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

31/2-6

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.
    31/2-6
    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.
    31/2-6
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    LINE 79-406 & SP185
    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.
    A/S Norske Shell
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    296-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    89
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    21.07.1981
    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.
    17.10.1981
    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.
    17.10.1983
    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.
    06.06.2006
    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/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.
    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.
    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
    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.
    343.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    1760.0
    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).
    1754.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    1.25
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    73
    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.
    MIDDLE 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.
    FENSFJORD FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 54' 13.57'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 38' 49.53'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6752401.91
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    535105.69
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    399

  • Brønnhistorie
    General
    Well 31/2-6 is located in a fault block north-east on the main Troll structure, approximately 8 km NNE of 31/2-3. The main objective of the well was to test the north-eastern margin of the Troll structure and to prove hydrocarbon communication between block 31/2 and 31/3. The well location was picked to test the oil zone in a good sand reservoir. A second objective was to get reliable geologic tie to the seismic reflectors to allow for accurate lateral extrapolation of well data. Planned TD was 2500 m in Triassic sediments.
    The well is Reference Well for the Sele Formation.
    Operations and results
    Appraisal well 31/2-6 was spudded with the semi-submersible installation Borgny Dolphin on and drilled to TD at 1760 m in the Late Jurassic Formation. The 9 5/8" casing collapsed at 771 m and was cut and retrieved from 760 m. As a result of this, well 31/2-6 was not deepened to the Triassic. The well was drilled with seawater gel down to 614 m and with KCl polymer mud from 614 m to TD.
    Well 31/2-6 proved a similar hydrocarbon accumulation in this northern fault block area to that of the main field accumulation tested by wells 31/2-1,2,3 and 4. The well encountered the Sognefjord Formation at 1492 m. The Formation held a 79.4 m gross gas column underlain by a 10.3 m oil column. The GOC at 1571.4 m and the OWC was at 1582.2 m. Well 31/2-6 confirmed the overall interpretation of the flatspot as a direct hydrocarbon indicator. Oils shows were recorded on cores from 1504 m to 1601 m. In addition, cuttings gave patchy shows in the interval from 1710 m to 1758 m. Sidewall cores from this interval did not confirm shows in the latter interval.
    Coring commenced at 1504.4 m and terminated at 1632.05 m, within the Sognefjord Formation. Thus 127.65 m of core was cut from which 123.65 m (97%) was recovered. An RFT gas sample was taken at 1518 m as a backup until samples could be obtained from the subsequent production test. No sample was attempted in the oil zone because of the badly washed out hole.
    The well was permanently abandoned on 17 October 1981 as a gas and oil appraisal.
    Testing
    Production testing was carried out in both the oil and gas zones. The oil zone from 1576 m to 1579 m produced up to 151 Sm3 bbl/day of 27 °API oil with a GOR of up to 267 Sm3/Sm3. Maximum temperature recorded was 65.6 deg. C. The gas zone from 1518 m to 1537 m produced up to 1699000 Sm3 gas/day with a condensate/gas ratio of ca 0.00002 Sm3/Sm3 (GOR = ca 50000 Sm3/Sm3). The maximum recorded temperature in this test was 62.8 deg. C. The DST temperatures gives a temperature gradient above the Troll reservoir of ca 51 deg C /km, which is unusually high compared to the average for the Norwegian continental shelf.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    480.00
    1749.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1504.4
    1514.0
    [m ]
    2
    1514.0
    1532.5
    [m ]
    3
    1532.5
    1550.9
    [m ]
    4
    1551.0
    1555.8
    [m ]
    5
    1557.5
    1575.8
    [m ]
    6
    1576.0
    1582.4
    [m ]
    7
    1583.9
    1602.3
    [m ]
    8
    1602.8
    1618.7
    [m ]
    9
    1618.8
    1632.3
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    123.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1504-1509m
    Kjerne bilde med dybde: 1509-1514m
    Kjerne bilde med dybde: 1514-1519m
    Kjerne bilde med dybde: 1519-1524m
    Kjerne bilde med dybde: 1524-1530m
    1504-1509m
    1509-1514m
    1514-1519m
    1519-1524m
    1524-1530m
    Kjerne bilde med dybde: 1530-1532m
    Kjerne bilde med dybde: 1532-1537m
    Kjerne bilde med dybde: 1537-1543m
    Kjerne bilde med dybde: 1543-1548m
    Kjerne bilde med dybde: 1548-1550m
    1530-1532m
    1532-1537m
    1537-1543m
    1543-1548m
    1548-1550m
    Kjerne bilde med dybde: 1551-1555m
    Kjerne bilde med dybde: 1557-1562m
    Kjerne bilde med dybde: 1562-1568m
    Kjerne bilde med dybde: 1568-1573m
    Kjerne bilde med dybde: 1573-1575m
    1551-1555m
    1557-1562m
    1562-1568m
    1568-1573m
    1573-1575m
    Kjerne bilde med dybde: 1576-1581m
    Kjerne bilde med dybde: 1581-1582m
    Kjerne bilde med dybde: 1583-1589m
    Kjerne bilde med dybde: 1589-1594m
    Kjerne bilde med dybde: 1594-1600m
    1576-1581m
    1581-1582m
    1583-1589m
    1589-1594m
    1594-1600m
    Kjerne bilde med dybde: 1600-1602m
    Kjerne bilde med dybde: 1602-1608m
    Kjerne bilde med dybde: 1608-1613m
    Kjerne bilde med dybde: 1613-1618m
    Kjerne bilde med dybde: 1618-1624m
    1600-1602m
    1602-1608m
    1608-1613m
    1613-1618m
    1618-1624m
    Kjerne bilde med dybde: 1624-1629m
    Kjerne bilde med dybde: 1629-1632m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    1624-1629m
    1629-1632m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    610.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    640.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    670.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    700.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    730.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    760.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    790.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    820.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    850.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    880.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    910.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    940.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    970.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1000.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1030.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1060.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1090.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1120.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1150.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1180.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1212.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1242.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1272.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1302.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1326.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1353.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1380.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1407.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1434.0
    [m]
    DC
    GROCH
    1452.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1461.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1470.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1479.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1482.0
    [m]
    SWC
    SHELL
    1483.0
    [m]
    SWC
    SHELL
    1485.0
    [m]
    SWC
    SHELL
    1487.0
    [m]
    SWC
    SHELL
    1488.8
    [m]
    SWC
    SHELL
    1495.0
    [m]
    SWC
    SHELL
    1495.9
    [m]
    SWC
    SHELL
    1500.0
    [m]
    SWC
    SHELL
    1503.0
    [m]
    SWC
    SHELL
    1504.8
    [m]
    C
    SHELL
    1507.1
    [m]
    C
    SHELL
    1507.9
    [m]
    C
    SHELL
    1508.8
    [m]
    C
    SHELL
    1509.0
    [m]
    C
    SHELL
    1510.7
    [m]
    C
    SHELL
    1512.0
    [m]
    C
    SHELL
    1512.5
    [m]
    C
    SHELL
    1513.3
    [m]
    C
    SHELL
    1514.7
    [m]
    C
    SHELL
    1515.5
    [m]
    C
    SHELL
    1515.8
    [m]
    C
    SHELL
    1528.4
    [m]
    C
    SHELL
    1529.1
    [m]
    C
    SHELL
    1533.4
    [m]
    C
    SHELL
    1534.3
    [m]
    C
    SHELL
    1537.0
    [m]
    C
    SHELL
    1539.7
    [m]
    C
    SHELL
    1540.2
    [m]
    C
    SHELL
    1542.0
    [m]
    C
    SHELL
    1542.4
    [m]
    C
    SHELL
    1555.8
    [m]
    C
    SHELL
    1557.9
    [m]
    C
    SHELL
    1558.0
    [m]
    C
    SHELL
    1558.6
    [m]
    C
    SHELL
    1576.9
    [m]
    C
    SHELL
    1578.9
    [m]
    C
    SHELL
    1582.2
    [m]
    C
    SHELL
    1584.5
    [m]
    C
    SHELL
    1589.0
    [m]
    C
    SHELL
    1591.8
    [m]
    C
    SHELL
    1591.8
    [m]
    C
    SHELL
    1592.9
    [m]
    C
    SHELL
    1594.5
    [m]
    C
    SHELL
    1601.1
    [m]
    C
    SHELL
    1601.8
    [m]
    C
    SHELL
    1601.9
    [m]
    C
    SHELL
    1603.4
    [m]
    C
    SHELL
    1603.7
    [m]
    C
    SHELL
    1604.4
    [m]
    C
    SHELL
    1606.0
    [m]
    C
    SHELL
    1609.6
    [m]
    C
    SHELL
    1609.8
    [m]
    C
    SHELL
    1620.1
    [m]
    C
    SHELL
    1624.2
    [m]
    C
    SHELL
    1625.3
    [m]
    C
    SHELL
    1626.2
    [m]
    C
    SHELL
    1627.1
    [m]
    C
    SHELL
    1634.0
    [m]
    C
    SHELL
    1655.0
    [m]
    C
    SHELL
    1682.8
    [m]
    C
    SHELL
    1703.0
    [m]
    C
    SHELL
    1718.0
    [m]
    C
    SHELL
    1728.0
    [m]
    C
    SHELL
    1740.1
    [m]
    C
    SHELL
    1754.0
    [m]
    C
    SHELL

  • 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
    TEST1
    1576.00
    1579.00
    20.09.1981 - 00:00
    YES
    DST
    TEST2
    1518.00
    1536.00
    06.10.1981 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.29

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.60
    pdf
    0.54

  • 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
    0.09
    pdf
    0.16

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.20
    pdf
    33.29
    pdf
    1.55
    pdf
    6.83
    pdf
    4.01
    pdf
    1.15
    pdf
    1.86
    pdf
    1.48
    pdf
    1.34
    pdf
    1.48
    pdf
    3.19
    pdf
    1.08
    pdf
    3.19
    pdf
    1.00
    pdf
    0.25
    pdf
    0.15
    pdf
    0.96
    pdf
    0.15
    pdf
    1.09
    pdf
    0.65
    pdf
    1.28
    pdf
    0.70
    pdf
    2.54
    pdf
    0.16
    pdf
    0.20
    pdf
    0.20
    pdf
    0.21
    pdf
    0.21
    pdf
    0.21
    pdf
    4.44
    pdf
    0.43
    pdf
    0.51
    pdf
    1.03
    pdf
    0.91
    pdf
    0.92
    pdf
    0.61
    pdf
    1.79
    pdf
    0.35
    pdf
    3.29
    pdf
    13.65
    pdf
    16.00
    pdf
    8.12
    pdf
    1.20
    pdf
    0.24
    pdf
    0.26
    pdf
    0.18
    pdf
    0.38
    pdf
    6.86
    pdf
    0.10
    pdf
    0.75
    pdf
    10.32
    pdf
    1.54
    pdf
    4.82
    pdf
    2.13
    pdf
    0.49
    pdf
    0.21
    pdf
    0.44
    pdf
    1.42
    pdf
    0.28
    pdf
    0.71
    pdf
    1.43
    pdf
    0.31
    pdf
    2.67
    pdf
    0.45

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    1576
    1579
    7.9
    2.0
    1518
    1537
    50.8
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    144
    25000
    0.888
    0.605
    175
    2.0
    40
    1699000
    0.781
    0.602
    42475

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    BGT GR
    447
    814
    BGT GR
    447
    817
    BGT GR
    447
    817
    CBL VDL
    370
    802
    CBL VDL
    635
    1475
    CBL VDL
    850
    1715
    CST
    801
    1463
    DLL MSFL CAL
    1476
    1756
    FDC CNL GR CAL
    447
    819
    FDC CNL GR CAL
    801
    1471
    FDC CNL GR CAL
    1476
    1757
    HDT
    1476
    1758
    ISF BHC GR
    447
    817
    ISF BHC GR
    801
    1473
    ISF BHC GR
    1476
    1757
    LDT
    1476
    1757
    NGT
    1476
    1757
    RFT
    13
    0
    VELOCITY
    0
    0

  • 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
    448.0
    36
    456.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    800.0
    26
    820.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1475.0
    17 1/2
    1485.0
    1.62
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1752.0
    12 1/4
    1760.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    420
    0.00
    seawater
    820
    1.12
    50.0
    water based
    1485
    1.32
    50.0
    water based
    1532
    1.18
    52.0
    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
    0.15