Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
27.04.2024 - 01:34
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6407/1-4

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.
    6407/1-4
    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.
    NORWEGIAN 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.
    6407/1-4
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST 9503-INLINE 554 & CROSSLINE 1562
    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.
    846-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    77
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    08.06.1996
    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.
    23.08.1996
    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.
    23.08.1998
    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.
    13.12.2005
    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.
    GARN 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.
    286.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3805.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    141
    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.
    NOT FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    64° 51' 46.05'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 1' 21.25'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7194806.98
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    406280.05
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2796

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6407/1-4 was drilled primarily to appraise the 6407/1-3 Tyrihans Nord Discovery. The specific target was to encounter a free oil-water-contact in the Garn Formation. Secondary objective was to gather information from the possibly oil bearing Campanian sandstone interval (Nise Formation).
    Operations and results
    Appraisal well 6407/1-4 was spudded with the semi-submersible installation Byford Dolphin on 6 June 1996 and drilled to TD at 3805 m in the Middle Jurassic Not Formation. Due to a labour conflict the MWD services was not run in the top hole down to 810 m. In addition 183 hrs rig time was lost during the strike. The well was drilled with seawater and prehydrated bentonite sweeps down to 816 m, from 816 m to 1810 m with ANCO 2000 mud, and with oil based Ancovert mud from 1810 m to TD.
    The upper part of the Nise Formation was dominated by siltstone with abundant thin laminas of very fine sandstone and rare limestone stringers. From 2560 m the siltstone progressively grades to claystone, becoming 100 % claystone at 2620 m. Top Garn reservoir came in 101 m thick at 3675 m, 18 m deep to prognosis, so rock-volume above proven OWC was reduced. The reservoir was more cemented than expected. Trace fluorescence and crush cut was recorded in a single siltstone cutting sample from the Springar Formation at 2470 m, otherwise no shows were seen above the shales and claystones of the Late Jurassic Spekk and Melke Formations. Gas on oil on water was encountered in the Garn Formation reservoir. The gas/oil contact was at 3681 m, while the oil/water contact was at 3705 m. No shows were recorded below the OWC. One conventional core was cut from 2498 m to 2526 m in the Nise Formation. Two conventional cores were cut across both fluid contacts from 3679.0 m to 3740.0 m in the Garn Formation, A FMT water sample was taken below the OWC at 3709 m. Two segregated FMT samples were taken to collect gas (3679.2 m) and oil (3691.2 m).
    The well was permanently abandoned on 23 August 1996 as an oil and gas appraisal well.
    Testing
    One drill stem test was performed from 3687 m to 3693 m in the oil zone in the Garn Formation. The test produced at the end of the multirate period 29505 Sm3 gas and 243.9 Sm3 oil /day. The GOR was 120 Sm3/Sm3 and the oil density was 0.86 g/cm3.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    830.00
    3805.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2498.0
    2526.0
    [m ]
    2
    3679.0
    3706.6
    [m ]
    3
    3706.6
    3739.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    88.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2498-2502m
    Kjerne bilde med dybde: 2502-2506m
    Kjerne bilde med dybde: 2506-2510m
    Kjerne bilde med dybde: 2510-2514m
    Kjerne bilde med dybde: 2514-2518m
    2498-2502m
    2502-2506m
    2506-2510m
    2510-2514m
    2514-2518m
    Kjerne bilde med dybde: 2518-2522m
    Kjerne bilde med dybde: 2522-2526m
    Kjerne bilde med dybde: 3679-3684m
    Kjerne bilde med dybde: 3684-3689m
    Kjerne bilde med dybde: 3689-3694m
    2518-2522m
    2522-2526m
    3679-3684m
    3684-3689m
    3689-3694m
    Kjerne bilde med dybde: 3694-3699m
    Kjerne bilde med dybde: 3699-3704m
    Kjerne bilde med dybde: 3704-3706m
    Kjerne bilde med dybde: 3706-3711m
    Kjerne bilde med dybde: 3711-3716m
    3694-3699m
    3699-3704m
    3704-3706m
    3706-3711m
    3711-3716m
    Kjerne bilde med dybde: 3716-3721m
    Kjerne bilde med dybde: 3721-3726m
    Kjerne bilde med dybde: 3726-3731m
    Kjerne bilde med dybde: 3731-3736m
    Kjerne bilde med dybde: 3736-3739m
    3716-3721m
    3721-3726m
    3726-3731m
    3731-3736m
    3736-3739m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1860.0
    [m]
    DC
    RRI
    1870.0
    [m]
    DC
    RRI
    1890.0
    [m]
    DC
    RRI
    1900.0
    [m]
    DC
    RRI
    1920.0
    [m]
    DC
    RRI
    1930.0
    [m]
    DC
    RRI
    1950.0
    [m]
    DC
    RRI
    1960.0
    [m]
    DC
    RRI
    1980.0
    [m]
    DC
    RRI
    1990.0
    [m]
    DC
    RRI
    2010.0
    [m]
    DC
    RRI
    2020.0
    [m]
    DC
    RRI
    2040.0
    [m]
    DC
    RRI
    2050.0
    [m]
    DC
    RRI
    2070.0
    [m]
    DC
    RRI
    2080.0
    [m]
    DC
    RRI
    2100.0
    [m]
    DC
    RRI
    2110.0
    [m]
    DC
    RRI
    2130.0
    [m]
    DC
    RRI
    2140.0
    [m]
    DC
    RRI
    2160.0
    [m]
    DC
    RRI
    2170.0
    [m]
    DC
    RRI
    2190.0
    [m]
    DC
    RRI
    2200.0
    [m]
    DC
    RRI
    2220.0
    [m]
    DC
    RRI
    2230.0
    [m]
    DC
    RRI
    2250.0
    [m]
    DC
    RRI
    2260.0
    [m]
    DC
    RRI
    2280.0
    [m]
    DC
    RRI
    2290.0
    [m]
    DC
    RRI
    2310.0
    [m]
    DC
    RRI
    2320.0
    [m]
    DC
    RRI
    2340.0
    [m]
    DC
    RRI
    2350.0
    [m]
    DC
    RRI
    2370.0
    [m]
    DC
    RRI
    2380.0
    [m]
    DC
    RRI
    2400.0
    [m]
    DC
    RRI
    2410.0
    [m]
    DC
    RRI
    2430.0
    [m]
    DC
    RRI
    2440.0
    [m]
    DC
    RRI
    2460.0
    [m]
    DC
    RRI
    2461.0
    [m]
    SWC
    WESTL
    2470.0
    [m]
    DC
    RRI
    2470.5
    [m]
    SWC
    WESTL
    2490.0
    [m]
    DC
    RRI
    2498.2
    [m]
    DC
    WESTL
    2503.7
    [m]
    C
    WESTL
    2508.8
    [m]
    C
    WESTL
    2513.8
    [m]
    C
    WESTL
    2519.7
    [m]
    C
    WESTL
    2525.8
    [m]
    C
    WESTL
    2539.0
    [m]
    SWC
    WESTL
    2540.0
    [m]
    DC
    RRI
    2550.0
    [m]
    DC
    RRI
    2570.0
    [m]
    DC
    RRI
    2580.0
    [m]
    DC
    RRI
    2600.0
    [m]
    DC
    RRI
    2610.0
    [m]
    DC
    RRI
    2630.0
    [m]
    DC
    RRI
    2640.0
    [m]
    DC
    RRI
    2660.0
    [m]
    DC
    RRI
    2670.0
    [m]
    DC
    RRI
    2690.0
    [m]
    DC
    RRI
    2700.0
    [m]
    DC
    RRI
    2720.0
    [m]
    SWC
    WESTL
    2720.0
    [m]
    DC
    RRI
    2730.0
    [m]
    DC
    RRI
    2750.0
    [m]
    DC
    RRI
    2760.0
    [m]
    DC
    RRI
    2780.0
    [m]
    DC
    RRI
    2800.0
    [m]
    DC
    RRI
    2820.0
    [m]
    DC
    RRI
    2830.0
    [m]
    DC
    RRI
    2850.0
    [m]
    DC
    RRI
    2860.0
    [m]
    DC
    RRI
    2880.0
    [m]
    DC
    RRI
    2890.0
    [m]
    DC
    RRI
    2910.0
    [m]
    DC
    RRI
    2920.0
    [m]
    DC
    RRI
    2940.0
    [m]
    DC
    RRI
    2948.0
    [m]
    SWC
    WESTL
    2950.0
    [m]
    DC
    RRI
    2970.0
    [m]
    DC
    RRI
    3120.0
    [m]
    DC
    RRI
    3122.5
    [m]
    SWC
    WESTL
    3135.0
    [m]
    SWC
    WESTL
    3140.0
    [m]
    DC
    RRI
    3150.0
    [m]
    DC
    RRI
    3160.0
    [m]
    SWC
    WESTL
    3170.0
    [m]
    DC
    RRI
    3180.0
    [m]
    DC
    RRI
    3186.0
    [m]
    SWC
    WESTL
    3200.0
    [m]
    DC
    RRI
    3210.0
    [m]
    DC
    RRI
    3230.0
    [m]
    DC
    RRI
    3240.0
    [m]
    DC
    RRI
    3260.0
    [m]
    DC
    RRI
    3270.0
    [m]
    DC
    RRI
    3290.0
    [m]
    DC
    RRI
    3300.0
    [m]
    DC
    RRI
    3317.0
    [m]
    SWC
    WESTL
    3320.0
    [m]
    DC
    RRI
    3330.0
    [m]
    DC
    RRI
    3350.0
    [m]
    DC
    RRI
    3356.0
    [m]
    SWC
    WESTL
    3356.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3360.0
    [m]
    DC
    RRI
    3380.0
    [m]
    DC
    RRI
    3390.0
    [m]
    DC
    RRI
    3406.5
    [m]
    SWC
    WESTL
    3410.0
    [m]
    SWC
    WESTL
    3410.0
    [m]
    DC
    RRI
    3420.0
    [m]
    DC
    RRI
    3440.0
    [m]
    DC
    RRI
    3450.0
    [m]
    DC
    RRI
    3452.0
    [m]
    SWC
    WESTL
    3470.0
    [m]
    DC
    RRI
    3480.0
    [m]
    DC
    RRI
    3482.5
    [m]
    SWC
    WESTL
    3492.5
    [m]
    SWC
    WESTL
    3500.0
    [m]
    DC
    RRI
    3531.0
    [m]
    DC
    RRI
    3540.0
    [m]
    DC
    RRI
    3546.0
    [m]
    DC
    RRI
    3549.5
    [m]
    SWC
    WESTL
    3552.0
    [m]
    DC
    RRI
    3558.0
    [m]
    DC
    RRI
    3564.0
    [m]
    DC
    RRI
    3576.0
    [m]
    DC
    RRI
    3582.0
    [m]
    SWC
    WESTL
    3582.0
    [m]
    DC
    RRI
    3587.0
    [m]
    SWC
    WESTL
    3588.0
    [m]
    DC
    RRI
    3594.0
    [m]
    DC
    RRI
    3600.0
    [m]
    DC
    RRI
    3604.0
    [m]
    SWC
    WESTL
    3606.0
    [m]
    DC
    RRI
    3608.0
    [m]
    SWC
    WESTL
    3612.0
    [m]
    DC
    RRI
    3618.0
    [m]
    DC
    RRI
    3622.5
    [m]
    SWC
    WESTL
    3624.0
    [m]
    DC
    RRI
    3630.0
    [m]
    DC
    RRI
    3636.0
    [m]
    DC
    RRI
    3642.0
    [m]
    DC
    RRI
    3648.0
    [m]
    DC
    RRI
    3654.0
    [m]
    DC
    RRI
    3660.0
    [m]
    DC
    RRI
    3666.0
    [m]
    DC
    RRI
    3672.0
    [m]
    DC
    RRI
    3676.0
    [m]
    DC
    RRI
    3680.4
    [m]
    C
    RRI
    3685.4
    [m]
    C
    RRI
    3688.9
    [m]
    C
    RRI
    3696.8
    [m]
    C
    RRI
    3701.2
    [m]
    C
    RRI
    3704.1
    [m]
    C
    RRI
    3704.6
    [m]
    C
    RRI
    3707.6
    [m]
    C
    RRI
    3713.8
    [m]
    C
    RRI
    3717.9
    [m]
    C
    RRI
    3725.6
    [m]
    C
    RRI
    3730.6
    [m]
    C
    RRI
    3734.4
    [m]
    C
    RRI

  • 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
    DST1
    0.00
    0.00
    OIL
    03.08.1996 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.38

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    20.47

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3693
    3687
    12.7
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    3.000
    15.100
    136
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    244
    29505
    0.860
    0.690
    121

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    DEL2 HDIL MAC CAL DSL CHT
    1400
    3677
    DSL2 ZDL CN GR
    3670
    3805
    HDIL MAC DSL GR CHT
    3670
    3805
    HEXDIP GR CHT
    1800
    3677
    HEXDIP GR CHT
    3670
    3807
    MAC GR CHT
    1800
    3677
    MWD - DPR2
    810
    1806
    MWD - DPR2A
    1806
    2485
    MWD - DPR2A
    2845
    3668
    RCI GR CHT
    3667
    3765
    RCORE GR CHT
    2461
    3623
    VSP GR
    950
    3655
    VSP GR
    3565
    3800
    ZDL CN DSL CHT
    1800
    3677

  • 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
    371.0
    36
    373.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    810.0
    26
    813.0
    1.35
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1802.0
    17 1/2
    1804.0
    1.78
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3670.0
    12 1/4
    3674.0
    1.50
    LOT
    LINER
    7
    3805.0
    8 1/2
    3805.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    860
    1.07
    16.0
    ANCO 2000
    1810
    1.30
    18.0
    ANCO 2000
    2040
    1.63
    57.0
    ANCO VERT
    2190
    1.63
    57.0
    ANCO VERT
    2498
    1.72
    52.0
    ANCO VERT
    2526
    1.72
    50.0
    ANCO VERT
    3675
    1.72
    54.0
    ANCO VERT
    3706
    1.20
    21.0
    ANCO VERT
    3805
    1.20
    25.0
    ANCO VERT

  • 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
    0.27