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

7/12-2

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.
    7/12-2
    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).
    WILDCAT
    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.
    SUSPENDED
    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.
    7/12-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    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.
    BP Norway Limited U.A.
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    161-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    82
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    04.07.1976
    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.
    23.09.1976
    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.
    23.09.1978
    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.
    13.08.2015
    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.
    WILDCAT
    Gjenåpnet
    Status om brønnbanen er gjenåpnet (YES) eller ikke (NO). Når en teller antall brønnbaner på norsk sokkel, teller en bare de som ikke er gjenåpnet (NO).
    NO
    Innhold
    For letebrønnbaner, funn status.

    Lovlige verdier: DRY, SHOWS (spor av hydrokarboner), GAS, GAS/CONDENSATE, OIL eller OIL/GAS.
    SHOWS (GAS SHOWS, OIL SHOWS eller OIL/GAS SHOWS) er oppdaget som fluorescerende kutt (organisk ekstrakt), lukt av petroleum, eller synlig belegg på borekaks eller borekjerner, eller som økte gassavlesninger i slamloggerens detekteringsutstyr.
    Lovlige verdier for WILDCAT-CCS og APPRAISAL-CCS: WATER

    For utvinningsbrønnbaner, type produsert eller injisert fluid.
    Lovlige verdier: WATER, CUTTINGS, NOT AVAILABLE, OIL, GAS/CONDENSATE, OIL/GAS, CO2, GAS, WATER/GAS, NOT APPLICABLE.
    OIL
    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.
    YES
    1. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    LATE JURASSIC
    1. nivå med hydrokarboner, formasjon.
    Navn på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor hydrokarboner er blitt påvist. Vises bare på brønner som er frigitt. Eksempler på lovlige verdier: BASEMENT, COOK FM, EKOFISK FM, HEIMDAL FM, SANDNES FM, SOGNEFJORD FM, TARBERT FM, BRENT GP. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    ULA 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.
    EARLY 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.
    GASSUM 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.
    71.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3676.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    154
    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.
    GASSUM FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    57° 6' 41.05'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 50' 51.04'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6329939.23
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    490763.87
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    295

  • Brønnhistorie
    General
    Well 7/12-2 was drilled on a salt induced structure on the east side of the Cod Terrace in the North Sea. The primary objective was to evaluate potential Upper Jurassic and Triassic reservoirs
    The well is Type well for the Ula Formation and Reference well for the Farsund Formation.
    Operations and results
    Wildcat well 7/12-2 was spudded with the semi-submersible installation Norskald on 4 July 1976 and drilled to TD at 3676 m in the Early Jurassic Gassum Formation. The well was drilled with seawater/gel down to 158.5 m and with seawater/lime Drispac mud from 158.5 m to TD down to 495 m and with a lime/Drispac mud from 495 m to TD.
    Well 7/12-2 penetrated a major Late Jurassic reservoir (Ula Formation) and was terminated within a hydrocarbon bearing sequence of poor quality sands and interbedded shales in the Gassum Formation. Core analysis and log interpretation indicate an Ula Formation sandstone reservoir of 128 m net thickness (154 m gross) with porosities ranging from 14 to 28%, permeabilities from a few millidarcy to over two darcy and water saturations from 5 to over 50%. The Ula Formation was oil bearing from top to base at 3532 m in an oil down-to setting. The Gassum Formation sandstones have a porosity between 11 and 19%, average permeability of 1 md and water saturation generally in excess of 70%.
    Eleven cores were cut in the well. Cores one to ten were cut in succession from 3385.75 m (3380.95 m logger's depth) to 3476.9 m (3470.9 m logger's depth) in the Ula Formation. The overall core recovery for this section was 97.3%. Core no 11 was cut in the Early Jurassic from 3634.2 to 3652.3 m with 100% recovery. The core-log depth shifts varied from -4.8 m to -6.0 m. No fluid samples were taken on wire line.
    The well was suspended on 23 September 1976 for later re-entry and testing of reservoir productivity. It is classified as an oil discovery.
    Testing
    Six drill stem tests were performed: DST 1 and 1a in the Early Jurassic Gassum Formation and the others in the Late Jurassic Ula Formation.
    DST 1 tested the interval 3640.5 to 3665.5 m. the test did not produce oil to the surface, but about 3 - 5 gallons of clean oil was found in the drill collars immediately below the downhole valve. The oil gravity was estimated to 40°API. The DST temperature was 145.6 °C.
    DST la was a retest of the DST 1 interval with a different test string. Again the test did not produce to surface, but about 0.6 m3 (four bbls) of clean oil was reversed out of the test string. The oil gravity was 41.3 °API and the gas gravity was 0.805 (air = 1). The gas and oil had an aromatic smell, guessed to be from toluene.
    DST 2 tested the interval 3525 to 3532 m. The test produced small quantities of gas but no oil to surface. Based on reversed content the rates in the test was estimated to 24 Sm3 oil /day. The oil gravity was 37.7 °API. The DST temperature was 145.6 °C.
    DST 3 tested the interval 3426.5 to 3438.7 m. The test produced 795 Sm3 oil /day through a 1" choke. The GOR was 102 Sm3/Sm3, the oil gravity was 40.2 °API and the gas gravity was 0.748 (air = 1). The test was a mechanical misrun, as the valves were not fully shut during build-ups.
    DST 3a was a retest of the DST 3 interval with a different test string. The test produced up to 1132 Sm3 oil /day through a 0.5" choke. The GOR was 107 Sm3/Sm3, the oil gravity was 40.4 °API and the gas gravity was 0.751 (air = 1). The DST temperature was 146.1 °C and this temperature was regarded as the most representative of all DST temperatures in the well.
    DST 4 tested the interval 3383.7 to 3393 m. The test did not achieve stabilised rates but produced on average ca 95 Sm3 oil /day. The GOR was similar as in DST 3a, the oil gravity was 41.0 °API and the gas gravity was 0.817. The DST temperature was 145.6.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    166.00
    3676.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3385.8
    3404.0
    [m ]
    2
    3404.0
    3414.0
    [m ]
    3
    3414.0
    3417.2
    [m ]
    4
    3417.2
    3420.5
    [m ]
    5
    3421.7
    3429.0
    [m ]
    6
    3430.0
    3438.5
    [m ]
    7
    3439.1
    3440.2
    [m ]
    8
    3440.3
    3449.8
    [m ]
    9
    3449.8
    3458.9
    [m ]
    10
    3458.9
    3476.9
    [m ]
    11
    3634.2
    3652.3
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    106.3
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3385-3390m
    Kjerne bilde med dybde: 3390-3395m
    Kjerne bilde med dybde: 3395-3397m
    Kjerne bilde med dybde: 3395-3400m
    Kjerne bilde med dybde: 3400-3404m
    3385-3390m
    3390-3395m
    3395-3397m
    3395-3400m
    3400-3404m
    Kjerne bilde med dybde: 3404-3409m
    Kjerne bilde med dybde: 3409-3414m
    Kjerne bilde med dybde: 3414-3417m
    Kjerne bilde med dybde: 3417-3420m
    Kjerne bilde med dybde: 3421-3426m
    3404-3409m
    3409-3414m
    3414-3417m
    3417-3420m
    3421-3426m
    Kjerne bilde med dybde: 3426-3430m
    Kjerne bilde med dybde: 3430-3435m
    Kjerne bilde med dybde: 3435-3438m
    Kjerne bilde med dybde: 3439-3440m
    Kjerne bilde med dybde: 3440-3449m
    3426-3430m
    3430-3435m
    3435-3438m
    3439-3440m
    3440-3449m
    Kjerne bilde med dybde: 3445-3449m
    Kjerne bilde med dybde: 3449-3454m
    Kjerne bilde med dybde: 3454-3458m
    Kjerne bilde med dybde: 3458-3463m
    Kjerne bilde med dybde: 3463-3468m
    3445-3449m
    3449-3454m
    3454-3458m
    3458-3463m
    3463-3468m
    Kjerne bilde med dybde: 3468-3473m
    Kjerne bilde med dybde: 3473-3475m
    Kjerne bilde med dybde: 3634-3639m
    Kjerne bilde med dybde: 3639-3644m
    Kjerne bilde med dybde: 3644-3649m
    3468-3473m
    3473-3475m
    3634-3639m
    3639-3644m
    3644-3649m
    Kjerne bilde med dybde: 3649-3652m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3649-3652m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    3259.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3265.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3271.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3277.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3283.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3289.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3295.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3301.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3307.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3313.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3319.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3325.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3331.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3337.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3343.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3349.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3351.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3361.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3364.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3367.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3373.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3379.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3385.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3385.9
    [ft]
    C
    PETROS
    3386.0
    [m]
    C
    PETROS
    3386.0
    [m]
    C
    APT
    3386.7
    [ft]
    C
    PETROS
    3391.0
    [m]
    C
    APT
    3396.6
    [m]
    C
    APT
    3397.1
    [m]
    C
    APT
    3397.7
    [ft]
    C
    PETROS
    3397.8
    [m]
    C
    PETROS
    3398.0
    [m]
    C
    APT
    3399.9
    [m]
    C
    PETROS
    3401.6
    [m]
    C
    APT
    3409.3
    [m]
    C
    PETROS
    3411.2
    [m]
    C
    APT
    3412.3
    [ft]
    C
    PETROS
    3414.0
    [m]
    C
    APT
    3416.5
    [m]
    C
    PETROS
    3416.5
    [m]
    C
    PETROS
    3416.5
    [m]
    C
    APT
    3419.4
    [ft]
    C
    PETROS
    3422.4
    [m]
    C
    APT
    3422.6
    [m]
    C
    PETROS
    3425.2
    [m]
    C
    APT
    3425.5
    [ft]
    C
    PETROS
    3425.5
    [m]
    C
    APT
    3426.1
    [m]
    C
    PETROS
    3432.6
    [ft]
    C
    PETROS
    3432.7
    [m]
    C
    PETROS
    3433.6
    [ft]
    C
    PETROS
    3434.0
    [m]
    C
    APT
    3434.3
    [m]
    C
    APT
    3437.0
    [m]
    C
    APT
    3438.2
    [m]
    C
    APT
    3438.3
    [ft]
    C
    PETROS
    3442.3
    [ft]
    C
    PETROS
    3442.7
    [m]
    C
    PETROS
    3443.0
    [ft]
    C
    PETROS
    3448.4
    [m]
    C
    APT
    3448.9
    [m]
    C
    PETROS
    3449.8
    [ft]
    C
    PETROS
    3449.9
    [m]
    C
    APT
    3452.3
    [ft]
    C
    PETROS
    3456.4
    [m]
    C
    APT
    3457.9
    [ft]
    C
    PETROS
    3458.8
    [m]
    C
    APT
    3461.0
    [m]
    C
    PETROS
    3463.2
    [ft]
    C
    PETROS
    3467.6
    [m]
    C
    PETROS
    3469.5
    [ft]
    C
    PETROS
    3469.6
    [m]
    C
    APT
    3469.7
    [ft]
    C
    PETROS
    3471.3
    [m]
    C
    APT
    3473.0
    [m]
    C
    APT
    3473.3
    [ft]
    C
    PETROS
    3474.0
    [ft]
    C
    PETROS
    3475.0
    [m]
    C
    APT
    3475.6
    [m]
    C
    APT
    3476.0
    [m]
    C
    PETROS
    3481.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3487.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3490.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3493.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3505.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3511.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3517.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3520.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3523.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3529.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3535.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3547.0
    [m]
    DC
    PETROS

  • 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
    DST1A
    3640.20
    3666.00
    08.09.1976 - 00:00
    YES
    DST
    DST2
    3525.00
    3532.00
    11.09.1976 - 00:00
    YES
    DST
    DST3
    3426.50
    3437.70
    14.09.1976 - 00:00
    YES
    DST
    DST4
    3383.70
    3393.00
    18.09.1976 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.24
    pdf
    0.46
    pdf
    0.10
    pdf
    0.29
    pdf
    0.14
    pdf
    1.05

  • 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
    0.28

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    2.01
    pdf
    10.78

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3640
    3666
    76.0
    1.1
    3640
    3666
    76.0
    2.0
    3525
    3532
    0.0
    3.0
    3427
    3439
    24.5
    3.1
    3427
    3438
    12.3
    4.0
    3384
    3393
    76.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    145
    1.1
    2.0
    145
    3.0
    3.1
    146
    4.0
    145
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    6
    8490
    0.820
    1.1
    1
    8490
    0.820
    2.0
    23
    3.0
    795
    0.820
    0.748
    102
    3.1
    1129
    11930
    0.820
    0.751
    4.0
    84
    7079
    0.820
    0.817

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    BHC
    3078
    3501
    CBL
    2970
    3666
    CDM
    3092
    3668
    DLL MSFL
    3092
    3668
    FDC
    1518
    3113
    FDC CNL
    3092
    3668
    GR
    94
    484
    ISF SON
    484
    3668
    VELOCITY
    96
    3676

  • 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
    159.0
    36
    160.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    480.0
    26
    495.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1523.0
    17 1/2
    1536.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3092.0
    12 1/4
    3115.0
    0.00
    LOT
    LINER
    7
    3675.0
    8 1/2
    3676.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    1219
    1.31
    waterbased
    3385
    1.60
    waterbased