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

15/9-7

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.
    15/9-7
    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.
    15/9-7
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    Line no 610 161 SP: 275.
    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.
    Den norske stats oljeselskap a.s
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    271-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    125
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    26.12.1980
    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.
    29.04.1981
    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.
    29.04.1983
    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.
    24.09.2015
    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.
    GAS/CONDENSATE
    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
    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.
    107.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3776.0
    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).
    3776.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    1.3
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    127
    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.
    MIDDLE 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.
    SLEIPNER FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    58° 22' 56.07'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 42' 45.99'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6472135.59
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    424724.77
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    218

  • Brønnhistorie
    General
    Well 15/9-7 was drilled as an appraisal well on the south part of the Sleipner Vest Field in the North Sea. The primary objective was to test for hydrocarbons in Callovian age sandstones in the Epsilon structure.
    Operations and results
    Appraisal well 15/9-7 was spudded with the semi-submersible installation Nordraug on 26 December 1980 and drilled to TD at 3776 m in the Middle Jurassic Sleipner Formation. A total of 20 days was spent on waiting on weather. The phase of running BOP after cemented 20" casing took 15 days due to several broken guide wires combined with bad weather. The well was drilled with spud mud down to 465 m, with gypsum/polymer mud from 465 m to 2823 m, and with gel/lignosulphonate/Drispac mud from 2823 m to TD.
    The primary target Hugin Formation was penetrated at 3519 m and proved to hold gas and condensate down to a true gas/water contact at 3673 m based on RFT gas gradients. The gross reservoir thickness was 185 m (3519 to 3704 m) with a net pay of 83 m with 18% porosity and 12 % water saturation. There were no oil shows above top Hugin reservoir level. Oil shows were described on the cores from the reservoir and on cuttings down to 3677 m.
    A total of 156 m core was recovered in 12 cores from the interval 3516 to 3671 m. The core-log depth shift was significant for all cores: from +6.0 to +9.1 meter, the largest shifts are for the deepest cores. Segregated RFT fluid samples were taken at 3560 m (gas, mud filtrate and condensate), 3603 m (gas, mud filtrate and condensate), 3658.5 m (gas, mud filtrate and condensate +dark oil emulsion), 3687 m (mud filtrate, formation water and minor gas), and 3672.2 m (mud filtrate and water).
    The well was permanently abandoned on 29 April 1981 as a gas/condensate appraisal well.
    Testing
    Three drill stem tests were performed in the Hugin Formation.
    DST1 tested the interval 3671 to 3674.5 m. It produced 194100 Sm3 gas and 38 Sm3 condensate /day through a 24/64" choke. The GOR was 5107 Sm3/Sm3, the condensate density was 0.797 g/cm3 and the gas gravity was 0.78 (air = 1). The gas contained 7-8% CO2. The maximum temperature in the test was 127.8 °C.
    DST2 tested the interval 3637 to 3638.5 m. It produced 322500 Sm3 gas and 93.2 Sm3 condensate /day through a 24/64" choke. The GOR was 3461 Sm3/Sm3, the condensate density was 0.790 g/cm3 and the gas gravity was 0.775 (air = 1). The gas contained 7-8% CO2. The maximum temperature in the test was 121.1 °C.
    DST3 tested the interval 3555 to 3565 m. It produced 912900 Sm3 gas and 242.8 Sm3 condensate /day through a 64/64" choke. The GOR was 3760 Sm3/Sm3, the condensate density was 0.792 g/cm3 and the gas gravity was 0.775 (air = 1). The gas contained 8-9% CO2. The maximum temperature in the test was 118.3 °C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    180.00
    3770.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3516.0
    3530.2
    [m ]
    2
    3530.2
    3531.5
    [m ]
    3
    3533.0
    3551.0
    [m ]
    4
    3550.0
    3567.8
    [m ]
    5
    3568.0
    3585.6
    [m ]
    6
    3585.6
    3597.9
    [m ]
    7
    3597.9
    3616.7
    [m ]
    8
    3615.0
    3620.4
    [m ]
    9
    3621.0
    3633.4
    [m ]
    10
    3633.0
    3642.5
    [m ]
    11
    3643.0
    3653.0
    [m ]
    12
    3653.0
    3671.8
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    156.1
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3516-3518m
    Kjerne bilde med dybde: 3518-3521m
    Kjerne bilde med dybde: 3521-3524m
    Kjerne bilde med dybde: 3524-3526m
    Kjerne bilde med dybde: 3526-3529m
    3516-3518m
    3518-3521m
    3521-3524m
    3524-3526m
    3526-3529m
    Kjerne bilde med dybde: 3529-3530m
    Kjerne bilde med dybde: 3530-3531m
    Kjerne bilde med dybde: 3533-3535m
    Kjerne bilde med dybde: 3535-3538m
    Kjerne bilde med dybde: 3538-3541m
    3529-3530m
    3530-3531m
    3533-3535m
    3535-3538m
    3538-3541m
    Kjerne bilde med dybde: 3541-3543m
    Kjerne bilde med dybde: 3543-3546m
    Kjerne bilde med dybde: 3546-3549m
    Kjerne bilde med dybde: 3549-3551m
    Kjerne bilde med dybde: 3550-3552m
    3541-3543m
    3543-3546m
    3546-3549m
    3549-3551m
    3550-3552m
    Kjerne bilde med dybde: 3552-3555m
    Kjerne bilde med dybde: 3555-3558m
    Kjerne bilde med dybde: 3558-3560m
    Kjerne bilde med dybde: 3560-3563m
    Kjerne bilde med dybde: 3563-3566m
    3552-3555m
    3555-3558m
    3558-3560m
    3560-3563m
    3563-3566m
    Kjerne bilde med dybde: 3566-3567m
    Kjerne bilde med dybde: 3568-3570m
    Kjerne bilde med dybde: 3570-3573m
    Kjerne bilde med dybde: 3573-3576m
    Kjerne bilde med dybde: 3570-3573m
    3566-3567m
    3568-3570m
    3570-3573m
    3573-3576m
    3570-3573m
    Kjerne bilde med dybde: 3573-3576m
    Kjerne bilde med dybde: 3576-3578m
    Kjerne bilde med dybde: 3578-3581m
    Kjerne bilde med dybde: 3576-3578m
    Kjerne bilde med dybde: 3578-3581m
    3573-3576m
    3576-3578m
    3578-3581m
    3576-3578m
    3578-3581m
    Kjerne bilde med dybde: 3581-3584m
    Kjerne bilde med dybde: 3584-3585m
    Kjerne bilde med dybde: 3585-3588m
    Kjerne bilde med dybde: 3588-3590m
    Kjerne bilde med dybde: 3590-3593m
    3581-3584m
    3584-3585m
    3585-3588m
    3588-3590m
    3590-3593m
    Kjerne bilde med dybde: 3593-3596m
    Kjerne bilde med dybde: 3596-3597m
    Kjerne bilde med dybde: 3597-3600m
    Kjerne bilde med dybde: 3600-3603m
    Kjerne bilde med dybde: 3603-3606m
    3593-3596m
    3596-3597m
    3597-3600m
    3600-3603m
    3603-3606m
    Kjerne bilde med dybde: 3606-3608m
    Kjerne bilde med dybde: 3608-3611m
    Kjerne bilde med dybde: 3611-3614m
    Kjerne bilde med dybde: 3614-3616m
    Kjerne bilde med dybde: 3615-3617m
    3606-3608m
    3608-3611m
    3611-3614m
    3614-3616m
    3615-3617m
    Kjerne bilde med dybde: 3617-3620m
    Kjerne bilde med dybde: 3621-3623m
    Kjerne bilde med dybde: 3623-3626m
    Kjerne bilde med dybde: 3626-3629m
    Kjerne bilde med dybde: 3629-3631m
    3617-3620m
    3621-3623m
    3623-3626m
    3626-3629m
    3629-3631m
    Kjerne bilde med dybde: 3631-3633m
    Kjerne bilde med dybde: 3633-3635m
    Kjerne bilde med dybde: 3635-3638m
    Kjerne bilde med dybde: 3638-3641m
    Kjerne bilde med dybde: 3641-3642m
    3631-3633m
    3633-3635m
    3635-3638m
    3638-3641m
    3641-3642m
    Kjerne bilde med dybde: 3643-3645m
    Kjerne bilde med dybde: 3641-3642m
    Kjerne bilde med dybde: 3643-3645m
    Kjerne bilde med dybde: 3645-3548m
    Kjerne bilde med dybde: 3648-3651m
    3643-3645m
    3641-3642m
    3643-3645m
    3645-3548m
    3648-3651m
    Kjerne bilde med dybde: 3651-3653m
    Kjerne bilde med dybde: 3653-3655m
    Kjerne bilde med dybde: 3655-3658m
    Kjerne bilde med dybde: 3658-3661m
    Kjerne bilde med dybde: 3661-3663m
    3651-3653m
    3653-3655m
    3655-3658m
    3658-3661m
    3661-3663m
    Kjerne bilde med dybde: 3663-3666m
    Kjerne bilde med dybde: 3666-3669m
    Kjerne bilde med dybde: 3669-3671m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3663-3666m
    3666-3669m
    3669-3671m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2417.0
    [m]
    DC
    RRI
    2465.0
    [m]
    DC
    RRI
    2495.0
    [m]
    DC
    RRI
    2507.0
    [m]
    DC
    RRI
    2543.0
    [m]
    DC
    RRI
    2600.0
    [m]
    DC
    RRI
    2624.0
    [m]
    DC
    RRI
    2654.0
    [m]
    DC
    RRI
    2663.0
    [m]
    DC
    RRI
    2672.0
    [m]
    DC
    RRI
    2681.0
    [m]
    DC
    RRI
    2714.0
    [m]
    DC
    RRI
    2723.0
    [m]
    DC
    RRI
    2732.0
    [m]
    DC
    RRI
    2759.0
    [m]
    DC
    RRI
    2768.0
    [m]
    DC
    RRI
    2777.0
    [m]
    DC
    RRI
    2786.0
    [m]
    DC
    RRI
    2795.0
    [m]
    DC
    RRI
    2999.0
    [m]
    DC
    3029.0
    [m]
    DC
    3059.0
    [m]
    DC
    3089.0
    [m]
    DC
    3119.0
    [m]
    DC
    3149.0
    [m]
    DC
    3179.0
    [m]
    DC
    3209.0
    [m]
    DC
    3239.0
    [m]
    DC
    3269.0
    [m]
    DC
    3299.0
    [m]
    DC
    3329.0
    [m]
    DC
    3359.0
    [m]
    DC
    3389.0
    [m]
    DC
    3389.0
    [m]
    C
    3410.0
    [m]
    DC
    3419.0
    [m]
    DC
    3449.0
    [m]
    DC
    3459.0
    [m]
    DC
    3479.0
    [m]
    DC
    3509.0
    [m]
    DC
    3521.4
    [m]
    C
    3539.0
    [m]
    DC
    3541.0
    [m]
    C
    3568.0
    [m]
    C
    3568.8
    [m]
    C
    3569.0
    [m]
    DC
    3581.0
    [m]
    DC
    3581.6
    [m]
    C
    3582.9
    [m]
    C
    3585.3
    [m]
    C
    3588.3
    [m]
    C
    3590.2
    [m]
    C
    3591.5
    [m]
    C
    3598.6
    [m]
    C
    3600.1
    [m]
    C
    3605.6
    [m]
    C
    3608.5
    [m]
    C
    3611.5
    [m]
    C
    3614.0
    [m]
    C
    3615.9
    [m]
    C
    3623.6
    [m]
    C
    3626.3
    [m]
    C
    3628.1
    [m]
    C
    3631.2
    [m]
    C
    3634.5
    [m]
    C
    3635.0
    [m]
    C
    3638.4
    [m]
    C
    3641.1
    [m]
    C
    3643.5
    [m]
    C
    3646.5
    [m]
    C
    3647.2
    [m]
    C
    3651.2
    [m]
    C
    3658.4
    [m]
    C
    3660.0
    [m]
    C
    3661.9
    [m]
    C
    3668.2
    [m]
    C
    3670.0
    [m]
    C
    3671.0
    [m]
    DC
    3671.8
    [m]
    C
    3701.0
    [m]
    DC
    3731.0
    [m]
    DC
    3773.0
    [m]
    DC

  • 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
    TEST3
    3555.00
    3565.00
    19.04.1981 - 07:00
    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
    0.11
    pdf
    0.31

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    2.34
    pdf
    25.28

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3671
    3674
    9.5
    2.0
    3637
    3638
    9.5
    3.0
    3555
    3565
    25.4
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    3.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    38
    194000
    0.797
    0.780
    5107
    2.0
    93
    322000
    0.790
    0.775
    3461
    3.0
    243
    913000
    0.792
    0.775
    3760

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL
    425
    3656
    CDM
    2827
    3778
    CDM AP
    2821
    3780
    DLL MSFL
    3475
    3778
    FDC
    449
    2824
    FDC CNL
    2827
    3779
    GR
    132
    181
    ISF SON
    449
    3777
    ISF SON GR
    181
    463
    RFT
    0
    0
    VELOCITY
    181
    3777

  • 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
    181.0
    36
    182.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    449.0
    26
    465.0
    1.52
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1171.0
    17 1/2
    1185.0
    1.64
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2823.0
    12 1/4
    2839.0
    1.84
    LOT
    LINER
    7
    3773.0
    8 1/2
    2773.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    650
    1.13
    45.0
    waterbased
    1275
    1.14
    45.0
    waterbased
    1560
    1.13
    45.0
    waterbased
    1800
    1.12
    40.0
    waterbased
    2250
    1.12
    45.0
    waterbased
    2700
    1.12
    42.0
    waterbased
    3450
    1.50
    50.0
    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