Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
21.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

35/11-4

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.
    35/11-4
    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.
    SUSPENDED
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORTH SEA
    Felt
    Navn på feltet som brønnbanen er relatert til.
    Funn
    Navn på funnet som brønnbanen er relatert til.
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    35/11-4
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    MN88 - 814 SP 440
    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.
    Mobil Exploration Norway INC
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    642-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    134
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    18.08.1990
    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.
    29.12.1990
    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.
    29.12.1992
    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.
    25.04.2005
    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/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.
    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.
    SOGNEFJORD FM
    2. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.
    MIDDLE JURASSIC
    2. nivå med hydrokarboner, formasjon
    Navn på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor hydrokarboner er blitt påvist. Vises bare på brønner som er frigitt.Eksempler på lovlige verdier: BASEMENT, COOK FM, EKOFISK FM, HEIMDAL FM, SANDNES FM, SOGNEFJORD FM, TARBERT FM, BRENT GP.
    FENSFJORD FM
    3. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 3. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.
    MIDDLE JURASSIC
    3. nivå med hydrokarboner, formasjon
    Navn på litostratigrafisk enhet, 3. 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.
    BRENT GP
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    17.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    355.0
    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).
    3125.5
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    5.7
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    102
    Eldste penetrerte alder
    Alder (iflg. Geologic Time Scale 2004 by F. M. Gradstein, et al. (2004)) til den eldste formasjonen det er blitt boret gjennom. Kan avvike fra alder ved TD for eksempel i avviksbrønner. Eksempler for lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EARLY PERMIAN, EARLY TRIASSIC, EOCENE.
    EARLY JURASSIC
    Eldste penetrerte formasjon
    Navn på den eldste litostratigrafiske enheten som brønnbanen har penetrert. Vises bare på brønner som er frigitt. I de fleste brønnbaner er dette formasjonen eller gruppen påtruffet i bunnen av brønnbanen. Kan avvike fra formasjonen eller gruppen ved TD for eksempel i brønnbaner som er boret med høy avvik eller gjennom forkastninger. Eksempler på lovlige verdier: AMUNDSEN FM, BALDER FM, BASEMENT, BLODØKS FM, BRYNE FM, BURTON FM, COOK FM, DRAKE FM, DRAUPNE FM, EKOFISK FM, SHETLAND GP.
    STATFJORD GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 1' 59.93'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 32' 53.58'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6766782.48
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    529620.95
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1523

  • Brønnhistorie
    General
    Well 35/11-4 was designed to drill at a site located in block 35/11 which is situated on the eastern flank of the Viking Graben and northwest of the Horda Platform. The regional structural generally trends north-south, with some north-northeast components. Planned TD was 3317 m, which was prognosed to be near top Triassic. The primary objective for 35/11-4 was the Middle Jurassic Brent Group. Reservoirs were expected in the Tarbert, Ness, Etive and Oseberg formations. Secondary targets were possible sand development of Sognefjord Formation sand in the Late Jurassic as well as Paleocene sand mounds.
    Operations and results
    Wildcat well 35/11-4 was spudded with the dynamically positioned semi-submersible installation Yatzy on 18 August 1990 and drilled to TD at 3127 m in the Early Jurassic Statfjord Formation. Yatzy was the first dynamically positioned drilling unit used offshore Norway and 35/11-4 was the rig's first well. This implied significant rig time spent on testing and down time due to failure of first-time equipment. At a depth of 2072 m one decided to sidetrack the well from 1700 m in order obtain cores from the hydrocarbon bearing zones of the Sognefjord formation. This led to a maximum deviation of 5.7 deg at 1765 m. The well was drilled with seawater and viscous pills down to 1009 m and with KCl/polymer mud from 1009 m to TD.
    The Lower Eocene consisted of a continuous argillaceous sequence and no reservoir rocks were penetrated. At 1647 m good reservoir quality sandstones were found in the Paleocene Lista Formation but they were not hydrocarbon bearing. Poor shows were observed in limestones of the Cretaceous Shetland Group. A total of four hydrocarbon-bearing zones were discovered in the Jurassic: in the Sognefjord Formation in the original hole and in the Sognefjord, Fensfjord Formations and Brent Group in the sidetrack hole. Mud log shows were recorded in most of the sandstone intervals from 1984 meters to the OWC in the Rannoch Formation at 2687 meters. The log evaluation indicated possible residual hydrocarbon from the OWC down to 2712 meters in the Oseberg Formation, mud logs indicated weak to poor shows over the same interval.
    Open hole logging, FMT pressure testing and FMT sampling proved movable hydrocarbons. The Upper Sognefjord Formation contained 11.4 meters of gas on top of 5.4 meters of oil with OWC at 2005 meters. The Lower Sognefjord Formation contained 14.6 meters of oil on water with OWC at 2050.5 meters. The Fensfjord contained 5.4 meters of oil in micaceous sandstones. FMT pressure data defined OWC in the Fensfjord at 2310 meters. Sandstones in the Brent Group contain 18.6 meters of gas on oil and 17.1 meters of oil on water. The GOC and OWC were found at 2670 and 2687 meters respectively.
    Reservoir quality of the sandstones is generally good though some are micaceous. In places the sandstones are very micaceous and the permeability is low. The micaceous zones may even act as barriers to the vertical migration of hydrocarbons particularly in the Sognefjord Formation. This may be one explanation for the separate hydrocarbon accumulations in the formation.
    Eight cores were cut in the Late and Middle Jurassic reservoirs; five in the Sognefjord Formation (108 m cut with 95% recovery) and three in the Fensfjord Formation (41.5 m cut with 98% recovery). FMT fluid samples were recovered from 1995 meters in the original hole (gas) and from 2000 m, 2038 m, 2290 m, and 2678 m in the sidetrack hole (all oil). A gas/condensate sample was recovered at 2634.5 m. A total of 125 sidewall cores were attempted and 100 were recovered.
    The well was suspended on 29 December 1990 as an oil and gas discovery.
    Testing
    Drill stem testing was planned for a re-entry in 1991.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1010.00
    3127.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1977.0
    1981.4
    [m ]
    2
    1982.0
    2007.7
    [m ]
    3
    2009.0
    2027.8
    [m ]
    4
    2033.0
    2057.7
    [m ]
    5
    2058.0
    2083.8
    [m ]
    6
    2285.0
    2289.8
    [m ]
    7
    2293.0
    2300.4
    [m ]
    8
    2303.0
    2326.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    135.1
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1977-1981m
    Kjerne bilde med dybde: 1982-1987m
    Kjerne bilde med dybde: 1987-1992m
    Kjerne bilde med dybde: 1992-1997m
    Kjerne bilde med dybde: 1997-2002m
    1977-1981m
    1982-1987m
    1987-1992m
    1992-1997m
    1997-2002m
    Kjerne bilde med dybde: 2002-2007m
    Kjerne bilde med dybde: 2007-2013m
    Kjerne bilde med dybde: 2013-2018m
    Kjerne bilde med dybde: 2018-2023m
    Kjerne bilde med dybde: 2023-2027m
    2002-2007m
    2007-2013m
    2013-2018m
    2018-2023m
    2023-2027m
    Kjerne bilde med dybde: 2030-2035m
    Kjerne bilde med dybde: 2035-2040m
    Kjerne bilde med dybde: 2045-2050m
    Kjerne bilde med dybde: 2040-2045m
    Kjerne bilde med dybde: 2050-2055m
    2030-2035m
    2035-2040m
    2045-2050m
    2040-2045m
    2050-2055m
    Kjerne bilde med dybde: 2055-2057m
    Kjerne bilde med dybde: 2058-2063m
    Kjerne bilde med dybde: 2063-2068m
    Kjerne bilde med dybde: 2068-2073m
    Kjerne bilde med dybde: 2073-2078m
    2055-2057m
    2058-2063m
    2063-2068m
    2068-2073m
    2073-2078m
    Kjerne bilde med dybde: 2078-2083m
    Kjerne bilde med dybde: 2285-2289m
    Kjerne bilde med dybde: 2289-2294m
    Kjerne bilde med dybde: 2294-2299m
    Kjerne bilde med dybde: 2299-2303m
    2078-2083m
    2285-2289m
    2289-2294m
    2294-2299m
    2299-2303m
    Kjerne bilde med dybde: 2303-2308m
    Kjerne bilde med dybde: 2308-2313m
    Kjerne bilde med dybde: 2313-2318m
    Kjerne bilde med dybde: 2318-2323m
    Kjerne bilde med dybde: 2323-2326m
    2303-2308m
    2308-2313m
    2313-2318m
    2318-2323m
    2323-2326m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1020.0
    [m]
    DC
    RRI
    1050.0
    [m]
    DC
    RRI
    1090.0
    [m]
    DC
    RRI
    1130.0
    [m]
    DC
    RRI
    1210.0
    [m]
    DC
    RRI
    1250.0
    [m]
    DC
    RRI
    1300.0
    [m]
    DC
    RRI
    1360.0
    [m]
    DC
    RRI
    1410.0
    [m]
    DC
    RRI
    1430.0
    [m]
    DC
    RRI
    1450.0
    [m]
    DC
    RRI
    1470.0
    [m]
    DC
    RRI
    1510.0
    [m]
    DC
    RRI
    1530.0
    [m]
    DC
    RRI
    1580.0
    [m]
    DC
    RRI
    1670.0
    [m]
    DC
    RRI
    1710.0
    [m]
    DC
    RRI
    1758.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1790.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1810.0
    [m]
    DC
    RRI
    1855.0
    [m]
    DC
    RRI
    1880.0
    [m]
    DC
    RRI
    1903.0
    [m]
    DC
    RRI
    1957.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1968.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1970.0
    [m]
    DC
    RRI
    1975.0
    [m]
    DC
    RRI
    1980.0
    [m]
    C
    RRI
    1981.0
    [m]
    C
    RRI
    1988.0
    [m]
    C
    RRI
    1990.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2001.0
    [m]
    C
    RRI
    2003.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2011.0
    [m]
    C
    RRI
    2014.0
    [m]
    C
    RRI
    2025.0
    [m]
    C
    RRI
    2031.0
    [m]
    C
    RRI
    2036.0
    [m]
    C
    RRI
    2040.0
    [m]
    C
    RRI
    2044.0
    [m]
    C
    RRI
    2067.0
    [m]
    C
    RRI
    2275.0
    [m]
    DC
    RRI
    2280.0
    [m]
    DC
    RRI
    2285.0
    [m]
    DC
    RRI
    2286.0
    [m]
    C
    RRI
    2291.0
    [m]
    C
    RRI
    2295.0
    [m]
    C
    RRI
    2295.0
    [m]
    DC
    RRI
    2300.0
    [m]
    C
    RRI
    2304.0
    [m]
    C
    RRI
    2307.0
    [m]
    C
    RRI
    2314.0
    [m]
    C
    RRI
    2326.0
    [m]
    C
    RRI
    2530.0
    [m]
    DC
    RRI
    2540.0
    [m]
    DC
    RRI
    2545.0
    [m]
    DC
    RRI
    2610.0
    [m]
    DC
    RRI
    2620.0
    [m]
    DC
    RRI
    2790.0
    [m]
    DC
    RRI
    2865.0
    [m]
    DC
    RRI
    2875.0
    [m]
    DC
    RRI
    2925.0
    [m]
    DC
    RRI
    3120.0
    [m]
    DC
    RRI

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.49

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.45
    pdf
    6.73

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.24
    pdf
    0.20

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    2.49
    pdf
    44.67

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    ACW
    1785
    2035
    CBL VDL GR
    906
    1935
    COREGUN GR
    1013
    2011
    COREGUN GR
    1960
    3105
    COREGUN GR
    1997
    2920
    DIFL AC GR
    1003
    3129
    DIPOG GR
    1935
    3129
    FMT HP GR
    1650
    2011
    FMT HP GR
    1986
    3095
    FMT HP GR
    1998
    2634
    FMT HP GR
    2000
    0
    FMT HP GR
    2290
    0
    MLL DLL GR
    1935
    3129
    MWD - GR RES DIR
    354
    3127
    SWAL GR
    1290
    3130
    VELOCITY
    372
    3130
    ZDL CNL GR SL
    1935
    3129
    ZDL GR
    1003
    2043

  • 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
    505.0
    36
    507.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    1002.0
    26
    1005.0
    1.67
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1936.0
    17 1/2
    1940.0
    1.88
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2798.0
    12 1/4
    2800.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    3127.0
    8 1/2
    3127.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    505
    1.04
    WATER BASED
    20.08.1990
    509
    1.04
    WATER BASED
    21.08.1990
    509
    1.04
    WATER BASED
    22.08.1990
    509
    1.04
    WATER BASED
    23.08.1990
    1009
    1.04
    WATER BASED
    27.08.1990
    1009
    1.04
    WATER BASED
    27.08.1990
    1009
    1.04
    WATER BASED
    28.08.1990
    1009
    1.04
    WATER BASED
    29.08.1990
    1009
    1.04
    WATER BASED
    30.08.1990
    1009
    1.04
    WATER BASED
    31.08.1990
    1009
    1.04
    WATER BASED
    03.09.1990
    1009
    1.04
    WATER BASED
    05.09.1990
    1009
    1.04
    WATER BASED
    06.09.1990
    1009
    1.04
    WATER BASED
    07.09.1990
    1009
    1.04
    WATER BASED
    10.09.1990
    1009
    1.04
    WATER BASED
    10.09.1990
    1009
    1.04
    WATER BASED
    10.09.1990
    1009
    1.04
    WATER BASED
    11.09.1990
    1009
    1.04
    WATER BASED
    13.09.1990
    1009
    1.04
    WATER BASED
    14.09.1990
    1009
    1.04
    WATER BASED
    17.09.1990
    1009
    1.00
    WATER BASED
    18.09.1990
    1009
    1.00
    WATER BASED
    19.09.1990
    1009
    1.00
    WATER BASED
    20.09.1990
    1009
    1.00
    WATER BASED
    21.09.1990
    1009
    1.00
    WATER BASED
    24.09.1990
    1009
    1.00
    WATER BASED
    24.09.1990
    1009
    1.00
    WATER BASED
    24.09.1990
    1009
    1.00
    WATER BASED
    25.09.1990
    1009
    1.00
    WATER BASED
    27.09.1990
    1009
    1.00
    WATER BASED
    28.09.1990
    1009
    1.20
    WATER BASED
    01.10.1990
    1009
    1.02
    WATER BASED
    02.10.1990
    1009
    1.20
    WATER BASED
    03.10.1990
    1009
    1.20
    WATER BASED
    05.10.1990
    1009
    1.20
    WATER BASED
    08.10.1990
    1009
    1.04
    WATER BASED
    27.08.1990
    1009
    1.04
    WATER BASED
    04.09.1990
    1009
    1.00
    WATER BASED
    26.09.1990
    1009
    1.20
    WATER BASED
    02.10.1990
    1009
    1.20
    WATER BASED
    04.10.1990
    1014
    1.20
    WATER BASED
    08.10.1990
    1036
    1.20
    WATER BASED
    08.10.1990
    1064
    1.20
    22.0
    24.0
    WATER BASED
    09.10.1990
    1192
    1.21
    19.0
    27.0
    WATER BASED
    09.10.1990
    1192
    1.20
    WATER BASED
    15.10.1990
    1265
    1.20
    WATER BASED
    15.10.1990
    1265
    1.21
    WATER BASED
    15.10.1990
    1570
    1.24
    16.0
    22.0
    WATER BASED
    16.10.1990
    1660
    1.22
    17.0
    19.0
    WATER BASED
    17.10.1990
    1692
    1.20
    15.0
    20.0
    WATER BASED
    29.10.1990
    1693
    1.22
    WATER BASED
    18.10.1990
    1700
    1.23
    15.0
    20.0
    WATER BASED
    26.10.1990
    1718
    1.20
    15.0
    20.0
    WATER BASED
    29.10.1990
    1763
    1.21
    14.0
    20.0
    WATER BASED
    22.10.1990
    1785
    1.20
    15.0
    20.0
    WATER BASED
    29.10.1990
    1822
    1.21
    15.0
    21.0
    WATER BASED
    22.10.1990
    1825
    1.21
    15.0
    20.0
    WATER BASED
    30.10.1990
    1928
    1.21
    15.0
    20.0
    WATER BASED
    31.10.1990
    1941
    1.21
    15.0
    20.0
    WATER BASED
    01.11.1990
    1941
    1.21
    15.0
    20.0
    WATER BASED
    02.11.1990
    1941
    1.21
    15.0
    20.0
    WATER BASED
    06.11.1990
    1974
    1.21
    15.0
    20.0
    WATER BASED
    22.10.1990
    1977
    1.22
    150.0
    200.0
    WATER BASED
    06.11.1990
    2000
    1.27
    17.0
    24.0
    WATER BASED
    30.11.1990
    2003
    1.10
    WATER BASED
    15.01.1992
    2003
    1.10
    WATER BASED
    16.01.1992
    2003
    1.10
    WATER BASED
    17.01.1992
    2009
    1.22
    150.0
    200.0
    WATER BASED
    06.11.1990
    2030
    1.22
    150.0
    200.0
    WATER BASED
    06.11.1990
    2046
    1.10
    WATER BASED
    06.01.1992
    2046
    1.10
    WATER BASED
    06.01.1992
    2046
    1.10
    WATER BASED
    06.01.1992
    2046
    1.10
    WATER BASED
    06.01.1992
    2046
    1.10
    WATER BASED
    06.01.1992
    2046
    1.10
    WATER BASED
    06.01.1992
    2046
    1.10
    WATER BASED
    06.01.1992
    2046
    1.10
    WATER BASED
    06.01.1992
    2046
    1.10
    WATER BASED
    13.01.1992
    2046
    1.10
    WATER BASED
    13.01.1992
    2046
    1.10
    WATER BASED
    14.01.1992
    2046
    1.10
    WATER BASED
    06.01.1992
    2046
    1.10
    WATER BASED
    13.01.1992
    2072
    1.20
    150.0
    20.0
    WATER BASED
    23.10.1990
    2072
    1.20
    150.0
    20.0
    WATER BASED
    24.10.1990
    2072
    1.20
    15.0
    20.0
    WATER BASED
    25.10.1990
    2077
    1.24
    18.0
    24.0
    WATER BASED
    07.11.1990
    2085
    1.24
    18.0
    24.0
    WATER BASED
    09.11.1990
    2085
    1.24
    18.0
    24.0
    WATER BASED
    08.11.1990
    2144
    1.20
    17.0
    26.0
    WATER BASED
    12.11.1990
    2284
    1.10
    WATER BASED
    12.12.1991
    2284
    1.10
    WATER BASED
    17.12.1991
    2284
    1.10
    WATER BASED
    17.12.1991
    2284
    1.10
    WATER BASED
    17.12.1991
    2284
    1.10
    WATER BASED
    17.12.1991
    2284
    1.10
    WATER BASED
    19.12.1991
    2284
    1.10
    WATER BASED
    19.12.1991
    2284
    1.10
    WATER BASED
    23.12.1991
    2284
    1.10
    WATER BASED
    23.12.1991
    2284
    1.10
    WATER BASED
    23.12.1991
    2284
    1.10
    WATER BASED
    24.12.1991
    2284
    1.10
    WATER BASED
    27.12.1991
    2284
    1.10
    WATER BASED
    27.12.1991
    2284
    1.10
    WATER BASED
    31.12.1991
    2284
    1.10
    WATER BASED
    31.12.1991
    2284
    1.10
    WATER BASED
    31.12.1991
    2284
    1.10
    WATER BASED
    17.12.1991
    2284
    1.10
    WATER BASED
    20.12.1991
    2284
    1.10
    WATER BASED
    27.12.1991
    2285
    1.21
    16.0
    24.0
    WATER BASED
    13.11.1990
    2290
    1.22
    16.0
    24.0
    WATER BASED
    13.11.1990
    2301
    1.24
    15.0
    22.0
    WATER BASED
    15.11.1990
    2385
    1.24
    17.0
    26.0
    WATER BASED
    16.11.1990
    2525
    1.27
    16.0
    27.0
    WATER BASED
    19.11.1990
    2629
    1.27
    17.0
    24.0
    WATER BASED
    27.11.1990
    2629
    1.27
    17.0
    24.0
    WATER BASED
    28.11.1990
    2629
    1.27
    17.0
    24.0
    WATER BASED
    29.11.1990
    2629
    1.27
    17.0
    24.0
    WATER BASED
    19.11.1990
    2629
    1.27
    17.0
    24.0
    WATER BASED
    27.11.1990
    2651
    1.27
    17.0
    24.0
    WATER BASED
    30.11.1990
    2664
    1.27
    17.0
    24.0
    WATER BASED
    03.12.1990
    2683
    1.10
    WATER BASED
    05.12.1991
    2683
    1.10
    WATER BASED
    09.12.1991
    2683
    1.10
    WATER BASED
    09.12.1991
    2683
    1.10
    WATER BASED
    10.12.1991
    2683
    1.10
    WATER BASED
    06.12.1991
    2683
    1.10
    WATER BASED
    09.12.1991
    2698
    1.27
    17.0
    24.0
    WATER BASED
    03.12.1990
    2810
    1.26
    15.0
    20.0
    WATER BASED
    27.12.1990
    2810
    1.26
    15.0
    20.0
    WATER BASED
    27.12.1990
    2810
    1.26
    15.0
    20.0
    WATER BASED
    31.12.1990
    2810
    1.26
    15.0
    20.0
    WATER BASED
    31.12.1990
    2810
    1.26
    15.0
    20.0
    WATER BASED
    31.12.1990
    2810
    1.26
    15.0
    20.0
    WATER BASED
    02.01.1991
    2810
    1.26
    15.0
    20.0
    WATER BASED
    02.01.1991
    2810
    1.26
    15.0
    20.0
    WATER BASED
    07.01.1991
    2810
    1.26
    15.0
    20.0
    WATER BASED
    07.01.1991
    2810
    1.26
    15.0
    20.0
    WATER BASED
    08.01.1991
    2810
    1.26
    15.0
    20.0
    WATER BASED
    08.01.1991
    2810
    1.26
    15.0
    20.0
    WATER BASED
    08.01.1991
    2810
    1.26
    15.0
    20.0
    WATER BASED
    14.01.1991
    2810
    1.26
    15.0
    20.0
    WATER BASED
    14.01.1991
    2810
    1.26
    15.0
    20.0
    WATER BASED
    14.01.1991
    2810
    1.26
    15.0
    20.0
    WATER BASED
    31.12.1990
    2810
    1.26
    15.0
    20.0
    WATER BASED
    07.01.1991
    2822
    1.28
    17.0
    24.0
    WATER BASED
    04.12.1990
    2874
    1.26
    15.0
    20.0
    WATER BASED
    04.12.1990
    2910
    1.26
    15.0
    20.0
    WATER BASED
    05.12.1990
    2910
    1.26
    15.0
    20.0
    WATER BASED
    11.12.1990
    2910
    1.26
    15.0
    20.0
    WATER BASED
    12.12.1990
    2910
    1.26
    15.0
    20.0
    WATER BASED
    14.12.1990
    2910
    1.26
    15.0
    20.0
    WATER BASED
    14.12.1990
    2910
    1.26
    15.0
    20.0
    WATER BASED
    19.12.1990
    3029
    1.26
    15.0
    20.0
    WATER BASED
    19.12.1990
    3029
    1.26
    15.0
    20.0
    WATER BASED
    19.12.1990
    3127
    1.26
    15.0
    20.0
    WATER BASED
    27.12.1990
    3127
    1.26
    15.0
    20.0
    WATER BASED
    19.12.1990
    3127
    1.26
    15.0
    20.0
    WATER BASED
    27.12.1990
    3127
    1.26
    15.0
    20.0
    WATER BASED
    27.12.1990
    3127
    1.26
    15.0
    20.0
    WATER BASED
    27.12.1990
    3127
    1.26
    15.0
    20.0
    WATER BASED
    27.12.1990
    3127
    1.26
    15.0
    20.0
    WATER BASED
    27.12.1990

  • 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
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.22