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

15/9-13

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.
    15/9-13
    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.
    15/9-13
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    610 - 160 SP 110
    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.
    Den norske stats oljeselskap a.s
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    319-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    68
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    21.03.1982
    Boreslutt
    Letebrønner fra flyttbare innretninger:
    For flytende innretninger - dato når ankerhåndteringen startet.For oppjekkbare innretninger - dato for oppstart av nedjekking.
    Letebrønner fra faste innretninger og alle utvinningsbrønner:
    Dato for når totalt dyp er nådd og siste foringsrør, casing eller screen er satt. Ved umiddelbar plugging av brønnbanen, tilsvarer boreslutt datoen siste plugg er satt.
    27.05.1982
    Frigitt dato
    Dato for når rådata som er innrapportert til myndighetene fra brønnen ikke lenger er undergitt taushetsplikt. Normalt ca 2 år etter boreslutt. Kan være tidligere hvis arealet for utvinningstillatelsen er tilbakelevert.
    27.05.1984
    Publiseringsdato
    Dato kvalitetskontroll av informasjon om brønnbanen ble ferdig, slik at den kan publiseres på internett som en 'Well Data Summary Sheet brønnbane', dvs. med mer informasjon tilgjengelig enn for andre brønnbaner.
    11.03.2015
    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.
    GAS/CONDENSATE
    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
    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.
    HUGIN 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.
    81.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3280.0
    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).
    3279.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    3.7
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    91
    Eldste penetrerte alder
    Alder (iflg. Geologic Time Scale 2004 by F. M. Gradstein, et al. (2004)) til den eldste formasjonen det er blitt boret gjennom. Kan avvike fra alder ved TD for eksempel i avviksbrønner. Eksempler for lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EARLY PERMIAN, EARLY TRIASSIC, EOCENE.
    LATE PERMIAN
    Eldste penetrerte formasjon
    Navn på den eldste litostratigrafiske enheten som brønnbanen har penetrert. Vises bare på brønner som er frigitt. I de fleste brønnbaner er dette formasjonen eller gruppen påtruffet i bunnen av brønnbanen. Kan avvike fra formasjonen eller gruppen ved TD for eksempel i brønnbaner som er boret med høy avvik eller gjennom forkastninger. Eksempler på lovlige verdier: AMUNDSEN FM, BALDER FM, BASEMENT, BLODØKS FM, BRYNE FM, BURTON FM, COOK FM, DRAKE FM, DRAUPNE FM, EKOFISK FM, SHETLAND GP.
    ZECHSTEIN GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    58° 22' 25.96'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 56' 2.86'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6470978.02
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    437653.70
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    45

  • Brønnhistorie
    General
    Well 15/9-13 was drilled on the Sleipner East Field in the Viking Graben in the North Sea. The objective was to delineate the hydrocarbon accumulation found in the Heimdal Formation of the 15/9 Gamma structure. Secondary objectives were to test possible hydrocarbons in sandstones of Jurassic - Triassic age. The well is reference well for the Utsira and Skade formations.
    Operations and results
    Appraisal well 15/9-13 was spudded with the semi-submersible installation Ross Rig on 21 March 1982 and drilled to TD at 3280 m in the Permian Zechstein Group. No significant problem was encountered in the operations. The well was drilled with seawater and hi-vis slugs down to 518 m, with gel/lignosulphonate mud from 518 m to 1165 m, gypsum/lignosulphonate mud from 1165 m to 2642 m, and gel/lignosulphonate mud from 2642 m to TD.
    The well proved gas and condensate in the Heimdal Formation. Shows on cores indicate that all sandstones in the Heimdal Formation are gas filled to a probable down-to contact in top Shetland Group at 2440 m. Gas and condensate were also encountered in a Jurassic sandstone from 2763 to a probable down-to contact at 2791 m. No hydrocarbons were found in Triassic sandstones. No shows were recorded outside of the hydrocarbon-bearing sections in the well.
    Seven cores were cut. Cores 1 - 3 were cut from 2404 m in the Heimdal Formation to 2453.5 m in the Tor Formation with 84 to 100% recovery. Cores 4 - 7 were cut from 2763 m to 2801.6 m in the Hugin Formation with 90 to 100% recovery. Segregated RFT fluid samples were taken at 2400 m, 2437 m, 2765.8 m, and 2766.5 m.
    The well was permanently abandoned on 27 May 1984 as a gas/condensate appraisal well.
    Testing
    Two DST's were performed on this well.
    DST 1 tested gas and condensate from 2765 to 2769 m in the Jurassic sand through the 7" liner. During the main flow on a 64/64” choke, the test produced on average 804500 Sm3 gas and 388 Sm3 condensate /day. The GOR was 2073 Sm3/Sm3, the condensate density was 0.783 g/cm3 and the gas gravity was 0.742 (air = 1). The gas contained 0.8 ppm H2S and 1.0 % CO2. The gauge temperature at final build-up was 98.3 °C.
    DST 2 tested gas and condensate from 2422 to 2427 m in the Heimdal sand through the 9 5/8" casing. During the clean-up period on a 64/64” choke, the test produced on average 758600 Sm3 gas and 401 Sm3 condensate /day. The GOR was 1891 Sm3/Sm3, the condensate density was 0.76 g/cm3 and the gas gravity was 0.702 (air=1). The gas contained 0.4 ppm H2S and 0.3 % CO2. The gauge temperature at final build-up was 90.3 °C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    180.00
    3278.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2404.0
    2420.0
    [m ]
    2
    2423.0
    2434.5
    [m ]
    3
    2435.0
    2453.5
    [m ]
    4
    2763.0
    2772.3
    [m ]
    5
    2772.7
    2778.0
    [m ]
    6
    2778.0
    2786.0
    [m ]
    7
    2787.0
    2799.9
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    81.4
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2404-2409m
    Kjerne bilde med dybde: 2409-2414m
    Kjerne bilde med dybde: 2414-2419m
    Kjerne bilde med dybde: 2419-2420m
    Kjerne bilde med dybde: 2423-2428m
    2404-2409m
    2409-2414m
    2414-2419m
    2419-2420m
    2423-2428m
    Kjerne bilde med dybde: 2428-2433m
    Kjerne bilde med dybde: 2433-2434m
    Kjerne bilde med dybde: 2435-2440m
    Kjerne bilde med dybde: 2440-2445m
    Kjerne bilde med dybde: 2445-2450m
    2428-2433m
    2433-2434m
    2435-2440m
    2440-2445m
    2445-2450m
    Kjerne bilde med dybde: 2450-2453m
    Kjerne bilde med dybde: 2763-2768m
    Kjerne bilde med dybde: 2768-2772m
    Kjerne bilde med dybde: 2792-2797m
    Kjerne bilde med dybde: 2772-2777m
    2450-2453m
    2763-2768m
    2768-2772m
    2792-2797m
    2772-2777m
    Kjerne bilde med dybde: 2777-2778m
    Kjerne bilde med dybde: 2778-2783m
    Kjerne bilde med dybde: 2783-2788m
    Kjerne bilde med dybde: 2787-2792m
    Kjerne bilde med dybde: 2792-2797m
    2777-2778m
    2778-2783m
    2783-2788m
    2787-2792m
    2792-2797m
    Kjerne bilde med dybde: 2797-2799m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2797-2799m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    800.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    810.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    820.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    830.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    840.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    850.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    860.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    870.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    880.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    890.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    900.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    910.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    920.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    920.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    930.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    930.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    940.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    940.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    950.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    950.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    960.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    960.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    970.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    970.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    980.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    980.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    990.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    990.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1000.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1000.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1010.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1030.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1040.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1050.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1060.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1070.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1080.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1090.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1100.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1170.0
    [m]
    DC
    OD
    1170.0
    [m]
    DC
    OD
    1190.0
    [m]
    DC
    OD
    1190.0
    [m]
    DC
    OD
    1250.0
    [m]
    DC
    OD
    1250.0
    [m]
    DC
    OD
    1280.0
    [m]
    DC
    OD
    1280.0
    [m]
    DC
    OD
    1300.0
    [m]
    DC
    OD
    1300.0
    [m]
    DC
    OD
    1310.0
    [m]
    DC
    OD
    1310.0
    [m]
    DC
    OD
    1320.0
    [m]
    DC
    OD
    1320.0
    [m]
    DC
    OD
    1330.0
    [m]
    DC
    OD
    1330.0
    [m]
    DC
    OD
    1340.0
    [m]
    DC
    OD
    1360.0
    [m]
    DC
    OD
    1370.0
    [m]
    DC
    OD
    1400.0
    [m]
    DC
    OD
    2215.0
    [m]
    SWC
    STATOIL
    2222.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    2235.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    2247.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    2260.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    2270.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    2287.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    2298.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    2305.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    2325.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    2325.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    2332.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    2348.0
    [m]
    DC
    2350.0
    [m]
    SWC
    STATOIL
    2364.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    2376.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    2378.0
    [m]
    DC
    2399.0
    [m]
    SWC
    STATOIL
    2408.0
    [m]
    DC
    2453.0
    [m]
    DC
    2597.0
    [m]
    DC
    2630.0
    [m]
    DC
    2660.0
    [m]
    DC
    2690.0
    [m]
    DC
    2720.0
    [m]
    DC
    2747.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2750.0
    [m]
    DC
    RRI
    2756.3
    [m]
    SWC
    2762.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2762.9
    [m]
    SWC
    RRI
    2769.3
    [m]
    SWC
    RRI
    2771.1
    [m]
    SWC
    RRI
    2804.0
    [m]
    DC
    2834.0
    [m]
    DC
    2864.0
    [m]
    DC
    2894.0
    [m]
    DC
    2924.0
    [m]
    DC
    2954.0
    [m]
    DC
    2984.0
    [m]
    DC
    3014.0
    [m]
    DC
    3044.0
    [m]
    DC
    3074.0
    [m]
    DC
    3101.0
    [m]
    DC
    3134.0
    [m]
    DC
    3170.0
    [m]
    DC
    3191.0
    [m]
    DC
    3221.0
    [m]
    DC
    3251.0
    [m]
    DC
    3280.0
    [m]
    DC

  • 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
    2765.00
    2769.00
    16.05.1982 - 14:00
    YES
    DST
    TEST2
    2422.00
    2427.00
    20.05.1982 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • 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
    0.18
    pdf
    0.26

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    18.06

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2765
    2769
    25.4
    2.0
    2422
    2427
    25.4
    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
    388
    804000
    0.783
    0.742
    2073
    2.0
    401
    758000
    0.760
    0.702
    1891

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL GR
    100
    1172
    CBL VDL GR
    1050
    2463
    CBL VDL GR
    2300
    3139
    CST
    1287
    2464
    CST
    2670
    3189
    CST
    2701
    3194
    CST
    2734
    3189
    DLL MSFL GR
    2800
    2950
    GEODIP
    2800
    2950
    HDT
    2463
    3202
    ISF BHC GR
    172
    1191
    ISF BHC MSFL GR
    1178
    3201
    LDT CNL GR
    1178
    3202
    LDT GR
    498
    1191
    RFT
    2923
    3090
    VELOCITY
    175
    3200

  • 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
    169.0
    36
    169.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    502.0
    26
    517.0
    1.44
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1150.0
    17 1/2
    1165.0
    1.76
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2623.0
    12 1/4
    2642.0
    1.83
    LOT
    LINER
    7
    3240.0
    8 1/2
    3280.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    615
    1.08
    waterbased
    1215
    1.12
    waterbased
    1810
    1.14
    waterbased
    2220
    1.11
    waterbased
    2340
    1.15
    waterbased
    2505
    1.20
    waterbased
    2765
    1.31
    waterbased
    3080
    1.30
    waterbased

  • 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