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

2/2-2

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.
    2/2-2
    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.
    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
    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.
    2/2-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    SG 8052 - 302 SP 285
    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.
    Saga Petroleum ASA
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    336-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    55
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    04.07.1982
    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.
    27.08.1982
    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.
    27.08.1984
    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.
    29.06.2004
    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.
    GAS
    Funnbrønnbane
    Indikator som forteller om brønnbanen påviste et nytt funn. Lovlige verdier: YES, NO. For brønnbaner der resultatet ikke er pressemeldt eller på annet vis avklart, blir «NO» benyttet.
    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.
    OLIGOCENE
    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.
    VADE 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.
    66.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3127.0
    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).
    3124.0
    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.
    103
    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.
    LATE PERMIAN
    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.
    ZECHSTEIN GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    56° 56' 40.61'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 22' 46.81'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6311426.05
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    523099.44
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    80

  • Brønnhistorie
    General
    Well 2/2-2 was located near the crest of an elongated salt-induced domal structure in the NW corner of the block. The main target was the Late Jurassic Ula Formation shallow marine sandstone. Sandstones of Middle Jurassic and Late Triassic age were possible secondary targets, having the same structural definition as the Ula sand. Secondary objectives were further represented by the Late Cretaceous chalk and a sandstone of Oligocene age.
    According to the license agreement, the well should be drilled into the Triassic, salt or a maximum depth of 5000 m whatever came first. The well reached a TD of 3124 m in Permian anhydrites thus fulfilling the work commitment.
    Operations and results
    Well 2/2-2 was spudded with the semi-submersible installation Dyvi Alpha on 4 April 1992 and drilled to TD at 3124 m in the Late Permian Zechstein Group. When drilling the 36" hole, the pipe stuck. After the pipe was worked free, the drilling continued. The well took a kick at 2425 m. The well was drilled with seawater and bentonite down to 715 m, with polymer/gypsum/"SST 202" mud from 715 m to 1965 m, and with lignite mud from 1965 m to TD.
    The well penetrated porous layers in the Oligocene, the Cretaceous and the Jurassic. A full suit of logs was run in these sections. In the interval 1978-2057 m of the Oligocene, a bioturbated and cross-laminated very fine sandstone, interbedded with siltstone and shale was found (the Vade Formation). The upper part of the sand was found gas bearing from 1978 m down to a GWC at 2002 m. Net pay thickness was 14 metres. A segregated RFT gas sample was taken at 1996.4 m. The sand has a porosity of 24% with a shale content of 25%. A water saturation of 40% was estimated. The core analysis gave an average porosity of 27 %, but this is probably too high because the core-plugs were drilled mainly in clean silt/sandstone intervals. Below the gas water contact, a net sand thickness of 13 m with a porosity of 23% was calculated. The Cretaceous chalk, 2512 m to 2754 m, was water bearing. A net thickness of 111 m was counted with an average porosity of 22%. The chalk is clean, but large washouts indicate poor consolidation. The Middle Jurassic Sandstone, from 2909 m to 2995 m (Mandal and Bryne Formations), was found water bearing. The sand turned out to have a shale content of 27%. The porosity averaged 15%, and the net sand thickness is 16 m. Two cores were cut in the 12 1/4" section, one in the Oligocene and one in the Middle Jurassic. The RFT-measurements indicated a reservoir pressure of 431.2 bar (6254 psig) at 2959 m. This gave a gradient to surface of 0.15 bar/m (0.65 psi/ft), which shows the Middle Jurassic Sandstone to be over-pressured. The average permeability calculated from the RFT-measurements was 0.5 mD.
    The well was permanently abandoned on 27 August 1982 as a gas discovery.
    Testing
    The well was tested over the interval 1980 m to 1988 m in the Oligocene sand. Initial flow lasted 794 minutes. Flow-rates varied due to technical problems with the choke. Problems with plugging of the choke and hydrate build-up also occurred. A stabilized flow rate of 280 000 Sm3/d(10mm scf/d) through 9.53 mm (3/8") choke, at a drawdown of 6.3 bar (92 psi). The corresponding wellhead pressure was 178.7 bar (2541 psig). The analysis gave a reservoir pressure of 216.9 bar (3145 psia) at 1947 m and a permeability of 104 mD, which is in good agreement with the RFT-measurements. The pressure corresponds to a gradient of 0.11 bar/m (0.49 psi/m) to the surface, which is close to the hydrostatic gradient. The reservoir temperature is 82.2 deg C (180 deg F). The produced gas was very dry with a specific gravity of 0.57 (air = l). The fourth flow period was designed to define the minimum flow-rate at which sand production occurred. Produced solids were found to be a mixture of cement and mud particles. The produced gas was very light and dry, with a gravity of 0.57 (air = 1). No condensate, formation water or H2S was noticed during the test.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    NO
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    230.00
    3122.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1979.3
    1994.3
    [m ]
    2
    2939.7
    2947.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    22.3
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1980-1982m
    Kjerne bilde med dybde: 1983-1986m
    Kjerne bilde med dybde: 1987-1990m
    Kjerne bilde med dybde: 1991-1993m
    Kjerne bilde med dybde: 1994-1994m
    1980-1982m
    1983-1986m
    1987-1990m
    1991-1993m
    1994-1994m
    Kjerne bilde med dybde: 2940-2943m
    Kjerne bilde med dybde: 2944-2946m
    Kjerne bilde med dybde: 2946-2947m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2940-2943m
    2944-2946m
    2946-2947m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1650.0
    [m]
    DC
    RRI
    1660.0
    [m]
    DC
    RRI
    1680.0
    [m]
    DC
    RRI
    1690.0
    [m]
    DC
    RRI
    1710.0
    [m]
    DC
    RRI
    1720.0
    [m]
    DC
    RRI
    1750.0
    [m]
    DC
    RRI
    1770.0
    [m]
    DC
    RRI
    1780.0
    [m]
    DC
    RRI
    1800.0
    [m]
    DC
    RRI
    1810.0
    [m]
    DC
    RRI
    1850.0
    [m]
    DC
    RRI
    1860.0
    [m]
    DC
    RRI
    1880.0
    [m]
    DC
    RRI
    1890.0
    [m]
    DC
    RRI
    1900.0
    [m]
    DC
    OD
    1910.0
    [m]
    DC
    OD
    1910.0
    [m]
    DC
    RRI
    1920.0
    [m]
    DC
    RRI
    1920.0
    [m]
    DC
    OD
    1930.0
    [m]
    DC
    OD
    1940.0
    [m]
    DC
    OD
    1940.0
    [m]
    DC
    RRI
    1950.0
    [m]
    DC
    RRI
    1950.0
    [m]
    DC
    OD
    1960.0
    [m]
    DC
    OD
    1970.0
    [m]
    DC
    OD
    1970.0
    [m]
    DC
    RRI
    1980.0
    [m]
    DC
    RRI
    1980.0
    [m]
    DC
    OD
    1981.5
    [m]
    C
    RRI
    1984.4
    [m]
    C
    OD
    1984.5
    [m]
    C
    RRI
    1984.8
    [m]
    C
    OD
    1986.5
    [m]
    C
    RRI
    1987.4
    [m]
    C
    RRI
    1990.0
    [m]
    DC
    OD
    1992.3
    [m]
    C
    RRI
    2000.0
    [m]
    DC
    OD
    2000.0
    [m]
    DC
    RRI
    2010.0
    [m]
    DC
    OD
    2010.0
    [m]
    DC
    RRI
    2020.0
    [m]
    DC
    OD
    2030.0
    [m]
    DC
    OD
    2030.0
    [m]
    DC
    RRI
    2040.0
    [m]
    DC
    RRI
    2040.0
    [m]
    DC
    OD
    2045.9
    [m]
    C
    RRI
    2050.0
    [m]
    DC
    OD
    2060.0
    [m]
    DC
    OD
    2060.0
    [m]
    DC
    RRI
    2070.0
    [m]
    DC
    RRI
    2070.0
    [m]
    DC
    OD
    2080.0
    [m]
    DC
    OD
    2090.0
    [m]
    DC
    OD
    2090.0
    [m]
    DC
    OD
    2090.0
    [m]
    DC
    RRI
    2100.0
    [m]
    DC
    OD
    2100.0
    [m]
    DC
    RRI
    2110.0
    [m]
    DC
    OD
    2120.0
    [m]
    DC
    RRI
    2120.0
    [m]
    DC
    OD
    2130.0
    [m]
    DC
    OD
    2130.0
    [m]
    DC
    RRI
    2140.0
    [m]
    DC
    OD
    2150.0
    [m]
    DC
    OD
    2150.0
    [m]
    DC
    RRI
    2160.0
    [m]
    DC
    RRI
    2160.0
    [m]
    DC
    OD
    2170.0
    [m]
    DC
    OD
    2180.0
    [m]
    DC
    OD
    2180.0
    [m]
    DC
    RRI
    2190.0
    [m]
    DC
    RRI
    2190.0
    [m]
    DC
    OD
    2200.0
    [m]
    DC
    OD
    2210.0
    [m]
    DC
    RRI
    2220.0
    [m]
    DC
    RRI
    2240.0
    [m]
    DC
    RRI
    2250.0
    [m]
    DC
    RRI
    2270.0
    [m]
    DC
    RRI
    2280.0
    [m]
    DC
    RRI
    2300.0
    [m]
    DC
    RRI
    2310.0
    [m]
    DC
    RRI
    2330.0
    [m]
    DC
    RRI
    2340.0
    [m]
    DC
    RRI
    2360.0
    [m]
    DC
    RRI
    2370.0
    [m]
    DC
    RRI
    2390.0
    [m]
    DC
    RRI
    2400.0
    [m]
    DC
    RRI
    2420.0
    [m]
    DC
    RRI
    2430.0
    [m]
    DC
    RRI
    2450.0
    [m]
    DC
    RRI
    2465.0
    [m]
    DC
    RRI
    2480.0
    [m]
    DC
    RRI
    2490.0
    [m]
    DC
    RRI
    2515.0
    [m]
    DC
    RRI
    2520.0
    [m]
    DC
    RRI
    2800.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2813.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2829.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2871.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2901.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2909.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2909.4
    [m]
    SWC
    RRI
    2912.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2915.0
    [m]
    DC
    HRS
    2933.0
    [m]
    DC
    HRS
    2940.7
    [m]
    C
    HRS
    2944.5
    [m]
    C
    HRS
    2945.8
    [m]
    C
    HRS
    2946.5
    [m]
    C
    HRS
    2964.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2993.0
    [m]
    DC
    HRS
    3002.0
    [m]
    DC
    HRS
    3026.0
    [m]
    DC
    HRS

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.52

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    1.75

  • 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
    0.18
    pdf
    0.23

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    16.15

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    1980
    1988
    11.2
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    314000
    0.570

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CST
    1970
    3101
    DLL MSFL GR
    1946
    2250
    HDT
    1946
    2125
    HDT
    2865
    3127
    ISF DDBHC GR
    203
    714
    ISF DDBHC GR
    705
    1968
    ISF DDBHC MSFL GR
    1946
    2570
    ISF DDBHC MSFL GR
    2550
    3124
    LDT CNL GR
    1946
    2571
    LDT CNL GR
    2550
    3127
    RFT
    1981
    2449
    RFT
    2937
    2994
    VSP
    205
    3127

  • 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
    203.0
    36
    206.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    706.0
    26
    715.0
    1.57
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1945.0
    17 1/2
    1965.0
    1.77
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3124.0
    12 1/4
    3124.0
    0.00
    LOT

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    1988.00
    [m ]
    1993.00
    [m ]
    2940.00
    [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
    0.23