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

15/9-19 A

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.
    15/9-19 A
    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.
    15/9-19
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    3D ST9407r96 & INLINE 1646& X-LINE 1711
    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.
    898-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    108
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    25.07.1997
    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.
    09.11.1997
    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.
    09.11.1999
    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.
    15.12.2006
    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
    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.
    85.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4131.0
    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).
    3319.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    59
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    117
    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.
    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.
    58° 26' 9.25'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 55' 47.05'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6477887.72
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    437506.71
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    3145

  • Brønnhistorie
    General
    The well 15/9-19 SR on the Theta Vest structure North of the Sleipner East Field proved oil in the Hugin Formation in 1993. The objective for the well 15/9-19 A, a side-track from this well, was to confirm a minimum economic hydrocarbon volume in the Hugin Formation and map the extension of the oil-bearing formation.
    General
    The well 15/9-19 SR on the Theta Vest structure North of the Sleipner East Field proved oil in the Hugin Formation in 1993. The objective for the well 15/9-19 A, a side-track from this well, was to confirm a minimum economic hydrocarbon volume in the Hugin Formation and map the extension of the oil-bearing formation.
    Operations and results
    Well 15/9-19 A was kicked off from 2178 m in well bore 15/9-19 SR on 25 July 1997, using the semi-submersible installation Byford Dolphin. The well was drilled through the Skagerrak Formation and terminated approximately 30 m TVD into the Triassic Smith Bank Formation at 4131 m (3318.5 m TVD RKB). The final acquisition programme immediately after reaching the total depth of the well was strongly affected by a labour conflict, which delayed the well operations for 32.5 days. The originally planned open hole electric logging program had to be terminated and the 7" casing run to TD in order to secure the well. The later cased hole logging failed due to tool problems. The well was drilled oil based with the Ultidril mud system (oil base consists of synthetic olefins) from kick-off to TD.
    Top of the Hugin Formation was penetrated at 3796.5 m (3015.5 m TVD RKB) approximately 60 m TVD deeper than prognosed. It was 153 m thick (TVD) and oil-bearing. The total oil column in the well was 80 m, but no clear oil-water contact was observed. The base of the reservoir was at 3919 m (-3126.5 m TVD RKB). Seven cores were cut in the interval 3838 m to 4017 m in the Hugin and Skagerrak Formations, with a total recovery of 177.6 m. One attempt was made to run FMT on PCL for pressure points and fluid sampling. The run failed for technical reasons and no further attempts were made due to the labour conflct.
    The well was permanently abandoned on 9 November 1997 as an oil appraisal.
    Testing
    Three tests were performed in order to evaluate the well, one in the water zone and two in the oil zone.
    Test 1 at 3952 - 3958 m (3159.8 - 3165.5 m TVD RKB), was in the water zone to obtain water samples due to MDT failure during wire line logging. Four good samples were obtained, indicating similar formation water as in other wells in the Sleipner area. Maximum recorded temperature in this test was 112.7 deg C.
    Test 2A at 3885.5 - 3888.5 m (3100 - 3102.5 m TVD RKB) flowed 300 Sm3 oil and 27000 Sm3 gas /day through a 38/64" choke during the cleanup flow. The corresponding GOR was 90 Sm3/Sm3, the oil density was 0.892 g/cm3, and the gas gravity was 0.738 (air = 1) with 2.5 ppm H2S and 3% CO2. The temperature recorded in this flow period was 112.3 deg C.
    Test 2B at 3885.5 - 3888.5 m + 3826 -3865 m (3100 - 3102.5 m + 3046.2 - 3081.3 m TVD RKB flowed 528 Sm3 oil and 38107 Sm3 gas /day through a 34/64" choke during the main flow. The corresponding GOR was 72 Sm3/Sm3, the average oil density was 0.902 g/cm3, and the average gas gravity was 0.730 (air = 1) with 2.8 ppm H2S and 3.5% CO2. The temperature recorded in this flow period was 110.8 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    2200.00
    4131.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3837.0
    3852.2
    [m ]
    2
    3854.0
    3881.7
    [m ]
    3
    3881.5
    3908.4
    [m ]
    4
    3908.5
    3934.5
    [m ]
    5
    3935.5
    3963.0
    [m ]
    6
    3963.0
    3991.0
    [m ]
    7
    3991.0
    4016.7
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    177.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3837-3842m
    Kjerne bilde med dybde: 3842-3847m
    Kjerne bilde med dybde: 3847-3852m
    Kjerne bilde med dybde: 3852-3853m
    Kjerne bilde med dybde: 3854-3859m
    3837-3842m
    3842-3847m
    3847-3852m
    3852-3853m
    3854-3859m
    Kjerne bilde med dybde: 3859-3864m
    Kjerne bilde med dybde: 3864-3869m
    Kjerne bilde med dybde: 3869-3874m
    Kjerne bilde med dybde: 3874-3879m
    Kjerne bilde med dybde: 3879-3881m
    3859-3864m
    3864-3869m
    3869-3874m
    3874-3879m
    3879-3881m
    Kjerne bilde med dybde: 3881-3886m
    Kjerne bilde med dybde: 3886-3891m
    Kjerne bilde med dybde: 3891-3896m
    Kjerne bilde med dybde: 3896-3901m
    Kjerne bilde med dybde: 3901-3906m
    3881-3886m
    3886-3891m
    3891-3896m
    3896-3901m
    3901-3906m
    Kjerne bilde med dybde: 3906-3908m
    Kjerne bilde med dybde: 3908-3913m
    Kjerne bilde med dybde: 3913-3918m
    Kjerne bilde med dybde: 3918-3923m
    Kjerne bilde med dybde: 3923-3928m
    3906-3908m
    3908-3913m
    3913-3918m
    3918-3923m
    3923-3928m
    Kjerne bilde med dybde: 3928-3933m
    Kjerne bilde med dybde: 3933-3934m
    Kjerne bilde med dybde: 3935-3940m
    Kjerne bilde med dybde: 3940-3945m
    Kjerne bilde med dybde: 3945-3950m
    3928-3933m
    3933-3934m
    3935-3940m
    3940-3945m
    3945-3950m
    Kjerne bilde med dybde: 3950-3955m
    Kjerne bilde med dybde: 3955-3960m
    Kjerne bilde med dybde: 3960-3963m
    Kjerne bilde med dybde: 3963-3968m
    Kjerne bilde med dybde: 3968-3973m
    3950-3955m
    3955-3960m
    3960-3963m
    3963-3968m
    3968-3973m
    Kjerne bilde med dybde: 3973-3978m
    Kjerne bilde med dybde: 3978-3983m
    Kjerne bilde med dybde: 3983-3988m
    Kjerne bilde med dybde: 3988-3991m
    Kjerne bilde med dybde: 3991-3996m
    3973-3978m
    3978-3983m
    3983-3988m
    3988-3991m
    3991-3996m
    Kjerne bilde med dybde: 3996-4001m
    Kjerne bilde med dybde: 4001-4006m
    Kjerne bilde med dybde: 4006-4011m
    Kjerne bilde med dybde: 4011-4016m
    Kjerne bilde med dybde: 4016-4017m
    3996-4001m
    4001-4006m
    4006-4011m
    4011-4016m
    4016-4017m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    3160.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    3170.0
    [m]
    DC
    STATOI
    3180.0
    [m]
    DC
    STATOI
    3190.0
    [m]
    DC
    STATOI
    3200.0
    [m]
    DC
    STATOI
    3210.0
    [m]
    DC
    STATOI
    3220.0
    [m]
    DC
    STATOI
    3240.0
    [m]
    DC
    STATOI
    3250.0
    [m]
    DC
    STATOI
    3260.0
    [m]
    DC
    STATOI
    3280.0
    [m]
    DC
    STATOI
    3290.0
    [m]
    DC
    STATOI
    3300.0
    [m]
    DC
    STATOI
    3310.0
    [m]
    DC
    STATOI
    3320.0
    [m]
    DC
    STATOI
    3500.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3510.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3520.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3530.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3540.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3550.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3560.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3570.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3580.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3590.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3600.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3610.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3620.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3630.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3640.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3651.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3657.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3663.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3669.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3675.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3681.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3687.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3693.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3699.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3705.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3708.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3714.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3720.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3726.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3732.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3738.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3744.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3750.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3756.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3762.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3768.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3774.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3780.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3786.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3792.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3798.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3804.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3810.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3816.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3822.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3828.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3834.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3837.2
    [m]
    C
    GEOSTR
    3837.2
    [m]
    C
    GEOSTRAT
    3841.4
    [m]
    C
    GEOSTR
    3841.4
    [m]
    C
    GEOSTR
    3846.0
    [m]
    C
    GEOSTR
    3851.8
    [m]
    C
    GEOSTR
    3854.8
    [m]
    C
    GEOSTR
    3859.7
    [m]
    C
    GEOSTR
    3870.9
    [m]
    C
    GEOSTR
    3876.7
    [m]
    C
    GEOSTR
    3881.6
    [m]
    C
    GEOSTR
    3887.5
    [m]
    C
    GEOSTR
    3891.2
    [m]
    C
    GEOSTR
    3894.1
    [m]
    C
    GEOSTR
    3898.2
    [m]
    C
    GEOSTR
    3908.0
    [m]
    C
    GEOSTR
    3913.6
    [m]
    C
    GEOSTR
    3919.0
    [m]
    C
    GEOSTR
    3919.2
    [m]
    C
    GEOSTR
    3923.6
    [m]
    C
    GEOSTR
    3927.7
    [m]
    C
    GEOSTR
    3931.3
    [m]
    C
    GEOSTR
    3937.5
    [m]
    C
    GEOSTR
    3945.5
    [m]
    C
    GEOSTR
    3950.5
    [m]
    C
    GEOSTR
    3957.4
    [m]
    C
    GEOSTR
    3964.4
    [m]
    C
    GEOSTR
    3972.2
    [m]
    C
    GEOSTR
    3976.4
    [m]
    C
    GEOSTR
    3983.5
    [m]
    C
    GEOSTR
    3991.2
    [m]
    C
    GEOSTR
    3998.2
    [m]
    C
    GEOSTR
    3998.5
    [m]
    C
    GEOSTR
    4001.7
    [m]
    C
    GEOSTR
    4007.5
    [m]
    C
    GEOSTR
    4011.7
    [m]
    C
    GEOSTR
    4017.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4026.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4035.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4044.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4053.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4062.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4071.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4080.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4089.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4098.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4107.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4116.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4125.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4131.0
    [m]
    DC
    GEOSTR

  • 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
    TEST1A
    3885.00
    3889.00
    27.10.1997 - 16:15
    YES
    DST
    TEST2B
    3865.00
    3826.00
    30.10.1997 - 22:50
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.72

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    21.49

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3099
    3102
    15.1
    2.0
    3046
    3081
    13.5
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    3.000
    21.000
    112
    2.0
    9.000
    9.000
    32.000
    111
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    200
    27000
    0.892
    0.738
    90
    2.0
    528
    38107
    0.902
    0.730
    72

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    HDIL MAC DGR CHT
    2178
    2754
    HDIL MAC ZDL CND SP CAL CHT PCL
    3487
    4126
    MAC GR
    2490
    3510
    MWD - DPR TF5A
    2178
    4131
    PERF
    3952
    3958
    SBT GR CCL
    2592
    3986
    VSP GR
    980
    2670
    VSP GR PCL
    2760
    4080

  • 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
    INTERM.
    9 5/8
    2178.0
    12 1/4
    2179.0
    0.00
    LOT
    LINER
    7
    4044.0
    8 1/2
    4044.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    2178
    1.50
    51.0
    ULTIDRILL
    2768
    1.50
    41.0
    ULTIDRILL
    3390
    1.55
    34.0
    ULTIDRILL
    3573
    1.55
    32.0
    ULTIDRILL
    3600
    1.55
    49.0
    ULTIDRILL
    3955
    1.47
    52.0
    ULTIDRILL
    4017
    1.55
    40.0
    ULTIDRILL
    4131
    1.48
    45.0
    ULTIDRILL