Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no          English
03.11.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

25/11-18

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.
    25/11-18
    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.
    25/11-18
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH 9301-INLINE 604&CROSSLINE 1413
    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.
    794-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    76
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    10.08.1994
    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.
    24.10.1994
    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.
    24.10.1996
    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.
    29.08.2003
    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.
    PALEOCENE
    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.
    HEIMDAL FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    22.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    128.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    1875.0
    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).
    1874.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    9.3
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    83
    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 CRETACEOUS
    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.
    HOD FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    59° 9' 8.45'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 28' 28.79'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6557285.94
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    469950.36
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2358
  • Brønnhistorie

    General
    Well 25/11 -18 was drilled to appraise the 25/11-15 Grane discovery drilled in 1991. The primary objectives of 25/11-18 were to confirm beyond reasonable doubt recoverable oil reserves greater than 30 million Sm3 in the Heimdal Formation in the Grane Discovery prior to initiating PDO activities; to obtain an Utsira formation water sample and water production rates in order to design the water injection system for the Grane Field; to confirm top and base reservoir, reservoir development, continuity, and quality of Heimdal sand in order to reduce the uncertainties in the resource estimates; to obtain velocity information as input to depth conversion model for the Grane Field; and to test coiled tubing drilling/coring technology as concept for future cost savings.
    Operations and results
    Appraisal well 25/11-18 was spudded with the semi-submersible installation "West Vanguard" on 10 August 1994 and drill to a total depth of 1875 m in the Late Cretaceous limestones of the Hod Formation. Due to technical problems it was not possible to do wire line logging at TD of the original well. The well was technically sidetracked (25/11-18 T2) with kick-off at 1390 m. The well was drilled with spud mud through the 36" and 24" sections down to 563 m, with polymer mud through the 17 1/2" section to 1183 m, with "ANCO 2000" mud from 1183 through the 8 1/2" section and into the slim 4 1/8" section down to 1690 m where the hole was displaced to "AQUACOL" mud.& Drilling of the 4 1/8" section continued with "AQUACOL" mud down to TD at 1860 m. The technical sidetrack was drilled as a 6" hole to final TD at 1875 m using KCl / Polymer mud. Coiled tubing drilling and coring and slim hole logging was proven possible from an offshore floater with acceptable quality on geological information. Operations, however, were hampered by problems related to junk and hole instability due to low mud weights.
    A thin, 1 m thick oil bearing sand was encountered near the top of the Balder Formation at 1675 m. Heimdal Sand was penetrated at 1741.5 m in well 25/11-18 T2. A gross reservoir thickness of 55.5m was defined, giving a net pay of 47.1m. Good oil shows were seen on cores in the interval 1720 m to 1794 m in the original well and at 1606 m (SWC) and in the interval 1720 m to 1743 m in the sidetrack. The pressure data from the Heimdal Formation indicates a possible 1.2 bar pressure difference to well 25/11-15. Oil-water contact in well 25/11-18 was at 1765.2 m TVD, 2 m deeper than in well 25/11-15. Oil composition in 25/11-18 appears geochemically identical to oil in 25/11-15. No free gas cap was found in the sandstones. The well proved the Grane Field reserves to be greater than 30 million Sm3, confirming the reservoir and seismic models. Velocity information from the well indicated local / extended pull up of top and base of reservoir.
    The Utsira water sample was of excellent quality. Dynamic test data of good quality were obtained. A total of 16 cores were cut in the interval from 1690 m to 1805 m in the Sele, Lista, and Heimdal Formations. The twelve first cores were cut in the 4 1/8" section of the original hole with recovery from 0 % to 93.3%. The last four cores were cut in the 6" technical sidetrack in the interval 1712 m to 1743.7 m with 75% to 96% recovery. A SRFT wire line fluid sample was recovered from 1755 m in the Heimdal Formation. The well was permanently abandoned as an oil appraisal well on 24. October 1993.
    Testing
    A DST was performed over the interval 815 m to 865 m in the Utsira Formation. The test produced at maximum rate 3934 Sm3 water and no gas pr day, at sampling rate 1045 Sm3 water and 1081 Sm3 gas pr day. No sand was produced at either rate. The gas gravity was 0.63 (air = 1).
  • Borekaks i Sokkeldirektoratet

    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    570.00
    1875.00
  • Kjernebilder

    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1690-1691m
    Kjerne bilde med dybde: 1690-1691m
    Kjerne bilde med dybde: 1699-1700m
    Kjerne bilde med dybde: 1699-1700m
    Kjerne bilde med dybde: 1728-1729m
    1690-1691m
    1690-1691m
    1699-1700m
    1699-1700m
    1728-1729m
    Kjerne bilde med dybde: 1720-1722m
    Kjerne bilde med dybde: 1720-1722m
    Kjerne bilde med dybde: 1720-1722m
    Kjerne bilde med dybde: 1720-1722m
    Kjerne bilde med dybde: 1747-1750m
    1720-1722m
    1720-1722m
    1720-1722m
    1720-1722m
    1747-1750m
    Kjerne bilde med dybde: 1747-1750m
    Kjerne bilde med dybde: 1747-1750m
    Kjerne bilde med dybde: 1747-1750m
    Kjerne bilde med dybde: 1747-1750m
    Kjerne bilde med dybde: 1751-1756m
    1747-1750m
    1747-1750m
    1747-1750m
    1747-1750m
    1751-1756m
    Kjerne bilde med dybde: 1751-1756m
    Kjerne bilde med dybde: 1751-1756m
    Kjerne bilde med dybde: 1751-1756m
    Kjerne bilde med dybde: 1751-1756m
    Kjerne bilde med dybde: 1751-1756m
    1751-1756m
    1751-1756m
    1751-1756m
    1751-1756m
    1751-1756m
    Kjerne bilde med dybde: 1751-1756m
    Kjerne bilde med dybde: 1751-1756m
    Kjerne bilde med dybde: 1751-1756m
    Kjerne bilde med dybde: 1769-1772m
    Kjerne bilde med dybde: 1769-1172m
    1751-1756m
    1751-1756m
    1751-1756m
    1769-1772m
    1769-1172m
    Kjerne bilde med dybde: 1769-1772m
    Kjerne bilde med dybde: 1769-1772m
    Kjerne bilde med dybde: 1769-1772m
    Kjerne bilde med dybde: 1769-1772m
    Kjerne bilde med dybde: 1778-1782m
    1769-1772m
    1769-1772m
    1769-1772m
    1769-1772m
    1778-1782m
    Kjerne bilde med dybde: 1778-1782m
    Kjerne bilde med dybde: 1778-1782m
    Kjerne bilde med dybde: 1778-1782m
    Kjerne bilde med dybde: 1778-1782m
    Kjerne bilde med dybde: 1778-1782m
    1778-1782m
    1778-1782m
    1778-1782m
    1778-1782m
    1778-1782m
    Kjerne bilde med dybde: 1787-1794m
    Kjerne bilde med dybde: 1787-1794m
    Kjerne bilde med dybde: 1787-1794m
    Kjerne bilde med dybde: 1787-1794m
    Kjerne bilde med dybde: 1787-1749m
    1787-1794m
    1787-1794m
    1787-1794m
    1787-1794m
    1787-1749m
    Kjerne bilde med dybde: 1787-1794m
    Kjerne bilde med dybde: 1787-1794m
    Kjerne bilde med dybde: 1787-1794m
    Kjerne bilde med dybde: 1787-1794m
    Kjerne bilde med dybde: 1787-1794m
    1787-1794m
    1787-1794m
    1787-1794m
    1787-1794m
    1787-1794m
    Kjerne bilde med dybde: 1787-1794m
    Kjerne bilde med dybde: 1787-1794m
    Kjerne bilde med dybde: 1787-1794m
    Kjerne bilde med dybde: 1796-1804m
    Kjerne bilde med dybde: 1796-1804m
    1787-1794m
    1787-1794m
    1787-1794m
    1796-1804m
    1796-1804m
    Kjerne bilde med dybde: 1796-1804m
    Kjerne bilde med dybde: 1796-1804m
    Kjerne bilde med dybde: 1796-1804m
    Kjerne bilde med dybde: 1796-1804m
    Kjerne bilde med dybde: 1796-1804m
    1796-1804m
    1796-1804m
    1796-1804m
    1796-1804m
    1796-1804m
    Kjerne bilde med dybde: 1796-1804m
    Kjerne bilde med dybde: 1796-1804m
    Kjerne bilde med dybde: 1796-1804m
    Kjerne bilde med dybde: 1796-1804m
    Kjerne bilde med dybde: 1796-1804m
    1796-1804m
    1796-1804m
    1796-1804m
    1796-1804m
    1796-1804m
    Kjerne bilde med dybde: 1796-1804m
    Kjerne bilde med dybde: 1796-1804m
    Kjerne bilde med dybde: 1712-1719m
    Kjerne bilde med dybde: 1712-1719m
    Kjerne bilde med dybde: 1712-1719m
    1796-1804m
    1796-1804m
    1712-1719m
    1712-1719m
    1712-1719m
    Kjerne bilde med dybde: 1712-1719m
    Kjerne bilde med dybde: 1712-1719m
    Kjerne bilde med dybde: 1712-1719m
    Kjerne bilde med dybde: 1712-1719m
    Kjerne bilde med dybde: 1712-1719m
    1712-1719m
    1712-1719m
    1712-1719m
    1712-1719m
    1712-1719m
    Kjerne bilde med dybde: 1712-1719m
    Kjerne bilde med dybde: 1712-1719m
    Kjerne bilde med dybde: 1712-1719m
    Kjerne bilde med dybde: 1712-1719m
    Kjerne bilde med dybde: 1712-1719m
    1712-1719m
    1712-1719m
    1712-1719m
    1712-1719m
    1712-1719m
    Kjerne bilde med dybde: 17120-1726m
    Kjerne bilde med dybde: 1720-1726m
    Kjerne bilde med dybde: 1720-1726m
    Kjerne bilde med dybde: 1720-1726m
    Kjerne bilde med dybde: 1720-1726m
    17120-1726m
    1720-1726m
    1720-1726m
    1720-1726m
    1720-1726m
    Kjerne bilde med dybde: 1720-1726m
    Kjerne bilde med dybde: 1720-1726m
    Kjerne bilde med dybde: 1720-1726m
    Kjerne bilde med dybde: 1720-1726m
    Kjerne bilde med dybde: 1720-1719m
    1720-1726m
    1720-1726m
    1720-1726m
    1720-1726m
    1720-1719m
    Kjerne bilde med dybde: 1728-1732m
    Kjerne bilde med dybde: 1728-1732m
    Kjerne bilde med dybde: 1728-1732m
    Kjerne bilde med dybde: 1728-1732m
    Kjerne bilde med dybde: 1728-1732m
    1728-1732m
    1728-1732m
    1728-1732m
    1728-1732m
    1728-1732m
    Kjerne bilde med dybde: 1728-1732m
    Kjerne bilde med dybde: 1728-1732m
    Kjerne bilde med dybde: 1728-1732m
    Kjerne bilde med dybde: 1733-1742m
    Kjerne bilde med dybde: 1733-1742m
    1728-1732m
    1728-1732m
    1728-1732m
    1733-1742m
    1733-1742m
    Kjerne bilde med dybde: 1733-1742m
    Kjerne bilde med dybde: 1733-1742m
    Kjerne bilde med dybde: 1733-1742m
    Kjerne bilde med dybde: 1733-1742m
    Kjerne bilde med dybde: 1733-1742m
    1733-1742m
    1733-1742m
    1733-1742m
    1733-1742m
    1733-1742m
    Kjerne bilde med dybde: 1733-1742m
    Kjerne bilde med dybde: 1733-1742m
    Kjerne bilde med dybde: 1733-1742m
    Kjerne bilde med dybde: 1733-1742m
    Kjerne bilde med dybde: 1733-1742m
    1733-1742m
    1733-1742m
    1733-1742m
    1733-1742m
    1733-1742m
    Kjerne bilde med dybde: 1733-1742m
    Kjerne bilde med dybde: 1733-1742m
    Kjerne bilde med dybde: 1733-1742m
    Kjerne bilde med dybde: 1733-1742m
    Kjerne bilde med dybde: 1733-1742m
    1733-1742m
    1733-1742m
    1733-1742m
    1733-1742m
    1733-1742m
  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet

    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1720.0
    [m]
    C
    0D
    1728.0
    [m]
    C
    OD
    1728.1
    [m]
    C
    0D
    1740.1
    [m]
    C
    0D
    1747.0
    [m]
    C
    0D
    1751.1
    [m]
    C
    0D
    1778.0
    [m]
    C
    0D
    1796.0
    [m]
    C
    0D
    1799.0
    [m]
    C
    0D
    1804.0
    [m]
    C
    0D
    1805.0
    [m]
    DC
    0D
    1810.0
    [m]
    DC
    0D
    1820.0
    [m]
    DC
    0D
  • 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
    0.00
    0.00
    WATER
    14.10.1994 - 00:00
    YES
  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger

    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.25
  • Geokjemisk informasjon

    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.91
    pdf
    1.90
    pdf
    1.93
    pdf
    1.42
    pdf
    1.20
    pdf
    1.78
    pdf
    1.82
    pdf
    1.78
    pdf
    1.79
    pdf
    1.84
    pdf
    1.76
    pdf
    1.59
  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)

    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    49.53
  • Borestrengtester (DST)

    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    815
    865
    0.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    33
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    1081
    0.630
  • Logger

    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    BGF-A
    1480
    1862
    CST GR
    1390
    1830
    DLL MSFL LDL CNL LSS BGT GR SP A
    502
    1070
    DLL MSFL LDL CNL LSS GR SP AMS
    1096
    1662
    DSI HLDT CNT NGT AMS
    1373
    1867
    FMS-B GR AMS
    1600
    1868
    IRTJ ECD-C GR
    1650
    1732
    MWD - GR RES DIR
    105
    1684
    MWD - GR RES DIR
    1380
    1876
    SMRS MDLT GR SP AMS
    1373
    1867
    SRFT GR
    1675
    1797
    USIT CBL VDL GR CCL
    1650
    1732
    VSP
    1096
    1662
  • 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
    SURF.COND.
    30
    235.0
    36
    235.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    18 5/8
    563.0
    24
    563.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1180.0
    17 1/2
    1180.0
    1.77
    LOT
    INTERM.
    7
    1688.0
    8 1/2
    1688.0
    1.86
    LOT
    OPEN HOLE
    1875.0
    6
    1875.0
    0.00
    LOT
  • Boreslam

    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    563
    1.03
    16.0
    WATER BASED
    1028
    1.30
    28.0
    WATER BASED
    1180
    1.06
    16.0
    WATER BASED
    1183
    1.13
    25.0
    WATER BASED
    1207
    1.30
    28.0
    WATER BASED
    1290
    1.28
    23.0
    WATER BASED
    1385
    1.30
    27.0
    WATER BASED
    1585
    1.28
    23.0
    WATER BASED
    1688
    1.20
    21.0
    WATER BASED
    1690
    1.04
    28.0
    DUMMY
    1701
    1.08
    285.0
    DUMMY
    1702
    1.04
    24.0
    DUMMY
    1702
    1.04
    23.0
    DUMMY
    1712
    1.30
    32.0
    WATER BASED
    1720
    1.08
    28.0
    DUMMY
    1732
    1.08
    24.0
    DUMMY
    1740
    1.25
    18.0
    WATER BASED
    1778
    1.08
    28.0
    DUMMY
    1819
    1.30
    35.0
    WATER BASED
    1860
    1.25
    38.0
    DUMMY
    1875
    1.30
    35.0
    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
    0.17