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

6201/11-1

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.
    6201/11-1
    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.
    NORWEGIAN SEA
    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.
    6201/11-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    MS 85 - 407 SP. 812
    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.
    556-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    86
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    13.08.1987
    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.
    06.11.1987
    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.
    06.11.1989
    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.
    18.05.2004
    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 TRIASSIC
    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.
    LUNDE FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    381.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3850.0
    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).
    3846.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    7.6
    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 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.
    TEIST FM (INFORMAL)
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    62° 1' 52.73'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 30' 50.37'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6878724.50
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    422247.77
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1134

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6201/11-1 was drilled on the Albert structure as the first well on the Norwegian side of the Nordfjord Horst. The best well for correlation is expected to be UK well 211/2-1 which was terminated in rocks of possibly Rhaetian age and was dry. The primary objective for the well was to test the hydrocarbon potential in Triassic sandstones in the A prospect. A secondary objective was to test the structural closure in the Lista/Sele Formation and to acquire geological information related to remaining prospects in the block.
    Operations and results
    Wildcat well 6201/11-1 was spudded with the Semi-submersible installation Deepsea Bergen on 13 August 1987 and drilled to TD at 3850 m in the Early Triassic Teist Formation. A 12 1/4" pilot hole was drilled with returns to seabed from 30" casing shoe to 930 m. The well started flowing water. It was plugged back and cement was dressed to 650 m. Opened to 26" hole and sat 20" casing already at 641 m. Possible source of water flow was between 650 m to 719 m, but most likely a stronger source was below 719 m. The 17 1/2" hole was drilled to 1808 m where the well kicked due to rapid pore pressure increase near section TD. The well was plugged back and 13 3/8" casing set at 1735 m. At 3384 m there was a problem with hole stability and drilling was stopped. It was decided to set 7" liner. The well was drilled with seawater and bentonite down to 479 m, with gypsum/PAC polymer mud from 479 m to 2701 m, and with gel/lignosulfonate mud from 3384 m to TD.
    Oil shows appeared in limestones already in the Hordaland Group at 1325 m down to 1725 m. From 1725 m in the Hordaland Group to 1970 m in the Balder Formation oil shows was recorded on claystones. Below 2000 m oil shows were recorded in sandstones. Top reservoir came in as prognosed at 2678 m and was hydrocarbon bearing. There were good oil shows on cores down to 2881 m, and the logs show possible oil saturation down to the same depth. It was difficult to evaluate the logs due to a cemented reservoir. The porosity and permeability are low, and it was hard to take RFT-measurements. Two RFT segregated samples were taken, one sample at 2716 m and one at 3187 m. Nine cores were cut in the Lunde Formation, five in the interval 2701 m to 2785 m, and four from 2822 m to 2917.5 m. The well was permanently abandoned as an oil discovery on 6 November 1987.
    Testing
    Three drill stem tests were performed in the Lunde Formation. DST 1 was performed in the intervals 2818 m to 2832 m and 2839 m to 2852 m; DST 2 from 2746.5 m to 2771 m and DST 3 from 2713 m to 2717 m. DST 1 and 2 did not produce to the surface. DST 3 produced ca. 91 Sm3 oil and 72600 Sm3 gas per day through a 10.3 mm choke during the main flow. Oil density was 0.835 g/cm3 and gas gravity was 0.630 (air = 1). Due to a tightly cemented reservoir, the proven resources in this hole are relatively small.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    680.00
    3850.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2701.0
    2712.3
    [m ]
    2
    2729.0
    2739.3
    [m ]
    3
    2740.0
    2765.7
    [m ]
    4
    2767.5
    2777.5
    [m ]
    5
    2779.5
    2785.0
    [m ]
    6
    2822.0
    2835.1
    [m ]
    7
    2836.0
    2846.0
    [m ]
    8
    2853.5
    2881.3
    [m ]
    9
    2881.5
    2918.6
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    150.6
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2701-2705m
    Kjerne bilde med dybde: 2706-2710m
    Kjerne bilde med dybde: 2711-2712m
    Kjerne bilde med dybde: 2729-2733m
    Kjerne bilde med dybde: 2734-2738m
    2701-2705m
    2706-2710m
    2711-2712m
    2729-2733m
    2734-2738m
    Kjerne bilde med dybde: 2739-2739m
    Kjerne bilde med dybde: 2740-2744m
    Kjerne bilde med dybde: 2745-2749m
    Kjerne bilde med dybde: 2750-2754m
    Kjerne bilde med dybde: 2755-2759m
    2739-2739m
    2740-2744m
    2745-2749m
    2750-2754m
    2755-2759m
    Kjerne bilde med dybde: 2760-2764m
    Kjerne bilde med dybde: 2765-2766m
    Kjerne bilde med dybde: 2767-2771m
    Kjerne bilde med dybde: 2772-2778m
    Kjerne bilde med dybde: 2777-2778m
    2760-2764m
    2765-2766m
    2767-2771m
    2772-2778m
    2777-2778m
    Kjerne bilde med dybde: 2779-2783m
    Kjerne bilde med dybde: 2784-2785m
    Kjerne bilde med dybde: 2822-2826m
    Kjerne bilde med dybde: 2827-2831m
    Kjerne bilde med dybde: 2832-2835m
    2779-2783m
    2784-2785m
    2822-2826m
    2827-2831m
    2832-2835m
    Kjerne bilde med dybde: 2837-2840m
    Kjerne bilde med dybde: 2841-2845m
    Kjerne bilde med dybde: 2853-2857m
    Kjerne bilde med dybde: 2858-2862m
    Kjerne bilde med dybde: 2863-2867m
    2837-2840m
    2841-2845m
    2853-2857m
    2858-2862m
    2863-2867m
    Kjerne bilde med dybde: 2868-2872m
    Kjerne bilde med dybde: 2873-2877m
    Kjerne bilde med dybde: 2878-2881m
    Kjerne bilde med dybde: 2881-2885m
    Kjerne bilde med dybde: 2886-2890m
    2868-2872m
    2873-2877m
    2878-2881m
    2881-2885m
    2886-2890m
    Kjerne bilde med dybde: 2891-2895m
    Kjerne bilde med dybde: 2896-2900m
    Kjerne bilde med dybde: 2901-2905m
    Kjerne bilde med dybde: 2906-2910m
    Kjerne bilde med dybde: 2911-2915m
    2891-2895m
    2896-2900m
    2901-2905m
    2906-2910m
    2911-2915m
    Kjerne bilde med dybde: 2916-2918m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2916-2918m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1820.0
    [m]
    DC
    STAT.
    1831.0
    [m]
    SWC
    STAT.
    1850.0
    [m]
    DC
    STAT.
    1860.0
    [m]
    DC
    STAT.
    1867.0
    [m]
    SWC
    STAT.
    1892.5
    [m]
    SWC
    STAT.
    1918.2
    [m]
    SWC
    STAT.
    1940.0
    [m]
    DC
    STAT.
    1970.0
    [m]
    DC
    STAT.
    2010.0
    [m]
    DC
    STAT.
    2028.5
    [m]
    SWC
    STAT.
    2044.0
    [m]
    SWC
    STAT.
    2061.0
    [m]
    SWC
    STAT.
    2080.0
    [m]
    DC
    STAT.
    2100.0
    [m]
    DC
    STAT.
    2130.0
    [m]
    DC
    STAT.
    2154.0
    [m]
    SWC
    STAT.
    2170.0
    [m]
    DC
    STAT.
    2210.0
    [m]
    DC
    STAT.
    2230.0
    [m]
    DC
    STAT.
    2240.0
    [m]
    DC
    STAT.
    2252.0
    [m]
    SWC
    STAT.
    2280.0
    [m]
    DC
    STAT.
    2300.0
    [m]
    DC
    STAT.
    2310.0
    [m]
    DC
    STAT.
    2330.0
    [m]
    DC
    STAT.
    2340.0
    [m]
    DC
    STAT.
    2360.0
    [m]
    DC
    STAT.
    2370.0
    [m]
    DC
    STAT.
    2390.0
    [m]
    DC
    STAT.
    2400.0
    [m]
    DC
    STAT.
    2420.0
    [m]
    DC
    STAT.
    2430.0
    [m]
    DC
    STAT.
    2433.0
    [m]
    SWC
    STAT.
    2450.0
    [m]
    DC
    STAT.
    2460.0
    [m]
    DC
    STAT.
    2527.0
    [m]
    SWC
    STAT.
    2540.0
    [m]
    DC
    STAT.
    2550.0
    [m]
    DC
    STAT.
    2570.0
    [m]
    DC
    STAT.
    2600.0
    [m]
    DC
    STAT.
    2616.0
    [m]
    SWC
    STAT.
    2630.0
    [m]
    DC
    STAT.
    2640.0
    [m]
    DC
    STAT.
    2655.0
    [m]
    SWC
    STAT.
    2665.0
    [m]
    SWC
    STAT.
    2675.0
    [m]
    SWC
    STAT.
    2680.0
    [m]
    DC
    STAT.
    2690.0
    [m]
    DC
    STAT.
    2700.0
    [m]
    DC
    STAT.
    2701.9
    [m]
    C
    STAT.
    2702.5
    [m]
    C
    STAT.
    2705.5
    [m]
    C
    STAT.
    2709.6
    [m]
    C
    STAT.
    2711.8
    [m]
    C
    STAT.
    2712.2
    [m]
    C
    STAT.
    2730.5
    [m]
    C
    STAT.
    2736.8
    [m]
    C
    STAT.
    2739.3
    [m]
    C
    STAT.
    2747.0
    [m]
    C
    STAT.
    2772.4
    [m]
    C
    STAT.
    2793.0
    [m]
    SWC
    STAT.
    2800.0
    [m]
    SWC
    STAT.
    2812.0
    [m]
    SWC
    STAT.
    2950.0
    [m]
    DC
    STAT.
    2968.0
    [m]
    SWC
    STAT.
    2980.0
    [m]
    DC
    STAT.
    3010.0
    [m]
    DC
    STAT.
    3040.0
    [m]
    DC
    STAT.
    3070.0
    [m]
    DC
    STAT.
    3100.0
    [m]
    DC
    STAT.
    3130.0
    [m]
    DC
    STAT.
    3249.0
    [m]
    DC
    STAT.
    3264.0
    [m]
    DC
    STAT.
    3279.0
    [m]
    DC
    STAT.
    3294.0
    [m]
    DC
    STAT.
    3310.0
    [m]
    DC
    STAT.
    3324.0
    [m]
    DC
    STAT.
    3340.0
    [m]
    DC
    STAT.
    3370.0
    [m]
    DC
    STAT.
    3384.0
    [m]
    DC
    STAT.
    3480.0
    [m]
    SWC
    STAT.
    3495.0
    [m]
    DC
    STAT.
    3555.0
    [m]
    DC
    STAT.
    3585.0
    [m]
    DC
    STAT.
    3600.0
    [m]
    DC
    STAT.
    3615.0
    [m]
    DC
    STAT.
    3630.0
    [m]
    DC
    STAT.
    3645.0
    [m]
    DC
    STAT.
    3660.0
    [m]
    DC
    STAT.
    3675.0
    [m]
    DC
    STAT.
    3690.0
    [m]
    DC
    STAT.
    3705.0
    [m]
    DC
    STAT.
    3720.0
    [m]
    SWC
    STAT.
    3750.0
    [m]
    SWC
    STAT.
    3750.0
    [m]
    DC
    STAT.
    3765.0
    [m]
    DC
    STAT.
    3795.0
    [m]
    DC
    STAT.
    3840.0
    [m]
    DC
    STAT.

  • 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
    2712.60
    2716.70
    30.10.1987 - 12:30
    YES

  • Litostratigrafi
    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    404
    1261
    1292
    1776
    1776
    1832
    2031
    2031
    2170
    2678
    2678
    3532
    3628

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.64

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    1.69
    pdf
    0.89

  • 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
    0.44
    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
    25.20

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    3.0
    2713
    2717
    10.3
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    3.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    3.0
    91
    72000
    0.835
    0.630
    798

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    613
    3383
    CST GR
    1753
    2626
    CST GR
    2655
    2968
    CST GR
    3404
    3822
    DIL BHC GR
    404
    3382
    DLL MSFL GR
    2600
    3847
    LDL CNL GR
    404
    2618
    LDL CNL GR
    3101
    3383
    LDL CNL GR
    3383
    3849
    LDL CNL SGR
    2600
    3072
    MWD - GR RES DIR
    404
    2695
    MWD - GR RES DIR
    2739
    2814
    MWD - GR RES DIR
    2904
    3382
    RFT GR
    2681
    2725
    RFT GR
    2681
    3229
    RFT GR
    2715
    2805
    SHDT GR
    2600
    3849
    TEMP
    404
    2300
    VSP
    500
    3380

  • 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
    479.0
    36
    481.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    641.0
    26
    930.0
    1.35
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1735.0
    17 1/2
    1808.0
    1.60
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2599.0
    12 1/4
    2620.0
    1.84
    LOT
    LINER
    7
    3383.0
    8 1/2
    3384.0
    2.30
    LOT
    OPEN HOLE
    3850.0
    6
    3850.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    327
    1.06
    WATER BASED
    18.05.1987
    550
    1.30
    5000.0
    WATER BASED
    19.08.1987
    650
    1.30
    6200.0
    WATER BASED
    20.08.1987
    650
    1.15
    WATER BASED
    24.08.1987
    650
    1.05
    9999.0
    WATER BASED
    21.08.1987
    650
    1.05
    100.0
    WATER BASED
    24.08.1987
    675
    1.15
    7500.0
    5.6
    WATER BASED
    24.08.1987
    780
    1.15
    6100.0
    5.1
    WATER BASED
    25.08.1987
    930
    1.30
    7000.0
    WATER BASED
    18.08.1987
    1426
    1.20
    6900.0
    5.5
    WATER BASED
    26.08.1987
    1698
    1.24
    7500.0
    5.6
    WATER BASED
    27.08.1987
    1750
    1.35
    7000.0
    7.5
    WATER BASED
    31.08.1987
    1750
    1.35
    7000.0
    5.5
    WATER BASED
    03.09.1987
    1753
    1.45
    6600.0
    4.5
    WATER BASED
    03.09.1987
    1794
    1.35
    6800.0
    6.3
    WATER BASED
    28.08.1987
    1808
    1.35
    2800.0
    6.3
    WATER BASED
    31.08.1987
    1808
    1.35
    2300.3
    4.0
    WATER BASED
    31.08.1987
    1808
    1.48
    6400.0
    7.5
    WATER BASED
    09.09.1987
    1808
    1.51
    2200.0
    4.5
    WATER BASED
    09.09.1987
    1808
    1.51
    4900.0
    5.0
    WATER BASED
    09.09.1987
    1836
    1.45
    7200.0
    5.5
    WATER BASED
    04.09.1987
    2166
    1.45
    3000.0
    6.3
    WATER BASED
    09.09.1987
    2439
    1.48
    2800.0
    6.8
    WATER BASED
    09.09.1987
    2620
    1.51
    5000.0
    5.5
    WATER BASED
    10.09.1987
    2620
    1.51
    5000.0
    4.5
    WATER BASED
    11.09.1987
    2620
    1.70
    6000.0
    6.5
    WATER BASED
    14.09.1987
    2682
    1.70
    5500.0
    6.0
    WATER BASED
    14.09.1987
    2688
    1.70
    90.0
    4.5
    WATER BASED
    28.09.1987
    2688
    1.70
    36.0
    4.5
    WATER BASED
    24.09.1987
    2688
    1.70
    34.0
    5.0
    WATER BASED
    20.10.1987
    2688
    1.70
    38.0
    4.0
    WATER BASED
    02.10.1987
    2689
    1.07
    68.0
    4.5
    WATER BASED
    19.10.1987
    2689
    1.70
    34.0
    5.0
    WATER BASED
    21.10.1987
    2689
    1.70
    31.0
    4.5
    WATER BASED
    22.10.1987
    2689
    1.70
    35.0
    6.0
    WATER BASED
    26.10.1987
    2689
    1.70
    30.0
    5.0
    WATER BASED
    26.10.1987
    2689
    1.70
    30.0
    5.0
    WATER BASED
    27.10.1987
    2689
    1.70
    32.0
    5.5
    WATER BASED
    28.10.1987
    2689
    1.70
    30.0
    10.0
    WATER BASED
    29.10.1987
    2689
    1.70
    29.0
    8.0
    WATER BASED
    30.10.1987
    2689
    1.70
    32.0
    5.5
    WATER BASED
    02.11.1987
    2689
    1.70
    32.0
    5.0
    WATER BASED
    02.11.1987
    2689
    1.70
    28.0
    4.0
    WATER BASED
    02.11.1987
    2689
    1.70
    34.0
    5.0
    WATER BASED
    23.10.1987
    2689
    1.70
    34.0
    5.0
    WATER BASED
    26.10.1987
    2689
    1.70
    67.0
    4.5
    WATER BASED
    28.09.1987
    2689
    1.70
    93.0
    5.0
    WATER BASED
    28.09.1987
    2689
    1.70
    38.0
    5.0
    WATER BASED
    29.09.1987
    2689
    1.70
    38.0
    5.0
    WATER BASED
    30.09.1987
    2689
    1.70
    39.0
    5.0
    WATER BASED
    01.10.1987
    2689
    1.70
    32.0
    5.5
    WATER BASED
    16.09.1987
    2689
    1.70
    34.0
    4.5
    WATER BASED
    18.09.1987
    2689
    1.70
    33.0
    4.0
    WATER BASED
    18.09.1987
    2689
    1.70
    3500.0
    3.8
    WATER BASED
    21.09.1987
    2689
    1.70
    9100.0
    4.2
    WATER BASED
    21.09.1987
    2689
    1.70
    4700.0
    7.2
    WATER BASED
    21.09.1987
    2689
    1.70
    4100.0
    4.2
    WATER BASED
    22.09.1987
    2689
    1.70
    4000.0
    3.8
    WATER BASED
    23.09.1987
    2689
    1.70
    36.0
    5.0
    WATER BASED
    25.09.1987
    2737
    1.70
    24.0
    4.0
    WATER BASED
    14.09.1987
    2767
    1.70
    31.0
    3.0
    WATER BASED
    16.09.1987
    3280
    1.70
    63.0
    4.5
    WATER BASED
    19.10.1987
    3384
    1.51
    2300.0
    3.0
    WATER BASED
    05.10.1987
    3384
    1.70
    4900.0
    7.2
    WATER BASED
    05.10.1987
    3387
    1.51
    55.0
    3.0
    WATER BASED
    05.10.1987
    3448
    1.51
    23.0
    4.5
    WATER BASED
    06.10.1987
    3448
    1.51
    57.0
    4.5
    WATER BASED
    07.10.1987
    3454
    1.51
    24.0
    5.5
    WATER BASED
    08.10.1987
    3454
    1.51
    25.0
    4.0
    WATER BASED
    09.10.1987
    3454
    1.51
    28.0
    4.0
    WATER BASED
    14.10.1987
    3454
    1.51
    28.0
    6.0
    WATER BASED
    16.10.1987

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    2731.00
    [m ]
    2733.70
    [m ]
    2749.40
    [m ]
    2751.10
    [m ]
    2752.80
    [m ]
    2754.70
    [m ]
    2760.60
    [m ]
    2768.70
    [m ]
    2822.80
    [m ]
    2824.70
    [m ]
    2828.70
    [m ]
    2830.70
    [m ]
    2729.60
    [m ]
    2832.60
    [m ]
    2841.80
    [m ]
    2845.60
    [m ]
    2857.90
    [m ]
    2862.50
    [m ]
    2867.50
    [m ]
    2879.90
    [m ]
    2914.70
    [m ]
    2889.90
    [m ]

  • 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
    0.28