Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
30.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

34/8-4 A

Eksport: PDF ikon PDF

  • Generell informasjon
    Generell informasjon
    Attributt Verdi
    Brønnbane navn
    Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    34/8-4 A
    Type
    Brønnbanetype. Lovlige verdier: EXPLORATION, DEVELOPMENT, OTHER (se 'Formål' for mer informasjon)
    EXPLORATION
    Formål
    Endelig klassifisering av brønnbanen.

    Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS.

    Lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner:
    OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION, INJECTION-CCS, OBSERVATION-CCS.

    Lovlig verdier for andre brønnbaner:
    SOIL DRILLING (boring ifm trase og andre grunnundersøkelser som gjøres for å undersøke grunnforholdene i forkant av plassering av innretninger),
    SHALLOW GAS (undersøke grunn gass før første boring på lokasjon),
    PILOT (undersøke geologi og væskekontakter for plassering av hovedbrønnbanen),
    SCIENTIFIC (bores ihhtLov om vitenskapelige undersøkelser),
    STRATIGRAPHIC (bores ihht Petroleumsloven §2-1).
    APPRAISAL
    Status
    Status for brønnbanen. Lovlige verdier:

    BLOWOUT: Det har vært blowout i brønnen.
    CLOSED: Utvinningsbrønnbane som er stengt for produksjon/injeksjon i kortere eller lengre periode. Statusen er også brukt på ferdig borete brønnbaner, der månedlig produksjon/injeksjon ikke har blitt rapportert enda.
    DRILLING: Brønnen er i borefasen. Kan være i aktiv boring, logging, testing eller plugging.
    JUNKED: Boringen ble avsluttet pga tekniske problemer,
    P&A: For letebrønnbane: brønnbanen er plugget og forlatt, og kan ikke re-entres for videre bruk. For utvinningsbrønnbane: produksjon/injeksjon er avsluttet og brønnen er plugget. Brønnhodet er fjernet eller på annet vis gjort utilgjengelig for nye brønnoperasjoner.
    PLUGGED: Brønnbane som er plugget, men øvre deler av brønnbanen kan brukes til å bore nye sidesteg mot nye boremål.
    PRODUCING: Det ble produsert fra brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    INJECTING: Det ble injisert i brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    SUSPENDED: Brønnbane der boringen er midlertidig stoppet. Rettighetshaverne planlegger å fortsette boringen på et senere tidspunkt.
    WILL NEVER BE DRILLED: Brønnbane som er registrert med navn og WellID av Sokkeldirektoratet, men som av ulike årsaker ikke vil bli boret.
    P&A
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORTH SEA
    Felt
    Navn på feltet som brønnbanen er relatert til.
    Funn
    Navn på funnet som brønnbanen er relatert til.
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    34/8-4
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH 9001- REKKE 589 & SP. 698
    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.
    Norsk Hydro Produksjon AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    711-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    100
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    18.02.1992
    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.
    27.05.1992
    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.
    27.05.1994
    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.
    22.04.2005
    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.
    APPRAISAL
    Gjenåpnet
    Status om brønnbanen er gjenåpnet (YES) eller ikke (NO). Når en teller antall brønnbaner på norsk sokkel, teller en bare de som ikke er gjenåpnet (NO).
    NO
    Innhold
    For letebrønnbaner, funn status.

    Lovlige verdier: DRY, SHOWS (spor av hydrokarboner), GAS, GAS/CONDENSATE, OIL eller OIL/GAS.
    SHOWS (GAS SHOWS, OIL SHOWS eller OIL/GAS SHOWS) er oppdaget som fluorescerende kutt (organisk ekstrakt), lukt av petroleum, eller synlig belegg på borekaks eller borekjerner, eller som økte gassavlesninger i slamloggerens detekteringsutstyr.
    Lovlige verdier for WILDCAT-CCS og APPRAISAL-CCS: WATER

    For utvinningsbrønnbaner, type produsert eller injisert fluid.
    Lovlige verdier: WATER, CUTTINGS, NOT AVAILABLE, OIL, GAS/CONDENSATE, OIL/GAS, CO2, GAS, WATER/GAS, NOT APPLICABLE.
    OIL
    Funnbrønnbane
    Indikator som forteller om brønnbanen påviste et nytt funn. Lovlige verdier: YES, NO. For brønnbaner der resultatet ikke er pressemeldt eller på annet vis avklart, blir «NO» benyttet.
    NO
    1. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    EARLY 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.
    STATFJORD GP
    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.
    LATE 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.
    LUNDE FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    23.5
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    309.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3567.0
    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).
    3313.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    33.3
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    123
    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 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.
    LUNDE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 19' 29.58'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 25' 18.67'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6799274.11
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    469049.02
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1909

  • Brønnhistorie
    General
    Well 34/8-4 A on the Visund Field was initiated as a sidetrack to well 34/8-4 S, which had been temporarily plugged and abandoned. The original well had missed the planned Statfjord Formation target due to structural complexities of the area. The sidetrack should reach the target location, Statfjord Formation, approximately 420 m north-northwest of the surface location in an area of good seismic control. The main objective was to test Statfjord Formation hydrocarbon potential, fluid composition and aquifer characteristics. Secondary objectives were to evaluate the Lunde Formation B/C aquifer characteristics, to establish stratigraphic control of the Base Cretaceous - top Statfjord interval, and to determine the mechanism for hydraulic communication with the Brent reservoir in well 34/8-4S through gravity slide Brent segment and/or through Dunlin Group reservoir.
    Operations and results
    Well 34/8-4 S was re-entered with the semi submersible installation Transocean 8 on 18 February 1992. The sidetrack 34/8-4 A was kicked off from below the 13 3/8" shoe at 2187 m in the primary well bore and drilled to TD at 3567 m in the late Triassic Lunde Formation. No significant problems were encountered during drilling. The well was drilled with a KCl / polymer mud from kick-off to TD.
    A major unconformity was found between the top of the Early Jurassic (Pliensbachian) at 2902.5 m and the overlying Early Cretaceous (Hauterivian). A sandstone member of the Amundsen Formation was encountered from 2942 m to 2989.5 m. One core was taken in this unit and recorded good hydrocarbon shows. Subsequent wire line logs and DST results confirmed that the interval is oil bearing. A gross reservoir thickness of 31.0 m was defined, giving a net pay thickness of 22.38 m. The Statfjord Formation occurred between 3057 m and 3143 m. A total of 7 cores were cut through this interval. Good oil shows were observed throughout.The Lunde Formation was present from 3143 m to TD, at 3567 m and consisted of claystone and distinct interbedded sandstone units. Good shows were recorded in cores in individual sandstone bodies in the upper part of the formation.A total gross reservoir of 205.5 m and a net pay of 115.5 m were defined. An OWC was identified at 3340.5 m.
    Altogether sixteen cores were cut from the Dunlin Group and Statfjord and Lunde Formations with a total of 174 m recovered. RFT samples were taken at 3294.5 m (46 °API oil, gas and water/filtrate) and at 3326.5 m (42 °API oil, gas and water/filtrate). The first oil show was recorded at 2909 m at the top of the Jurassic section and the last at 3342 m in the Lunde Formation.
    The well was suspended on 27 May 1992 as an oil appraisal.
    Testing
    Five DST tests were performed in this well, one in the Lunde Formation, three in the Statfjord Formation, and one in the Dunlin Group. The following flow data are from end of main flow.
    DST 1 in the Lunde Formation perforated the interval 3322.9 m to 3340.9 m and flowed 936 Sm3 oil and 212000 Sm3 gas / day. The GOR was 226 Sm3/Sm3, oil density (@15 °C) was 0.815 g/cm3, and the gas gravity (air = 1) was 0.77 with 1.4 % CO2 and <0.1 ppm H2S.
     DST 2 in the Statfjord Formation perforated the interval 3214.0 m to 3228.0 m and flowed 35 Sm3 oil and 15700 Sm3 gas / day. The GOR was 448 Sm3/Sm3, oil density (@15 °C) was 0.802 g/cm3, and the gas gravity (air = 1) was 0.81 with 1.2 % CO2 and <0.1 ppm H2S.
    DST 3 in the Statfjord Formation perforated the interval 3160.6 m to 3184.6 m and flowed 821 Sm3 oil and 171000 Sm3 gas / day. The GOR was 208 Sm3/Sm3, oil density (@15 °C) was 0.820 g/cm3, and the gas gravity (air = 1) was 0.74 with 1.2 % CO2 and no H2S.
    DST 4 in the Statfjord Formation perforated the interval 3056.0 m to 3108.0 m and flowed 831 Sm3 oil and 181000 Sm3 gas / day. The GOR was 218 Sm3/Sm3, oil density (@15 °C) was 0.821 g/cm3, and the gas gravity (air = 1) was 0.74 with 1.2 % CO2 and 0.5 ppm H2S.
    DST 5 in the Dunlin Group perforated the interval 2988.5 m to 3019.5 m and flowed 992 Sm3 oil and 225000 Sm3 gas / day. The GOR was 227 Sm3/Sm3, oil density (@15 °C) was 0.820 g/cm3, and the gas gravity (air = 1) was 0.74 with 1.2 % CO2 and 0.5 ppm H2S.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    2190.00
    3567.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2909.0
    2914.1
    [m ]
    2
    2994.0
    3006.1
    [m ]
    3
    3063.0
    3071.8
    [m ]
    4
    3072.5
    3087.7
    [m ]
    5
    3088.0
    3102.6
    [m ]
    6
    3103.0
    3112.4
    [m ]
    7
    3113.5
    3117.7
    [m ]
    8
    3118.5
    3134.7
    [m ]
    9
    3135.0
    3146.3
    [m ]
    10
    3146.5
    3155.0
    [m ]
    11
    3156.0
    3183.0
    [m ]
    12
    3183.0
    3196.2
    [m ]
    13
    3197.5
    3197.8
    [m ]
    14
    3198.5
    3201.0
    [m ]
    15
    3247.5
    3258.4
    [m ]
    16
    3329.0
    3342.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    172.8
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2909-2913m
    Kjerne bilde med dybde: 2913-2914m
    Kjerne bilde med dybde: 2994-2998m
    Kjerne bilde med dybde: 2998-3002m
    Kjerne bilde med dybde: 3002-3006m
    2909-2913m
    2913-2914m
    2994-2998m
    2998-3002m
    3002-3006m
    Kjerne bilde med dybde: 3006-3006m
    Kjerne bilde med dybde: 3063-3067m
    Kjerne bilde med dybde: 3067-3071m
    Kjerne bilde med dybde: 3071-3072m
    Kjerne bilde med dybde: 3072-3076m
    3006-3006m
    3063-3067m
    3067-3071m
    3071-3072m
    3072-3076m
    Kjerne bilde med dybde: 3076-3080m
    Kjerne bilde med dybde: 3080-3084m
    Kjerne bilde med dybde: 3084-3087m
    Kjerne bilde med dybde: 3088-3092m
    Kjerne bilde med dybde: 3092-3096m
    3076-3080m
    3080-3084m
    3084-3087m
    3088-3092m
    3092-3096m
    Kjerne bilde med dybde: 3096-3100m
    Kjerne bilde med dybde: 3100-3102m
    Kjerne bilde med dybde: 3103-3107m
    Kjerne bilde med dybde: 3107-3111m
    Kjerne bilde med dybde: 3111-3112m
    3096-3100m
    3100-3102m
    3103-3107m
    3107-3111m
    3111-3112m
    Kjerne bilde med dybde: 3113-3117m
    Kjerne bilde med dybde: 3118-3123m
    Kjerne bilde med dybde: 3123-3128m
    Kjerne bilde med dybde: 3128-3133m
    Kjerne bilde med dybde: 3133-3134m
    3113-3117m
    3118-3123m
    3123-3128m
    3128-3133m
    3133-3134m
    Kjerne bilde med dybde: 3135-3140m
    Kjerne bilde med dybde: 3140-3145m
    Kjerne bilde med dybde: 3145-3146m
    Kjerne bilde med dybde: 3146-3151m
    Kjerne bilde med dybde: 3151-3154m
    3135-3140m
    3140-3145m
    3145-3146m
    3146-3151m
    3151-3154m
    Kjerne bilde med dybde: 3156-3161m
    Kjerne bilde med dybde: 3161-3166m
    Kjerne bilde med dybde: 3166-3171m
    Kjerne bilde med dybde: 3171-3176m
    Kjerne bilde med dybde: 3176-3181m
    3156-3161m
    3161-3166m
    3166-3171m
    3171-3176m
    3176-3181m
    Kjerne bilde med dybde: 3181-3182m
    Kjerne bilde med dybde: 3183-3188m
    Kjerne bilde med dybde: 3188-3193m
    Kjerne bilde med dybde: 3193-3196m
    Kjerne bilde med dybde: 3197-3198m
    3181-3182m
    3183-3188m
    3188-3193m
    3193-3196m
    3197-3198m
    Kjerne bilde med dybde: 3198-3201m
    Kjerne bilde med dybde: 3247-3252m
    Kjerne bilde med dybde: 3252-3257m
    Kjerne bilde med dybde: 3257-3258m
    Kjerne bilde med dybde: 3329-3334m
    3198-3201m
    3247-3252m
    3252-3257m
    3257-3258m
    3329-3334m
    Kjerne bilde med dybde: 3334-3339m
    Kjerne bilde med dybde: 3339-3342m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3334-3339m
    3339-3342m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2910.1
    [m]
    C
    HYDRO
    2912.5
    [m]
    C
    HYDRO
    2965.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2985.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3000.3
    [m]
    C
    HYDRO
    3003.8
    [m]
    C
    HYDRO
    3020.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3050.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3055.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3069.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3074.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3094.1
    [m]
    C
    HYDRO
    3110.2
    [m]
    C
    HYDRO
    3116.6
    [m]
    C
    HYDRO
    3117.4
    [m]
    C
    HYDRO
    3119.5
    [m]
    C
    HYDRO
    3125.3
    [m]
    C
    HYDRO
    3149.9
    [m]
    C
    HYDRO
    3150.3
    [m]
    C
    HYDRO
    3159.5
    [m]
    C
    HYDRO
    3181.3
    [m]
    C
    HYDRO
    3186.6
    [m]
    C
    HYDRO
    3194.7
    [m]
    C
    HYDRO
    3220.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3225.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3230.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3235.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3250.8
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3275.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3330.6
    [m]
    C
    HYDRO
    3340.6
    [m]
    C
    HYDRO

  • 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
    DST1
    3322.90
    3340.90
    OIL
    09.04.1992 - 17:30
    YES
    DST
    DST2
    0.00
    0.00
    OIL
    22.04.1992 - 00:00
    YES
    DST
    DST4
    0.00
    0.00
    OIL
    12.05.1992 - 22:15
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.56

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    5.30

  • 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
    1.18
    pdf
    0.19

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3323
    3341
    14.2
    2.0
    3214
    3228
    12.7
    3.0
    3160
    3184
    19.0
    4.0
    3056
    3108
    12.7
    5.0
    2988
    3019
    14.3
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    23.000
    49.000
    118
    2.0
    1.000
    7.000
    105
    3.0
    11.000
    27.000
    113
    4.0
    26.000
    45.000
    110
    5.0
    26.000
    44.000
    109
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    936
    211536
    0.815
    0.770
    226
    2.0
    35
    15680
    0.800
    0.810
    448
    3.0
    821
    170768
    0.820
    0.740
    208
    4.0
    831
    181158
    0.821
    0.740
    218
    5.0
    992
    225184
    0.820
    0.740
    227

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    ASI GR
    2235
    3485
    CST GR
    2300
    3522
    DIL LSS LDL CNL NGT SP
    1838
    3564
    DLL MSFL LDL CNL GR AMS
    2960
    3156
    DLL MSFL LSS GR AMS
    2140
    3393
    MDT GR AMS
    2991
    3413
    MDT GR AMS
    3294
    3448
    MWD - GR RES DIR
    2187
    3504
    SHDT GR AMS
    2850
    3537

  • 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
    417.0
    36
    420.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    18 5/8
    1146.0
    26
    1150.0
    1.58
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2161.0
    17 1/2
    2165.0
    1.78
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3567.0
    12 1/4
    3567.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    550
    1.71
    22.0
    WATER BASED
    2188
    1.64
    30.0
    WATER BASED
    2230
    1.70
    27.0
    WATER BASED
    2250
    1.64
    31.0
    WATER BASED
    2434
    1.64
    30.0
    WATER BASED
    2509
    1.63
    35.0
    WATER BASED
    2615
    1.64
    34.0
    WATER BASED
    2700
    1.70
    20.0
    WATER BASED
    2813
    1.64
    37.0
    WATER BASED
    2909
    1.64
    36.0
    WATER BASED
    2914
    1.64
    40.0
    WATER BASED
    2994
    1.64
    40.0
    WATER BASED
    3012
    1.70
    33.0
    WATER BASED
    3037
    1.70
    20.0
    WATER BASED
    3042
    1.65
    37.0
    WATER BASED
    3073
    1.66
    40.0
    WATER BASED
    3103
    1.66
    41.0
    WATER BASED
    3114
    1.66
    41.0
    WATER BASED
    3120
    1.66
    39.0
    WATER BASED
    3144
    1.70
    30.0
    WATER BASED
    3147
    1.66
    40.0
    WATER BASED
    3150
    1.70
    32.0
    WATER BASED
    3156
    1.66
    37.0
    WATER BASED
    3156
    1.66
    37.0
    WATER BASED
    3183
    1.65
    37.0
    WATER BASED
    3197
    1.70
    32.0
    WATER BASED
    3198
    1.65
    39.0
    WATER BASED
    3200
    1.65
    39.0
    WATER BASED
    3202
    1.65
    39.0
    WATER BASED
    3248
    1.70
    32.0
    WATER BASED
    3259
    1.65
    35.0
    WATER BASED
    3272
    1.65
    35.0
    WATER BASED
    3342
    1.65
    39.0
    WATER BASED
    3447
    1.65
    33.0
    WATER BASED
    3500
    1.71
    35.0
    WATER BASED
    3504
    1.65
    37.0
    WATER BASED
    3567
    1.64
    38.0
    WATER BASED

  • 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
    0.23