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

30/6-7

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.
    30/6-7
    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
    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.
    30/6-7
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    8006 - 137 SP 589
    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.
    Norsk Hydro Produksjon AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    329-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    97
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    20.05.1982
    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.
    24.08.1982
    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.
    24.08.1984
    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.
    26.10.2009
    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
    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/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.
    MIDDLE 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.
    TARBERT 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.
    NESS FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    114.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3236.0
    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).
    3236.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    3
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    124
    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.
    EARLY JURASSIC
    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.
    STATFJORD GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 38' 39.49'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 45' 21.74'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6723352.60
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    486657.23
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    73

  • Brønnhistorie
    General
    Well 30/6-7 is an appraisal well on the Oseberg Field, discovered by well 30/6-1 in 1979.The primary objective was to test for hydrocarbon accumulations in the Late Jurassic sandstones of the Brent formation and the Late and Early Jurassic sandstones of the Dunlin and Statfjord formations in the Alpha north structure. Secondary objectives were to establish the type of communication between the Alpha and Alpha North structures and to define the oil/water contact on Alpha North. The well was planned to reach total depth at 3225 +- 50 m, 75 m into the Statfjord Formation.
    The well is Type well for the Oseberg Formation and Reference well for the Amundsen, Cook, Drake, Etive, Ness, and Tarbert Formations.
    Operations and results
    Well 30/6-7 was spudded with the semi-submersible installation Nortrym on 20 May 1982 and drilled to TD at 3236 m in Early Jurassic rocks of the Statfjord Formation. The 26" section was initiated by a 17 1/2" pilot hole. One small pocket of shallow gas was detected at 358 m (5.6% C1). The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 952 m and with KCl/polymer mud from 952 m to 2285 m. At 2285 m the 13 3/8" casing got stuck and a pill of EZY spot and diesel was pumped in the hole, without effect. The drilling fluid used in the 12 1/4" section from 2285 m to 2915 m the well was drilled with a Dextrid/KCl mud. From 2915 m to TD the mud was converted to a dispersed system by adding lignosulfonate.
    The Brent Group was encountered at 2631.5 m. The Brent Group was hydrocarbon bearing with a total gross thickness of 154.5 m and a net sand interval of 106.9 m. The net pay was 50.7 m. Sandstone intervals were also encountered in the Early Jurassic Cook and Statfjord formations but these were both 100% water saturated.
    The Tarbert Formation (2631.5 - 2646.5 m) formed the uppermost interval in the Brent Group. It consisted of very fine to fine grained sandstone which was occasionally medium to coarse grained. Wire line log evaluation gave a net pay of 14.7 m, with an average porosity of 20.7% and an average water saturation of 18.1%. Average permeability (KH, log) was 520 mD.
    The Ness Formation (2646.5 - 2727.5 m) consisted of interbedded sandstones, shales, siltstones and stringers of coal. The sandstones were very fine to medium, occasionally coarse grained and locally very micaceous and carbonaceous. The interval contained 38.7 m of net sand and 36 m of net pay which had an average porosity of 20.5%, average water saturation of 27.7% and an average permeability of 577 mD (KH, log). Measured average permeability (KH, core) was 1163 mD.
    FMT pressure measurements were taken throughout the Brent interval showing that the different sandstone intervals in the Tarbert and Ness Formations have different oil gradients. From log analysis an oil/water contact has been estimated to be at 2723.5 m in the Ness Formation. On the Alpha structure an oil/water contact has been defined at 2731 m from earlier wells and it appears therefore that the southwest - northeast fault separating the Alpha from the Alpha North structure does have some sealing properties.
    The Etive Formation (2727.5 - 2786 m) consists predominantly of a very fine grained to pebbly sandstone with occasional stringers of shale and siltstone. The interval contained 53.5 m of net sand with average porosity of 19.5%. A transition zone of residual hydrocarbons (2727.5 - 2747 m) had an average water saturation of 72%. This agrees with patchy oil shows seen in the cores down to 2755 m (2747 m when depth correction between logger's and driller's depths is applied). The remaining interval of the Etive Formation (2747 - 2786 m) had an average water saturation of 94%. Average permeability of the Etive Formation was 799 mD (KH, log) Measured average permeability from cores was 1670 mD (KH, core).
    Apart from in the hydrocarbon bearing reservoirs as described above, weak shows were described in thin limestone stringers in the Sele Formation and in limestones of the Shetland Group.
    A total of twelve conventional cores were cut from 2648 to 2812.4 m in the 12 1/4" section in the well. A total of 155.1 m (94.3%) was recovered. Cores were cut consecutively from the top of the Ness Formation and down into the Dunlin Group shales. Core depths are approximately 5 m shallower than logger's depths at the top of Core No 1 and 8.5 m shallower at the base of Core No 12. FMT fluid samples were taken at 2633.5 m (gas, oil and water/filtrate), 2643m (gas, oil and water/filtrate), 2666 m (gas, oil and water/filtrate), 2676 m (gas, oil and water/filtrate), 2684 m (gas, oil and trace of water/filtrate), 2713 m (water/filtrate), and 2714 m (water/filtrate).
    The well was permanently abandoned on 24 August 1982 as an oil and gas appraisal well.
    Testing
    Four DTS' were performed in the Brent formation sandstones.
    DST 1 was taken over the interval 2729 -2736 m and produced 770 m3 water/day through an 80/64" choke. Reservoir pressure was 4255.5 psig and the BHT was 110 °C.
    DST 2 was taken over the interval 2711 - 2716 m and produced 1028 SM3/day of 34.9 deg API oil and 116100 Sm3 of 0.72 SG gravity gas through a 56/6 4" choke. Separator GOR was 113 Sm3/Sm3, CO2 content was 0.8%, reservoir pressure was 4250 psig and the BHT was 110 °C.
    DST 3 was taken in the interval 2681 -2684 m and produced 534 Sm3 of 33.9 deg API gravity oil and 65130 Sm3 of 0.702 SG gravity gas through a 32/64" choke. Separator GOR was 122 Sm3/Sm3, CO2 content was 0.2%, and reservoir pressure was extrapolated to be 4222 psig. This test was aborted due to bad weather conditions and no bottom hole samples were obtained.
    DST 4 was taken in the interval 2633 -2636 m and produced 1339 Sm3 of 34.1 deg API oil and 146681 Sm3 of 0.700 SG gravity gas through a 72/64" choke. Separator GOR was 110 Sm3/Sm3, CO2 content was 1.0%, and reservoir pressure was extrapolated to be 4178 psig.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    230.00
    3237.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2648.0
    2666.1
    [m ]
    2
    2666.1
    2675.0
    [m ]
    3
    2679.5
    2692.2
    [m ]
    4
    2692.2
    2693.7
    [m ]
    5
    2694.0
    2705.0
    [m ]
    6
    2707.0
    2719.4
    [m ]
    7
    2720.0
    2733.1
    [m ]
    8
    2733.1
    2750.0
    [m ]
    9
    2751.0
    2761.4
    [m ]
    10
    2762.0
    2778.8
    [m ]
    11
    2780.0
    2793.9
    [m ]
    12
    2793.9
    2812.4
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    154.1
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2648-2652m
    Kjerne bilde med dybde: 2652-2656m
    Kjerne bilde med dybde: 2656-2660m
    Kjerne bilde med dybde: 2660-2664m
    Kjerne bilde med dybde: 2664-2666m
    2648-2652m
    2652-2656m
    2656-2660m
    2660-2664m
    2664-2666m
    Kjerne bilde med dybde: 2666-2670m
    Kjerne bilde med dybde: 2670-2674m
    Kjerne bilde med dybde: 2674-2675m
    Kjerne bilde med dybde: 2679-2683m
    Kjerne bilde med dybde: 2683-2687m
    2666-2670m
    2670-2674m
    2674-2675m
    2679-2683m
    2683-2687m
    Kjerne bilde med dybde: 2687-2691m
    Kjerne bilde med dybde: 2691-2692m
    Kjerne bilde med dybde: 2692-2693m
    Kjerne bilde med dybde: 2694-2698m
    Kjerne bilde med dybde: 2698-2702m
    2687-2691m
    2691-2692m
    2692-2693m
    2694-2698m
    2698-2702m
    Kjerne bilde med dybde: 2702-2705m
    Kjerne bilde med dybde: 2707-2711m
    Kjerne bilde med dybde: 2711-2715m
    Kjerne bilde med dybde: 2715-2719m
    Kjerne bilde med dybde: 2719-2719m
    2702-2705m
    2707-2711m
    2711-2715m
    2715-2719m
    2719-2719m
    Kjerne bilde med dybde: 2720-2724m
    Kjerne bilde med dybde: 2724-2728m
    Kjerne bilde med dybde: 2728-2732m
    Kjerne bilde med dybde: 2732-2733m
    Kjerne bilde med dybde: 2733-2737m
    2720-2724m
    2724-2728m
    2728-2732m
    2732-2733m
    2733-2737m
    Kjerne bilde med dybde: 2737-2741m
    Kjerne bilde med dybde: 2741-2745m
    Kjerne bilde med dybde: 2745-2749m
    Kjerne bilde med dybde: 2749-2750m
    Kjerne bilde med dybde: 2751-2755m
    2737-2741m
    2741-2745m
    2745-2749m
    2749-2750m
    2751-2755m
    Kjerne bilde med dybde: 2755-2759m
    Kjerne bilde med dybde: 2759-2761m
    Kjerne bilde med dybde: 2762-2766m
    Kjerne bilde med dybde: 2766-2770m
    Kjerne bilde med dybde: 2770-2774m
    2755-2759m
    2759-2761m
    2762-2766m
    2766-2770m
    2770-2774m
    Kjerne bilde med dybde: 2774-2778m
    Kjerne bilde med dybde: 2778-2779m
    Kjerne bilde med dybde: 2780-2784m
    Kjerne bilde med dybde: 2784-2788m
    Kjerne bilde med dybde: 2788-2792m
    2774-2778m
    2778-2779m
    2780-2784m
    2784-2788m
    2788-2792m
    Kjerne bilde med dybde: 2792-2793m
    Kjerne bilde med dybde: 2793-2797m
    Kjerne bilde med dybde: 2797-2801m
    Kjerne bilde med dybde: 2801-2805m
    Kjerne bilde med dybde: 2805-2808m
    2792-2793m
    2793-2797m
    2797-2801m
    2801-2805m
    2805-2808m
    Kjerne bilde med dybde: 2809-2812m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2809-2812m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2507.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2530.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2545.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2602.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2609.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2615.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2620.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2625.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2628.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2662.0
    [m]
    C
    RRI
    2692.1
    [m]
    C
    RRI
    2693.7
    [m]
    C
    RRI
    2698.0
    [m]
    C
    RRI
    2699.0
    [m]
    C
    RRI
    2705.0
    [m]
    C
    RRI
    2712.4
    [m]
    C
    RRI
    2717.8
    [m]
    C
    RRI
    2726.9
    [m]
    C
    RRI
    2730.8
    [m]
    C
    RRI
    2734.1
    [m]
    C
    RRI
    2745.0
    [m]
    C
    RRI
    2765.1
    [m]
    C
    RRI
    2780.3
    [m]
    C
    RRI
    2795.1
    [m]
    C
    RRI
    2800.5
    [m]
    C
    RRI
    2805.0
    [m]
    C
    RRI
    2807.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2810.0
    [m]
    C
    RRI
    2812.0
    [m]
    C
    RRI
    2817.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2836.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2869.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2892.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2908.9
    [m]
    SWC
    RRI

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.80
    pdf
    0.51

  • 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
    0.21
    pdf
    0.24

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    18.46

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2729
    2736
    31.7
    2.0
    2711
    2716
    22.2
    3.0
    2681
    2684
    12.7
    4.0
    2637
    2639
    19.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    3.0
    4.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    2.0
    1028
    116000
    0.850
    0.720
    113
    3.0
    534
    65000
    0.835
    0.700
    122
    4.0
    1339
    146000
    0.853
    0.700
    109

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL
    825
    2285
    CBL VDL
    2250
    2928
    CCL GR
    130
    2928
    CDL CNL CR CNL
    952
    3233
    CST
    1300
    2433
    CST
    2444
    2908
    CST
    2914
    32132
    DIFL LS BHC GR SP
    137
    3232
    DLL MLL GR CAL
    2600
    2908
    FMT
    2633
    2775
    FMT
    2633
    2633
    FMT
    2643
    2643
    FMT
    2666
    0
    FMT
    2666
    2666
    FMT
    2676
    2676
    FMT
    2684
    2695
    FMT
    2684
    2684
    FMT
    2694
    2714
    FMT
    2713
    2713
    FMT
    2743
    2743
    FMT
    2977
    3188
    HRD
    2000
    3232
    MWD
    2475
    2885
    VELOCITY
    230
    3232

  • 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
    227.0
    36
    227.5
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    952.0
    26
    965.0
    1.62
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2285.0
    17 1/2
    1787.0
    1.78
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2900.0
    12 1/4
    2916.0
    1.75
    LOT
    OPEN HOLE
    3236.0
    8 3/8
    3236.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    490
    1.08
    46.0
    waterbased
    970
    1.20
    38.0
    waterbased
    1795
    1.35
    60.0
    waterbased
    2200
    1.43
    69.0
    waterbased
    2450
    1.36
    62.0
    waterbased
    2720
    1.35
    45.0
    waterbased
    3045
    1.26
    49.0
    waterbased
    3120
    1.27
    67.0
    waterbased
    3210
    1.26
    58.0
    waterbased

  • 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