD FM
2. nivå med hydrokarboner, alder Alder på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.	MIDDLE JURASSIC
2. nivå med hydrokarboner, formasjon Navn på litostratigrafisk enhet, 2. 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.	FENSFJORD FM
Avstand, boredekk - midlere havflate [m] Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).	23.0
Vanndybde ved midlere havflate [m] Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.	334.0
Totalt målt dybde (MD) [m RKB] Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").	2374.0
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).	2374.0
Maks inklinasjon [°] Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.	2.15
Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C] Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.	73
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.	TRIASSIC
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.	HEGRE GP
Geodetisk datum Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.	ED50
NS grader Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.	60° 46' 47.86'' N
ØV grader Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.	3° 44' 3.4'' E
NS UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.	6738661.73
ØV UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.	539989.88
UTM sone Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.	31
NPDID for brønnbanen Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.	20

The wildcat 31/3-1 was drilled ca 17 km NNE of well 13/6-1 in the Troll East area. The two wells were drilled at the same time and together they established the existence of a Troll East gas field. The objective of 31/3-1 was to test possible gas and oil accumulations in sandstones of Late to Middle Jurassic age. Secondary objective was to test possible hydrocarbon accumulations in Middle to Early Jurassic and Late Triassic.

Operations and results

Wildcat well 31/3-1 was spudded with the semi-submersible installation Deepsea Bergen on 17 July 1983 and drilled to TD at 2374 m in the Triassic Hegre Group. No significant problems occurred during drilling except some technical problems when running the BOP for the 26" section. The well was drilled with spud mud down to 865 m, with KCl/polymer from 865 m to 1300 m, with gel/lignosulphonate from 1300 m to 1833 m, and with lignite/lignosulphonate from 1833 m to TD.

Top reservoir (Sognefjord Formation) was encountered at 1351.5 m. The Sognefjord, Heather, and Fensfjord Formations were found to hold a gas column of ca 220 m gas down to an approximate 4 m oil column. The OWC was at ca 1576m.Geochemical analyses of the reservoir gas show clear signs of biodegradation. Neither the Early Jurassic nor the Late Triassic contained hydrocarbons.

Twelve cores were cut continuously from 1351 m to 1610 m in the Late and Middle Jurassic reservoir sequences. FMT fluid samples were taken at 1374.2 m, 1570 m, 1574.2 m, and 1579.2 m.

The well was permanently abandoned on 13 October 1983 as a gas appraisal well.

Testing

Two DST's were performed, and gas was produced from both. DST 1 was performed from the interval 1519 m to 1529 m and produced 842400 Sm3 gas /day on a 22 mm choke. The gas had a gravity of 0.635 (air = 1). DST2 was performed from the interval 1373 m to 1383 m and produced 733500 Sm3 gas /day on a 19 mm choke. The gas had a gravity of 0.635 (air = 1). Turbulence was a problem during the tests. Although stable static bottom hole temperatures were not obtained the data indicated a reservoir temperature of 54.8 deg C at 1353 m. With a seafloor temperature of 4 deg C this correspond to a linear temperature gradient of 51 deg C/km from top reservoir to the sea floor.

Borekaks i Sokkeldirektoratet

Borekaks i Sokkeldirektoratet
Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?	YES

Borekaks i Sokkeldirektoratet
Borekaksprøve, topp dybde [m]	Borekaksprøve, bunn dybde [m]
430.00	2374.00

Borekjerner i Sokkeldirektoratet

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Kjerneprøve nummer	Kjerneprøve - topp dybde	Kjerneprøve - bunn dybde	Kjerneprøve dybde - enhet
1	1351.0	1362.3	[m ]
2	1366.0	1371.5	[m ]
3	1372.0	1390.7	[m ]
4	1391.0	1405.2	[m ]
5	1407.0	1424.0	[m ]
6	1424.3	1442.3	[m ]
7	1442.6	1461.3	[m ]
8	1461.0	1480.0	[m ]
9	1480.0	1498.0	[m ]
10	1498.1	1516.8	[m ]
11	1516.0	1535.4	[m ]
12	1535.4	1553.6	[m ]
13	1553.9	1572.6	[m ]
14	1572.6	1578.6	[m ]
15	1591.3	1610.0	[m ]

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Total kjerneprøve lengde [m]	240.0

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?	YES

Kjernebilder

Kjernebilder

1351-1356m	1356-1361m	1361-1362m	1366-1371m	1371-1372m

1372-1377m	1377-1382m	1382-1387m	1387-1390m	1391-1396m

1396-1401m	1401-1405m	1406-1411m	1411-1416m	1416-1421m

1421-1424m	1424-1429m	1429-1434m	1434-1439m	1439-1442m

1442-1447m	1447-1452m	1452-1457m	1457-1461m	1461-1466m

1466-1471m	1471-1476m	1476-1480m	1480-1485m	1485-1490m

1490-1495m	1495-1498m	1498-1503m	1503-1508m	1508-1513m

1513-1516m	1516-1521m	1521-1526m	1526-1531m	1531-1535m

1535-1540m	1540-1545m	1545-1550m	1550-1553m	1553-1558m

1558-1563m	1563-1568m	1568-1572m	1572-1577m	1577-1581m

1582-1587m	1587-1590m	1591-1596m	1596-1601m	1601-1605m

1606-1610m

Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet

Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
Prøve dybde	Dybde enhet	Prøve type	Laboratorie
610.0	[m]	DC	GEOCH
640.0	[m]	DC	GEOCH
670.0	[m]	DC	GEOCH
700.0	[m]	DC	GEOCH
730.0	[m]	DC	GEOCH
760.0	[m]	DC	GEOCH
790.0	[m]	DC	GEOCH
820.0	[m]	DC	GEOCH
850.0	[m]	DC	GEOCH
880.0	[m]	DC	GEOCH
909.0	[m]	DC	GEOCH
930.0	[m]	SWC	IKU
936.0	[m]	DC	GEOCH
963.0	[m]	DC	GEOCH
990.0	[m]	DC	GEOCH
1017.0	[m]	DC	GEOCH
1026.0	[m]	SWC	IKU
1038.0	[m]	SWC	IKU
1044.0	[m]	DC	GEOCH
1071.0	[m]	DC	GEOCH
1098.0	[m]	DC	GEOCH
1100.0	[m]	SWC	IKU
1125.0	[m]	DC	GEOCH
1152.0	[m]	DC	GEOCH
1157.0	[m]	SWC	IKU
1179.0	[m]	DC	GEOCH
1206.0	[m]	DC	GEOCH
1219.0	[m]	SWC	IKU
1224.0	[m]	DC	GEOCH
1229.0	[m]	SWC	IKU
1233.0	[m]	DC	GEOCH
1251.0	[m]	DC	GEOCH
1282.0	[m]	SWC	IKU
1290.0	[m]	SWC	IKU
1312.0	[m]	SWC	IKU
1317.0	[m]	SWC	IKU
1322.0	[m]	SWC	IKU
1342.0	[m]	SWC	IKU
1612.0	[m]	SWC	IKU
1780.0	[m]	SWC	IKU
1825.0	[m]	SWC	IKU
1845.0	[m]	SWC	IKU
1865.0	[m]	SWC	IKU
1900.0	[m]	SWC	IKU
1920.0	[m]	SWC	IKU
1980.0	[m]	DC	IKU
2040.0	[m]	SWC	IKU

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	TEST1	1519.00	1529.00	OIL	22.09.1983 - 14:50	YES
DST	TEST2	1373.00	1383.00		04.10.1983 - 15:30	YES

Litostratigrafi

Litostratigrafi
Topp Dyb [mMD RKB]	Litostrat. enhet
357	NORDLAND GP
531	HORDALAND GP
931	ROGALAND GP
931	BALDER FM
1038	SELE FM
1136	LISTA FM
1225	VÅLE FM
1235	SHETLAND GP
1273	CROMER KNOLL GP
1273	RØDBY FM
1320	VIKING GP
1320	DRAUPNE FM
1352	SOGNEFJORD FM
1497	HEATHER FM
1516	FENSFJORD FM
1668	KROSSFJORD FM
1779	HEATHER FM
1796	BRENT GP
1844	DUNLIN GP
1844	DRAKE FM
1945	COOK FM
1992	AMUNDSEN FM
2001	JOHANSEN FM
2088	AMUNDSEN FM
2105	STATFJORD GP
2160	HEGRE GP

Spleisede logger

Spleisede logger
Dokument navn	Dokument format	Dokument størrelse [KB]
20	pdf	0.50

Geokjemisk informasjon

Geokjemisk informasjon
Dokument navn	Dokument format	Dokument størrelse [KB]
20_1	pdf	5.74
20_2	pdf	0.29
20_3	pdf	1.74
20_4	pdf	0.22
20_5	pdf	3.56
20_6	pdf	0.36

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]
20_01_WDSS_General_Information	pdf	0.19
20_02_WDSS_completion_log	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]
20_01_31_3_1_Completion_Report_and_Completion_log	PDF	30.93
20_02_31_3_1_Final_well_report_by_Exlog	pdf	5.87
20_03_31_3_1_Final_well_report_encl_01	pdf	2.89
20_04_31_3_1_Final_well_report_encl_02	pdf	0.64
20_05_31_3_1_Final_well_report_encl_03	pdf	0.45
20_06_31_3_1_Final_well_report_encl_04	pdf	0.35
20_31_3_1_Biostratigrafisk_analyse	pdf	7.92
20_31_3_1_Biostratigraphy_by_IKU	pdf	7.34
20_31_3_1_Clay_contrib_to_obs.prod.loss	pdf	4.45
20_31_3_1_Comp.of_reserv_Fluids DST1,2	pdf	0.44
20_31_3_1_Completion_fluids_by_Statoil	pdf	0.78
20_31_3_1_Core_gamma_surface_log	pdf	0.35
20_31_3_1_DST_1-2_pre-post_gravel_pack_by_Otis	pdf	12.58
20_31_3_1_Formation_res.factor_analysis	pdf	0.30
20_31_3_1_Geochem.analyse_TOC	pdf	0.21
20_31_3_1_Geochem.correlation_of_HC	pdf	1.83
20_31_3_1_Geochemistry_source_rock_Evaluation	pdf	3.80
20_31_3_1_Geolog.progn_and_drilling_progr	pdf	2.09
20_31_3_1_Geolog.progn_and_drilling_progr_encl_01	pdf	0.90
20_31_3_1_Geolog.progn_and_drilling_progr_encl_02	pdf	0.16
20_31_3_1_Grain_size_distr.analysi	pdf	3.15
20_31_3_1_Gravel_Pack_Operations	pdf	1.27
20_31_3_1_Gravel_Pack_Operations_encl_01	pdf	0.16
20_31_3_1_Gravel_Pack_Operations_encl_02	pdf	0.14
20_31_3_1_High_ Acc.press.temp.meas	pdf	4.47
20_31_3_1_High_Acc.press.temp.meas	pdf	5.56
20_31_3_1_High_acc.press.temp.meas_encl_01	pdf	0.17
20_31_3_1_High_acc.press.temp.meas_encl_02	pdf	0.03
20_31_3_1_High_acc.press.temp.meas_encl_03	pdf	0.03
20_31_3_1_High_acc.press.temp.meas_encl_04	pdf	0.02
20_31_3_1_High_acc.press.temp.meas_encl_05	pdf	0.02
20_31_3_1_High_acc.press.temp.meas_Flopetrol	pdf	3.04
20_31_3_1_High_acc.press.temp	pdf	2.46
20_31_3_1_High_acc.press.temp_b	pdf	1.33
20_31_3_1_High_acc.press.temp_b_encl_01	pdf	0.39
20_31_3_1_High_acc.press.temp_encl_01	pdf	0.37
20_31_3_1_High_Acc.press.temp_e_encl_01	pdf	0.17
20_31_3_1_High_Acc.press.temp_e_encl_02	pdf	0.06
20_31_3_1_High_Acc.press.temp_e_encl_03	pdf	0.03
20_31_3_1_High_Acc.press.temp_e_encl_04	pdf	0.02
20_31_3_1_High_Acc.press.temp_e_encl_05	pdf	0.03
20_31_3_1_High_Acc.press.temp_e_encl_06	pdf	0.04
20_31_3_1_High_Acc.press.temp_e_encl_07	pdf	0.03
20_31_3_1_High_Acc.press.temp_e_encl_08	pdf	0.02
20_31_3_1_High_Acc.press.temp_e_Flopetrol	pdf	4.52
20_31_3_1_Mon.quality_of_compl.fluids	pdf	3.80
20_31_3_1_Mud_and_Res.gas_Geochemistry	pdf	0.37
20_31_3_1_Multivariat_behandling_by Rogforsk	pdf	0.61
20_31_3_1_Overlagringstrykk	pdf	1.09
20_31_3_1_Palynofacies_and_stratigraphy	pdf	40.84
20_31_3_1_Petrophysical_evaluation	pdf	1.42
20_31_3_1_Petrophysical_evaluation_encl_01	pdf	0.41
20_31_3_1_Petrophysical_evaluation_encl_02	pdf	2.21
20_31_3_1_Point_counting_test	pdf	0.13
20_31_3_1_Press.survey_rep.test1_run1	pdf	1.27
20_31_3_1_Press.survey_rep.test1_run2	pdf	2.18
20_31_3_1_Press.survey_rep.test2_run1	pdf	0.92
20_31_3_1_Press.survey_rep.test2_run3	pdf	1.87
20_31_3_1_Press.survey_rep.test2_run4	pdf	1.25
20_31_3_1_Routine_core_analysis	pdf	4.46
20_31_3_1_Special_core_analysis	pdf	9.10
20_31_3_1_Special_core_analysis_by_Robertson	pdf	2.28
20_31_3_1_Special_core_analysis_rev_report_by_Geco	pdf	6.00
20_31_3_1_TBP_distillation_of_stock_tank	pdf	0.67
20_31_3_1_Tritiated_water_in_the_mud	pdf	0.55
20_31_3_1_Troll_single_well_Geochemical_study	pdf	0.21
20_31_3_1_Use_of_tritiated_water	pdf	2.63
20_31_3_1_Weesite_Gas_Analysis	pdf	0.46
20_31_3_1_Well_test_report_FMT_no.1,2	pdf	5.40
20_31_3_1_Und_av_GravelPack_vaesker	pdf	1.27

Borestrengtester (DST)

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Fra dybde MD [m]	Til dybde MD [m]	Reduksjonsventil størrelse [mm]
1.0	1519	1529	16.9
2.0	1373	1383	12.7

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Endelig avstengningstrykk [MPa]	Endelig strømningstrykk [MPa]	Bunnhullstrykk [MPa]	Borehullstemperatur [°C]
1.0
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		355000
2.0		479000

Logger

Logger
Type logg	Topp dyp for logg [m]	Bunn dyp for logg [m]
4ARM DIP/STRATDIP	1288	2374
ACBL	355	1285
ACBL	1000	1814
CDL CNL GR CAL	1285	2372
CDL GR CAL	845	1299
DIFL BHC AC	350	866
DIFL BHC AC GR SP CAL	845	2374
DLL MLL GR	1285	1835
FMT	1352	1695
PROLOG	1340	1650
VELOCITY	1110	2375

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	421.0	36	422.0	0.00	LOT
SURF.COND.	20	849.0	26	865.0	1.55	LOT
INTERM.	13 3/8	1285.5	17 1/2	1300.0	1.66	LOT
INTERM.	9 5/8	1815.5	12 1/4	1835.0	1.65	LOT
OPEN HOLE		2374.0	8 1/2	2374.0	0.00	LOT

Boreslam

Boreslam
Dybde MD [m]	Egenvekt, slam [g/cm3]	Viskositet, slam [mPa.s]	Type slam
450	1.07	51.0	seawater
1000	1.08	53.0	seawater
1260	1.28	22.0	seawater
1775	1.30	60.0	seawater
1950	1.12	53.0	seawater

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]
20_Formation_pressure_(Formasjonstrykk)	pdf	0.20

31/3-1