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

16/7-4

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.
    16/7-4
    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).
    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.
    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.
    16/7-4
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST 8122-732 SP 317
    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.
    Esso Exploration and Production Norway A/S
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    347-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    53
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    15.10.1982
    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.
    06.12.1982
    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.
    06.12.1984
    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.
    02.04.2007
    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.
    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.
    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.
    INTRA DRAUPNE FM SS
    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.
    TRIASSIC
    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.
    SKAGERRAK 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.
    78.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2781.0
    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).
    2781.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.25
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    96
    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.
    SKAGERRAK FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    58° 17' 9.75'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 1' 30.07'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6461118.04
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    442828.36
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    91

  • Brønnhistorie
    General
    Well 16/7-4 is located ca 10 km southeast of the Sleipner Øst Field and 6 km east of the 15/9-15 gas discovery in the North Sea. The objective of the well was to test the presence of a structural trap in Jurassic/Triassic sandstones on the A-North Prospect in the southwest corner of Block 16/7.
    Operations and results
    Well 16/7-4 was spudded with the semi-submersible installation Glomar Biscay II on 15 October 1982 and drilled to TD at 2781 m in the Triassic Group. The well was drilled with seawater and gel all through.
    Only 1.5 m Jurassic sediments (Draupne Formation) were present in well position. The Triassic Group sandstone was encountered at 2521.5 m and held a 117.8 m gas/condensate column from top and down to 2639.3 m (-2314.3 m subsea). The gas-bearing sandstones were found interbedded with a few thin shales. The reservoir quality was best near the top of the sand, becoming gradually poorer downwards. The net gas sand was 85.4 m with 23% porosity and 36% average water saturation. No shows were reported from above or below the hydrocarbon-bearing interval in the well.
    Six conventional cores were cut from 2568 to 2681.5 m to in the Jurassic - Triassic interval. One Multi Formation Tester (MFT) fluid sample was taken at 2638.5 m. It recovered 1.2 litres of 57 deg API condensate, 1.3 Sm3 gas and 2 litres of water.
    The well was permanently abandoned on 6 December 1982 as a gas/condensate discovery.
    Testing
    Two drill stem tests were performed in the Triassic Group.
    DST 1 at 2590.5 - 2597 m flowed 199 Sm3 condensate and 385110 Sm3 gas /day through a 42/64" choke. The gas/condensate ratio was 1938 Sm3/Sm3, the oil gravity was 58 deg API, and the gas gravity was 0.791 (air = 1).
    DST 2 at 2525 - 2535 m flowed 253 Sm3 condensate and 472890 Sm3 gas /day through a 42/64" choke. The gas/condensate ratio was 1871 Sm3/Sm3, the oil gravity was 59 deg API, and the gas gravity was 0.797 (air = 1).
    Water, other than condensation of water vapour, was not produced in the two tests. The CO2 content was between 0.3 and 0.4 %. H2S was not detected.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    170.00
    2780.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2568.0
    2573.4
    [m ]
    2
    2591.0
    2605.9
    [m ]
    3
    2607.0
    2624.6
    [m ]
    4
    2625.0
    2643.5
    [m ]
    5
    2643.5
    2662.5
    [m ]
    6
    2662.5
    2680.8
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    93.6
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2568-2573m
    Kjerne bilde med dybde: 2573-2574m
    Kjerne bilde med dybde: 2591-2596m
    Kjerne bilde med dybde: 2596-2601m
    Kjerne bilde med dybde: 2601-2605m
    2568-2573m
    2573-2574m
    2591-2596m
    2596-2601m
    2601-2605m
    Kjerne bilde med dybde: 2607-2612m
    Kjerne bilde med dybde: 2612-2617m
    Kjerne bilde med dybde: 2617-2622m
    Kjerne bilde med dybde: 2622-2624m
    Kjerne bilde med dybde: 2625-2630m
    2607-2612m
    2612-2617m
    2617-2622m
    2622-2624m
    2625-2630m
    Kjerne bilde med dybde: 2630-2635m
    Kjerne bilde med dybde: 2635-2640m
    Kjerne bilde med dybde: 2640-2643m
    Kjerne bilde med dybde: 2643-2648m
    Kjerne bilde med dybde: 2648-2653m
    2630-2635m
    2635-2640m
    2640-2643m
    2643-2648m
    2648-2653m
    Kjerne bilde med dybde: 2653-2658m
    Kjerne bilde med dybde: 2658-2662m
    Kjerne bilde med dybde: 2662-2667m
    Kjerne bilde med dybde: 2667-2672m
    Kjerne bilde med dybde: 2672-2677m
    2653-2658m
    2658-2662m
    2662-2667m
    2667-2672m
    2672-2677m
    Kjerne bilde med dybde: 2677-2680m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2677-2680m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    500.0
    [m]
    DC
    530.0
    [m]
    DC
    560.0
    [m]
    DC
    590.0
    [m]
    DC
    620.0
    [m]
    DC
    650.0
    [m]
    DC
    680.0
    [m]
    DC
    710.0
    [m]
    DC
    740.0
    [m]
    DC
    770.0
    [m]
    DC
    800.0
    [m]
    DC
    830.0
    [m]
    DC
    860.0
    [m]
    DC
    890.0
    [m]
    DC
    920.0
    [m]
    DC
    950.0
    [m]
    DC
    980.0
    [m]
    DC
    1010.0
    [m]
    DC
    1050.0
    [m]
    DC
    1080.0
    [m]
    DC
    1110.0
    [m]
    DC
    1140.0
    [m]
    DC
    1170.0
    [m]
    DC
    1200.0
    [m]
    DC
    1230.0
    [m]
    DC
    1260.0
    [m]
    DC
    1290.0
    [m]
    DC
    1320.0
    [m]
    DC
    1350.0
    [m]
    DC
    1380.0
    [m]
    DC
    1410.0
    [m]
    DC
    1440.0
    [m]
    DC
    1470.0
    [m]
    DC
    1500.0
    [m]
    DC
    1530.0
    [m]
    DC
    1560.0
    [m]
    DC
    1590.0
    [m]
    DC
    1620.0
    [m]
    DC
    1650.0
    [m]
    DC
    1680.0
    [m]
    DC
    1710.0
    [m]
    DC
    1740.0
    [m]
    DC
    1770.0
    [m]
    DC
    1800.0
    [m]
    DC
    1830.0
    [m]
    DC
    1860.0
    [m]
    DC
    1890.0
    [m]
    DC
    1920.0
    [m]
    DC
    1950.0
    [m]
    DC
    1980.0
    [m]
    DC
    2009.0
    [m]
    DC
    2040.0
    [m]
    DC
    2070.0
    [m]
    DC
    2100.0
    [m]
    DC
    2129.0
    [m]
    DC
    2159.0
    [m]
    DC
    2189.0
    [m]
    DC
    2219.0
    [m]
    DC
    2249.0
    [m]
    DC
    2279.0
    [m]
    DC
    2300.0
    [m]
    DC
    2309.0
    [m]
    DC
    2318.0
    [m]
    DC
    2327.0
    [m]
    DC
    2338.0
    [m]
    DC
    2339.0
    [m]
    DC
    2354.0
    [m]
    DC
    2361.5
    [m]
    SWC
    2369.0
    [m]
    DC
    2384.0
    [m]
    DC
    2399.0
    [m]
    DC
    2405.0
    [m]
    DC
    2410.0
    [m]
    SWC
    2414.0
    [m]
    DC
    2426.0
    [m]
    SWC
    2429.0
    [m]
    DC
    2438.0
    [m]
    DC
    2444.0
    [m]
    DC
    2453.0
    [m]
    DC
    2459.0
    [m]
    DC
    2465.0
    [m]
    DC
    2467.0
    [m]
    DC
    2474.0
    [m]
    DC
    2483.0
    [m]
    SWC
    2489.0
    [m]
    DC
    2490.0
    [m]
    SWC
    2495.5
    [m]
    SWC
    2501.0
    [m]
    DC
    2509.5
    [m]
    SWC
    2517.0
    [m]
    SWC
    2519.0
    [m]
    DC
    2520.5
    [m]
    SWC
    2522.5
    [m]
    SWC
    2525.0
    [m]
    DC
    2534.0
    [m]
    DC
    2535.0
    [m]
    SWC
    2536.5
    [m]
    SWC
    2538.0
    [m]
    SWC
    2540.0
    [m]
    SWC
    2540.0
    [m]
    DC
    2542.0
    [m]
    SWC
    2549.0
    [m]
    SWC
    2549.0
    [m]
    DC
    2553.5
    [m]
    SWC
    2555.0
    [m]
    SWC
    2558.0
    [m]
    SWC
    2560.0
    [m]
    SWC
    2564.0
    [m]
    DC
    2568.3
    [m]
    C
    2569.0
    [m]
    C
    2573.0
    [m]
    SWC
    2579.0
    [m]
    DC
    2581.2
    [m]
    SWC
    2586.7
    [m]
    SWC
    2589.7
    [m]
    SWC
    2593.3
    [m]
    C
    2594.0
    [m]
    DC
    2596.5
    [m]
    C
    2597.0
    [m]
    C
    2597.6
    [m]
    SWC
    2598.4
    [m]
    C
    2602.3
    [m]
    C
    2602.5
    [m]
    C
    2603.8
    [m]
    C
    2609.0
    [m]
    DC
    2613.5
    [m]
    C
    2613.7
    [m]
    C
    2623.7
    [m]
    C
    2624.0
    [m]
    DC
    2626.5
    [m]
    C
    2626.7
    [m]
    C
    2626.7
    [m]
    C
    2639.0
    [m]
    DC
    2641.0
    [m]
    C
    2645.0
    [m]
    DC
    2678.2
    [m]
    C
    2687.0
    [m]
    DC
    2690.0
    [m]
    DC
    2692.7
    [m]
    SWC
    2701.2
    [m]
    SWC
    2702.0
    [m]
    DC
    2718.7
    [m]
    SWC
    2720.0
    [m]
    DC
    2735.0
    [m]
    DC
    2747.2
    [m]
    SWC
    2750.0
    [m]
    DC
    2752.7
    [m]
    SWC
    2765.0
    [m]
    DC
    2765.5
    [m]
    SWC
    2774.0
    [m]
    SWC
    2777.0
    [m]
    DC
    2780.0
    [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
    DST 1
    2590.00
    2597.00
    CONDENSATE
    28.11.1982 - 00:00
    YES
    DST
    DST 1,1
    2565.00
    2572.00
    28.11.1982 - 00:00
    YES
    DST
    DST2
    2525.00
    2535.00
    CONDENSATE
    30.11.1982 - 00:00
    YES
    DST
    DST 2,1
    2500.00
    2535.00
    CONDENSATE
    30.11.1982 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.13
    pdf
    0.45
    pdf
    1.66
    pdf
    0.14

  • 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
    0.17
    pdf
    0.21

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    47.47
    pdf
    8.64
    pdf
    5.73
    pdf
    33.12
    pdf
    0.74
    pdf
    2.19
    pdf
    4.05
    pdf
    3.16
    pdf
    6.10
    pdf
    5.90
    pdf
    8.40
    pdf
    13.03
    pdf
    12.57
    pdf
    15.46

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2590
    2597
    16.7
    2.0
    2525
    2535
    16.7
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    199
    385110
    0.750
    0.790
    1938
    2.0
    253
    472890
    0.740
    0.800
    1871

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CALI
    165
    1156
    CBL VDL
    2100
    2707
    CDL CNL
    1278
    2779
    CDM
    1700
    2779
    CDM AP
    1700
    2779
    DLL MLL
    2500
    2779
    FMT
    2523
    2743
    IEL BHC AC GR
    165
    2778
    TEMP
    110
    1840
    VELOCITY
    165
    2778

  • 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
    165.0
    36
    165.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    458.0
    26
    473.0
    1.62
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1277.4
    17 1/2
    1293.0
    1.80
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2271.0
    12 1/4
    2286.0
    1.87
    LOT
    LINER
    7
    2776.0
    8 1/2
    2781.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    166
    1.04
    seawater
    465
    1.06
    seawater
    1125
    1.11
    seawater
    1308
    1.11
    seawa/gel
    2051
    1.25
    seawa/gel
    2286
    1.25
    seawa/gel
    2607
    1.40
    seawa/gel
    2781
    1.30
    seawa/gel

  • 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