Brønnbane: 25/2-13 - Faktasider

Generell informasjon

Generell informasjon
Attributt	Verdi
Brønnbane navn Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	25/2-13
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.	HUGIN
Funn Navn på funnet som brønnbanen er relatert til.	25/2-5 Lille Frøy
Brønn navn Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	25/2-13
Seismisk lokalisering Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.	EL 8801 RAD 367 & KOLONNE 483
Utvinningstillatelse Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).	026
Boreoperatør Navn på rettighetshaver som på vegne av den aktive utvinningstillatelsen (ved brønnhodeposisjon) starter boreoperasjonen. Dette tilsvarer vanligvis operatørselskapet for den aktuelle utvinningstillatelsen.	Elf Petroleum Norge AS
Boretillatelse Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.	617-L
Boreinnretning Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.	WEST VANGUARD
Boredager Antall dager fra borestart til boreslutt.	142
Borestart Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.	06.09.1989
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.	25.01.1990
Plugget og forlatt dato Dato P&A-operasjonen av brønnbanen var ferdig, som innmeldt av operatør til DDRS (Daily Drilling Reporting System). Forekommer bare en gang pr. brønnhode/overflateposisjon.	06.08.2015
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.	25.01.1992
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.	15.08.2008
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.	HUGIN 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.	SLEIPNER FM
3. nivå med hydrokarboner, alder Alder på litostratigrafisk enhet, 3. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.	EARLY JURASSIC
3. nivå med hydrokarboner, formasjon Navn på litostratigrafisk enhet, 3. 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.	STATFJORD GP
Avstand, boredekk - midlere havflate [m] Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).	22.0
Vanndybde ved midlere havflate [m] Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.	117.0
Totalt målt dybde (MD) [m RKB] Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").	3908.0
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).	3903.0
Maks inklinasjon [°] Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.	6.2
Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C] Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.	128
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.	LATE 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.	SMITH BANK FM
Geodetisk datum Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.	ED50
NS grader Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.	59° 47' 37.69'' N
ØV grader Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.	2° 27' 12.52'' E
NS UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.	6628728.80
ØV UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.	469325.46
UTM sone Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.	31
NPDID for brønnbanen Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.	1459

Well 25/2-13 was drilled in the central part of the Viking Graben, east of the Frigg area. The block straddles the eastern flank of the graben and the north-western part of the Utsira High. It was the first appraisal well on the 25/2-5 discovery, which discovered oil in different reservoirs of the Vestland Group and the Statfjord Formation. The structure is a north-south trending horst, which is located on a terrace in the southern part of the block. Well 25/2-13 was drilled close to a major normal fault bounding the structure. The main objective was to evaluate the western panel. The well should test the fluid columns in both the Vestland Group and the Statfjord Formation, obtain data for fluid characterisation and productivity, and try to define the hydrocarbon contacts of the reservoirs.

Operations and results

Appraisal well 25/2-13 was spudded 6 June 1989 by the semi-submersible installation West Vanguard drilled to TD at 3909 m in the Triassic Smith Bank Formation. The well was drilled to 13" 3/8 casing point (2043 m) without problems, but at 2178 m the bit got stuck and a sidetrack was needed. The sidetrack was kicked off from 2070 m. The first attempt failed, but the second was successful. During coring of the Vestland Group, the core barrel was lost in hole and a second sidetrack was decided after unsuccessful fishing. This sidetrack was kicked off from 3306. The mud that was used in the Jurassic section (3318 - 3887 m) was an FCL type mud which was based on fresh water with added bentonite, polymers, lignosulfonate and barite.

Top Vestland Group came in at 3342 m as prognosed, and with mobile hydrocarbons in two layers; oil in the top ca 40 - 60 m of the reservoir with an unclear OWC in the interval 3382 - 3415 m, and with oil shows down to 3423 m; and gas-condensate in an isolated layer in the Lower Vestland Group with a gross thickness = 33 m. However, the reservoir properties in the Vestland Group were not as good as in 25/2-5. Top Statfjord came in at 3695.5 m, 50 m deeper than prognosed with thickness as expected, but with mobile oil only in a thin zone at the very top. A very tentative OWC was placed at 3709 m, based on RFT pressure data logs, and some moveable oil in DST 2A. Fair shows were recorded down to 3729 m.

A total of 19 cores were cut in this well. Cores 1 and 2 were cut in the original hole from 3340 to 3394.5 m, while cores 3 to 19 were cut in the sidetracked hole from 3387 to 3468.5 m. The core to log depth shifts for cores #1 to #7 are in the range 2.75 to 7.75 m. The core to log depth shifts for cores #11 to #19 are in the range 4.2 to 5.5 m. RFT samples were taken at 3696.5 m (mud filtrate with traces of oil very little gas) and 3727.5 m (mud filtrate with very little gas).

The well was suspended 25 January 1990 as an oil / gas / condensate appraisal.

Testing

Seven drill stem tests were conducted in this well (DST 1,2A & 2B, 3A & 3B, 4, 5). Tests 1 and 2 were conducted in the Statfjord Formation while tests 3, 4 and 5 were conducted in the Vestland Group.

DST #l tested the interval 3759 - 3785 m and produced a total of 42.5 m3 formation water. The final shut-in temperature was 124.4 deg C.

DST #2A tested the interval 3706 - 3713 m, which produced no formation fluids to surface.

DST #2B tested the interval 3695 - 3698 m in addition to the DST2 #A interval. The test flowed 69 sm3 oil and 29400 Sm3 gas /day on a 16/64" choke with a WHP of 85 bar and GOR of 425 sm3/sm3. The oil density was 0.821 g/cm3. The final shut-in temperature was 122.8 deg C.

DST #3A tested the interval 3480 - 3491. This zone was very tight and flowed 154 litres only. Due to the low rates the movable formation fluid could not be identified. The test confirmed that the zone was in a separate and higher pressure regime than the Vestland Group hydrocarbon reservoirs above it.

DST #3B tested the intervals 3437 - 3447 plus 3449.8 - 3460 in addition to the DST #3A interval. The test flowed 242000 sm3 gas-condensate /day with a GOR of 1115 sm3/sm3 and WHP of 170 bar on a 32/64" choke. The condensate density was 0.789 g/cm3. The final shut-in temperature was 115 deg C.

DST #4 tested the interval 3411.5 - 3423 and produced a total of 2856 litres Formation water. The final shut-in temperature was 112.8 deg C.

DST #5 tested the intervals 3343 - 3370 plus 3376.5 - 3382. The test flowed 651 sm3 oil and 213600 Sm3 gas /day on a 40/64" choke with a WHP of 125 bar and GOR of 328 sm3/sm3. The oil density was 0.825 g/cm3 and the gas gravity was 0.816 (air = 1). The final shut-in temperature was 111.8 deg C.

Borekaks i Sokkeldirektoratet

Borekaks i Sokkeldirektoratet
Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?	YES

Borekaks i Sokkeldirektoratet
Borekaksprøve, topp dybde [m]	Borekaksprøve, bunn dybde [m]
205.00	3907.50

Borekjerner i Sokkeldirektoratet

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Kjerneprøve nummer	Kjerneprøve - topp dybde	Kjerneprøve - bunn dybde	Kjerneprøve dybde - enhet
1	3340.0	3341.8	[m ]
2	3367.0	3394.8	[m ]
3	3387.0	3406.0	[m ]
4	3405.0	3423.0	[m ]
5	3429.0	3441.0	[m ]
6	3441.0	3469.0	[m ]
7	3459.0	3468.6	[m ]
8	3649.0	3667.1	[m ]
9	3667.1	3669.7	[m ]
11	3709.0	3726.3	[m ]
12	3727.0	3744.7	[m ]
13	3745.0	3763.0	[m ]
14	3763.0	3781.5	[m ]
15	3781.5	3792.0	[m ]
16	3792.0	3810.6	[m ]
17	3810.5	3828.8	[m ]
18	3829.0	3847.0	[m ]
19	3847.0	3854.2	[m ]

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Total kjerneprøve lengde [m]	280.8

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?	YES

Kjernebilder

Kjernebilder

3340-3345m	3345-3350m	3350-3355m	3355-3360m	3360-3361m

3367-3372m	3372-3377m	3377-3382m	3382-3387m	3387-3392m

3392-3394m	3387-3392m	3392-3397m	3397-3402m	3402-3405m

3405-3410m	3410-3415m	3415-3420m	3420-3423m	3423-3428m

3428-3433m	3433-3438m	3438-3441m	3441-3446m	3446-3451m

3451-3456m	3456-3459m	3459-3464m	3464-3468m	3709-3714m

3714-3719m	3719-3724m	3724-3726m	3727-3732m	3732-3737m

3737-3742m	3742-3744m	3745-3750m	3750-3755m	3755-3760m

3760-3763m	3763-3768m	3768-3773m	3737-3778m	3778-3781m

3781-3786m	3786-3791m	3791-3792m	3792-3797m	3797-3802m

3802-3807m	3807-3810m	3810-3815m	3815-3820m	3820-3825m

3825-3828m	3829-3834m	3834-3839m	3839-3844m	3844-3847m

3847-3852m	3852-3854m

Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet

Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
Prøve dybde	Dybde enhet	Prøve type	Laboratorie
3341.0	[m]	C	APT
3341.5	[m]	C	APT
3342.3	[m]	C	APT
3344.6	[m]	C	APT
3345.7	[m]	C	APT
3353.3	[m]	C	APT
3357.5	[m]	C	APT
3367.6	[m]	C	APT
3369.6	[m]	C	APT
3371.6	[m]	C	APT
3378.7	[m]	C	APT
3379.6	[m]	C	APT
3381.9	[m]	C	APT
3397.5	[m]	C	APT
3399.6	[m]	C	APT
3404.7	[m]	C	APT
3405.7	[m]	C	APT
3410.4	[m]	C	APT
3414.9	[m]	C	APT
3418.0	[m]	C	APT
3420.8	[m]	C	APT
3422.7	[m]	C	APT
3423.7	[m]	C	APT
3426.2	[m]	C	APT
3427.2	[m]	C	APT
3433.0	[m]	C	APT
3433.3	[m]	C	APT
3439.3	[m]	C	APT
3439.8	[m]	C	APT
3444.2	[m]	C	APT
3445.6	[m]	C	APT
3446.0	[m]	C	APT
3447.8	[m]	C	APT
3450.9	[m]	C	APT
3452.6	[m]	C	APT
3457.4	[m]	C	APT
3459.8	[m]	C	APT
3460.1	[m]	C	APT
3465.0	[m]	C	APT
3465.0	[m]	C	APT
3465.1	[m]	C	APT
3468.5	[m]	C	APT
3469.3	[m]	C	APT
3469.6	[m]	C	APT

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		2252.00	0.00		14.02.1986 - 00:00	NO
DST	DST2B	2706.00	2713.00		20.12.1989 - 00:00	YES
DST	DST3B	3396.96	0.00	WATER	01.01.1990 - 00:00	NO
DST	DST4	3403.00	3411.00	WATER	07.01.1990 - 15:43	YES
DST	DST5	3343.00	3382.00	WATER	15.01.1990 - 00:00	YES
DST	DST5	3343.00	3382.00		15.01.1990 - 00:00	YES
DST	DST5	3343.00	3382.00		15.01.1990 - 00:00	YES

Litostratigrafi

Litostratigrafi
Topp Dyb [mMD RKB]	Litostrat. enhet
139	NORDLAND GP
437	UTSIRA FM
1067	HORDALAND GP
2170	ROGALAND GP
2170	BALDER FM
2240	HERMOD FM
2400	LISTA FM
2586	TY FM
2651	VÅLE FM
2706	SHETLAND GP
2706	HARDRÅDE FM
3032	KYRRE FM
3187	TRYGGVASON FM
3268	BLODØKS FM
3286	SVARTE FM
3318	VIKING GP
3318	DRAUPNE FM
3329	HEATHER FM
3342	VESTLAND GP
3342	HUGIN FM
3409	SLEIPNER FM
3491	DUNLIN GP
3491	DRAKE FM
3565	COOK FM
3645	AMUNDSEN FM
3696	STATFJORD GP
3887	NO GROUP DEFINED
3887	SMITH BANK FM

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]
1459_01_WDSS_General_Information	pdf	0.26
1459_02_WDSS_completion_log	pdf	0.22

Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)

Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
Dokument navn	Dokument format	Dokument størrelse [KB]
1459_25_2_13_COMPLETION_REPORT_AND_LOG	pdf	34.10

Borestrengtester (DST)

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Fra dybde MD [m]	Til dybde MD [m]	Reduksjonsventil størrelse [mm]
1.0	3785	3774	4.7
2.0	3713	3706	0.0
2.3	3713	3695	6.3
3.1	3460	3437	12.5
5.0	3382	3343	15.8

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Endelig avstengningstrykk [MPa]	Endelig strømningstrykk [MPa]	Borehullstemperatur [°C]
1.0	10.000	10.000	124
2.0
2.3	8.500		123
3.1	16.000		115
5.0	12.500		112

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
2.3	69	29400	0.823	0.880	425
3.1	210	242000	0.800	0.800	1120
5.0	650	213600	0.829	0.818	330

Logger

Logger
Type logg	Topp dyp for logg [m]	Bunn dyp for logg [m]
CBL CCL GR	1575	3300
CBL VDL GR	1330	2044
DIL BHC LDL GR	700	2022
DIL LSS GR	3300	3903
DIL MSFL GR AMS SP	3300	3529
DIL SLS LDL GR	2044	3319
DLL MSFL GR	3675	3900
FMS GR	3299	3700
FMS GR	3650	3812
LDL CNL NGL	3300	3529
LDL CNL NGT	3476	3901
MWD - GR RES DIR	202	3908
RFT	3346	3418
RFT	3354	3489
RFT	3482	3886
RFT	3696	3696
SHDT GR	2044	3312

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	199.0	36	201.0	0.00	LOT
INTERM.	20	700.0	26	714.0	1.20	LOT
INTERM.	13 3/8	2043.0	17 1/2	2057.0	1.72	LOT
INTERM.	9 5/8	3301.0	12 1/4	3315.0	1.90	LOT
LINER	7	3903.0	8 1/2	3908.0	0.00	LOT

Boreslam

Boreslam
Dybde MD [m]	Egenvekt, slam [g/cm3]	Viskositet, slam [mPa.s]	Flytegrense [Pa]	Type slam	Dato, måling
1314	1.16	20.0	6.8	WATER BASED	18.09.1989
1331	1.17	24.0	7.8	WATER BASED	18.09.1989
1631	1.17	22.0	5.8	WATER BASED	18.09.1989
1747	1.17	27.0	8.8	WATER BASED	19.09.1989
2036	1.17	20.0	5.8	WATER BASED	20.09.1989
2057	1.18	24.0	7.8	WATER BASED	21.09.1989
2188	1.20	26.0	11.7	WATER BASED	25.09.1989
2238	1.27	39.0	14.2	WATER BASED	04.10.1989
2301	1.27	36.0	13.2	WATER BASED	05.10.1989
2502	1.27	32.0	11.7	WATER BASED	09.10.1989
2502	1.27	32.0	10.7	WATER BASED	06.10.1989
2739	1.27	31.0	11.2	WATER BASED	09.10.1989
2807	1.27	33.0	12.2	WATER BASED	10.10.1989
2875	1.27	33.0	13.2	WATER BASED	12.10.1989
2938	1.27	34.0	12.2	WATER BASED	12.10.1989
3009	1.27	33.0	11.7	WATER BASED	13.10.1989
3159	1.20	37.0	10.7	WATER BASED	07.11.1989
3201	1.27	32.0	11.2	WATER BASED	16.10.1989
3215	1.27	33.0	11.2	WATER BASED	17.10.1989
3282	1.27	34.0	12.2	WATER BASED	18.10.1989
3315	1.27	32.0	10.7	WATER BASED	19.10.1989
3340	1.27	33.0	11.7	WATER BASED	27.10.1989
3395	1.27	30.0	8.8	WATER BASED	27.10.1989
3423	1.20	39.0	13.2	WATER BASED	07.11.1989
3525	1.20	34.0	10.2	WATER BASED	08.11.1989
3799	1.20	36.0	7.3	WATER BASED	21.11.1989
3811	1.20	38.0	8.3	WATER BASED	22.11.1989
3847	1.20	38.0	8.8	WATER BASED	22.11.1989
3856	1.21	38.0	9.8	WATER BASED	23.11.1989
3908	1.20	36.0	13.7	WATER BASED	24.11.1989

Tynnslip i Sokkeldirektoratet

Tynnslip i Sokkeldirektoratet
Dybde	Enhet
3340.10	[m ]
3360.25	[m ]
3405.24	[m ]
3367.42	[m ]
3421.10	[m ]
3404.10	[m ]
3394.67	[m ]
3887.10	[m ]
3441.05	[m ]
3440.45	[m ]
3424.20	[m ]
3468.00	[m ]
3459.30	[m ]
3458.10	[m ]

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]
1459_Formation_pressure_(Formasjonstrykk)	pdf	0.23

25/2-13