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

34/10-17

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.
    34/10-17
    Type
    Brønnbanetype. Lovlige verdier: EXPLORATION, DEVELOPMENT, OTHER (se 'Formål' for mer informasjon)
    EXPLORATION
    Formål
    Endelig klassifisering av brønnbanen.

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

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

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

    BLOWOUT: Det har vært blowout i brønnen.
    CLOSED: Utvinningsbrønnbane som er stengt for produksjon/injeksjon i kortere eller lengre periode. Statusen er også brukt på ferdig borete brønnbaner, der månedlig produksjon/injeksjon ikke har blitt rapportert enda.
    DRILLING: Brønnen er i borefasen. Kan være i aktiv boring, logging, testing eller plugging.
    JUNKED: Boringen ble avsluttet pga tekniske problemer,
    P&A: For letebrønnbane: brønnbanen er plugget og forlatt, og kan ikke re-entres for videre bruk. For utvinningsbrønnbane: produksjon/injeksjon er avsluttet og brønnen er plugget. Brønnhodet er fjernet eller på annet vis gjort utilgjengelig for nye brønnoperasjoner.
    PLUGGED: Brønnbane som er plugget, men øvre deler av brønnbanen kan brukes til å bore nye sidesteg mot nye boremål.
    PRODUCING: Det ble produsert fra brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    INJECTING: Det ble injisert i brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    SUSPENDED: Brønnbane der boringen er midlertidig stoppet. Rettighetshaverne planlegger å fortsette boringen på et senere tidspunkt.
    WILL NEVER BE DRILLED: Brønnbane som er registrert med navn og WellID av Sokkeldirektoratet, men som av ulike årsaker ikke vil bli boret.
    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.
    34/10-17
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    8213 - 177 SP 158
    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.
    364-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    137
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    22.02.1983
    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.
    08.07.1983
    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.
    08.07.1985
    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.
    30.09.2011
    Opprinnelig formål
    Formålet med brønnbanen definert før borestart.Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS. Eksempler på lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner: OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION.
    WILDCAT
    Gjenåpnet
    Status om brønnbanen er gjenåpnet (YES) eller ikke (NO). Når en teller antall brønnbaner på norsk sokkel, teller en bare de som ikke er gjenåpnet (NO).
    NO
    Innhold
    For letebrønnbaner, funn status.

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

    For utvinningsbrønnbaner, type produsert eller injisert fluid.
    Lovlige verdier: WATER, CUTTINGS, NOT AVAILABLE, OIL, GAS/CONDENSATE, OIL/GAS, CO2, GAS, WATER/GAS, NOT APPLICABLE.
    OIL/GAS
    Funnbrønnbane
    Indikator som forteller om brønnbanen påviste et nytt funn. Lovlige verdier: YES, NO. For brønnbaner der resultatet ikke er pressemeldt eller på annet vis avklart, blir «NO» benyttet.
    YES
    1. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    MIDDLE 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.
    BRENT GP
    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.
    135.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3466.0
    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).
    3460.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    10
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    120
    Eldste penetrerte alder
    Alder (iflg. Geologic Time Scale 2004 by F. M. Gradstein, et al. (2004)) til den eldste formasjonen det er blitt boret gjennom. Kan avvike fra alder ved TD for eksempel i avviksbrønner. Eksempler for lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EARLY PERMIAN, EARLY TRIASSIC, EOCENE.
    EARLY JURASSIC
    Eldste penetrerte formasjon
    Navn på den eldste litostratigrafiske enheten som brønnbanen har penetrert. Vises bare på brønner som er frigitt. I de fleste brønnbaner er dette formasjonen eller gruppen påtruffet i bunnen av brønnbanen. Kan avvike fra formasjonen eller gruppen ved TD for eksempel i brønnbaner som er boret med høy avvik eller gjennom forkastninger. Eksempler på lovlige verdier: AMUNDSEN FM, BALDER FM, BASEMENT, BLODØKS FM, BRYNE FM, BURTON FM, COOK FM, DRAKE FM, DRAUPNE FM, EKOFISK FM, SHETLAND GP.
    STATFJORD GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 3' 58.93'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 0' 50.78'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6770741.25
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    446787.09
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    5

  • Brønnhistorie
    General
    Well 34/10-17 was the first well drilled on the Beta structure in the SE segment of block 34/10, south-west of the Alpha-structure, which contained the Gullfaks Sør Field. The primary objective of the well was to evaluate possible hydrocarbon accumulations in the Middle Jurassic Brent sandstones. The secondary objectives were the Early Jurassic Dunlin and Statfjord sandstones.
    Operations and results
    Wildcat well 34/10-17 was spudded with the semi-submersible installation Deepsea Bergen on 22 February 1983 and drilled to TD at 3466 m in the Early Jurassic Statfjord Formation. The well was drilled down to 2687 m without special drilling problems. At 2687 m a heavy flow was observed after a drilling break. The well was shut in, and due to a plugged cement hose and kill line failsafe valve, about 200 hours were used to circulate out the influx, stabilize, clean up and condition the hole. Further technical failure and tight hole caused extensive time logging the 6" section, and the logging programme was reduced. The well was drilled with Seawater/gel spud mud down to 668 m and with seawater/gel/Lignosulphonate mud from 668 m to TD.
    The Brent Group was encountered at 2685 m with hydrocarbon bearing sandstones in the Tarbert and Ness Formations. FMT pressures indicated a gas/oil contact at ca 2862 m, and an oil/water contact at ca 2914 m in the lower part of the Ness Formation. The logs indicated a total oil and gas net pay of 122.5 m with average porosity 22.5% and average water saturation 27%. Also the underlying water bearing Etive and Rannoch Formations of the Brent Group had good reservoir quality sandstones. The Dunlin and Statfjord sandstones were water bearing. Shows were recorded on cores down to 2947.5 m in the Rannoch Formation, and a geochemical core extract from 2923 m showed a chromatographic fingerprint no different from core extracts taken in the oil-zone. Otherwise no significant oil shows were seen in the well outside of the oil-bearing reservoir.
    A total of 16 cores were cut continuously through the Brent reservoir section down to ca middle of the Rannoch Formation. The core-log depth match was generally good, but with minor deviations due to expansion of the cores after they were landed. The FMT tool was run for pressure samples in the Brent and Dunlin Group and in the Statfjord Formation. Segregated fluid samples were taken in the Brent Group at 2697 m (gas and condensate) and at 2889 m (oil).
    The well was permanently abandoned on 8 July 1983 as an oil and gas discovery.
    Testing
    The well was tested from four zones in the Brent sand. One DST produced water, the other produced hydrocarbons.
    DST 1 tested the interval 2934 to 2944 m and produced only water at a rate of 1024 Sm3/day through a 40/64" choke in the main flow. Maximum down hole temperature recorded in the test was 108.1 deg C.
    DST 2 tested the interval 2880 to 2890 m and produced 545 Sm3 oil and 134000 Sm3 gas/day through a 28/64" choke in the main flow. The GOR was 246 Sm3/Sm3, the oil density was 0.85 g/cm3, and the gas gravity was 0.74 (air = 1) with ca 1% CO2 and 1 ppm H2S. Maximum temperature recorded in the test was 106.0 deg C.
    DST 3 tested the interval 2835 to 2845 m and produced 452 Sm3 condensate and 364000 Sm3 gas/day through a 32/64" choke in the third flow period. The GCR was 805 Sm3/Sm3, the condensate density was 0.78 g/cm3, and the gas gravity was 0.72 (air = 1) with trace CO2 and no detectable H2S. A somewhat higher oil rate and lower GOR was recorded on a 48/64" choke in the second flow period. Maximum temperature recorded in the test was 104.3 deg C.
    DST 4 tested multiple intervals from 2754 to 2790.5 m and produced 320 Sm3 condensate and 428000 Sm3 gas/day through a 32/64" choke in the third flow. The GCR was 1338 Sm3/Sm3, the condensate density was 0.76 g/cm3, and the gas gravity was 0.71 (air = 1) with ca 1% CO2 and 0.6 ppm H2S. Maximum temperature recorded in the test was 101.2 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    230.00
    3465.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2681.3
    2699.3
    [m ]
    2
    2700.1
    2718.1
    [m ]
    3
    2718.0
    2736.4
    [m ]
    4
    2736.0
    2754.0
    [m ]
    5
    2754.0
    2771.3
    [m ]
    6
    2772.0
    2790.0
    [m ]
    7
    2790.0
    2808.5
    [m ]
    8
    2808.0
    2826.2
    [m ]
    9
    2826.0
    2840.3
    [m ]
    10
    2840.0
    2858.0
    [m ]
    11
    2858.0
    2875.7
    [m ]
    12
    2876.0
    2894.3
    [m ]
    13
    2894.0
    2909.7
    [m ]
    14
    2912.0
    2930.0
    [m ]
    15
    2930.0
    2948.3
    [m ]
    16
    2948.0
    2965.8
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    282.5
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2681-2688m
    Kjerne bilde med dybde: 2688-2694m
    Kjerne bilde med dybde: 2695-2699m
    Kjerne bilde med dybde: 2700-2707m
    Kjerne bilde med dybde: 2707-2714m
    2681-2688m
    2688-2694m
    2695-2699m
    2700-2707m
    2707-2714m
    Kjerne bilde med dybde: 2714-2718m
    Kjerne bilde med dybde: 2718-2725m
    Kjerne bilde med dybde: 2725-2732m
    Kjerne bilde med dybde: 2732-2736m
    Kjerne bilde med dybde: 2736-2743m
    2714-2718m
    2718-2725m
    2725-2732m
    2732-2736m
    2736-2743m
    Kjerne bilde med dybde: 2743-2750m
    Kjerne bilde med dybde: 2750-2754m
    Kjerne bilde med dybde: 2754-2761m
    Kjerne bilde med dybde: 2761-2767m
    Kjerne bilde med dybde: 2768-2771m
    2743-2750m
    2750-2754m
    2754-2761m
    2761-2767m
    2768-2771m
    Kjerne bilde med dybde: 2772-2779m
    Kjerne bilde med dybde: 2779-2786m
    Kjerne bilde med dybde: 2786-2790m
    Kjerne bilde med dybde: 2790-2797m
    Kjerne bilde med dybde: 2797-2804m
    2772-2779m
    2779-2786m
    2786-2790m
    2790-2797m
    2797-2804m
    Kjerne bilde med dybde: 2804-2808m
    Kjerne bilde med dybde: 2808-2815m
    Kjerne bilde med dybde: 2815-2822m
    Kjerne bilde med dybde: 2822-2826m
    Kjerne bilde med dybde: 2826-2833m
    2804-2808m
    2808-2815m
    2815-2822m
    2822-2826m
    2826-2833m
    Kjerne bilde med dybde: 2833-2840m
    Kjerne bilde med dybde: 2840-2840m
    Kjerne bilde med dybde: 2840-2847m
    Kjerne bilde med dybde: 2847-2854m
    Kjerne bilde med dybde: 2854-2858m
    2833-2840m
    2840-2840m
    2840-2847m
    2847-2854m
    2854-2858m
    Kjerne bilde med dybde: 2858-2865m
    Kjerne bilde med dybde: 2858-2885m
    Kjerne bilde med dybde: 2865-2872m
    Kjerne bilde med dybde: 2872-2875m
    Kjerne bilde med dybde: 2876-2883m
    2858-2865m
    2858-2885m
    2865-2872m
    2872-2875m
    2876-2883m
    Kjerne bilde med dybde: 2883-2890m
    Kjerne bilde med dybde: 2890-2894m
    Kjerne bilde med dybde: 2894-2900m
    Kjerne bilde med dybde: 2901-2907m
    Kjerne bilde med dybde: 2908-2909m
    2883-2890m
    2890-2894m
    2894-2900m
    2901-2907m
    2908-2909m
    Kjerne bilde med dybde: 2912-2919m
    Kjerne bilde med dybde: 2919-2926m
    Kjerne bilde med dybde: 2926-2930m
    Kjerne bilde med dybde: 2930-2937m
    Kjerne bilde med dybde: 2937-2944m
    2912-2919m
    2919-2926m
    2926-2930m
    2930-2937m
    2937-2944m
    Kjerne bilde med dybde: 2944-2948m
    Kjerne bilde med dybde: 2948-2955m
    Kjerne bilde med dybde: 2955-2962m
    Kjerne bilde med dybde: 2962-2965m
    Kjerne bilde med dybde:  
    2944-2948m
    2948-2955m
    2955-2962m
    2962-2965m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2681.0
    [m]
    C
    RRI
    2682.0
    [m]
    C
    RRI
    2683.0
    [m]
    C
    RRI
    2689.0
    [m]
    C
    RRI
    2690.0
    [m]
    C
    RRI
    2691.0
    [m]
    C
    RRI
    2692.0
    [m]
    C
    RRI
    2693.0
    [m]
    C
    RRI
    2700.0
    [m]
    C
    RRI
    2704.0
    [m]
    C
    RRI
    2712.0
    [m]
    C
    RRI
    2717.0
    [m]
    C
    RRI
    2718.0
    [m]
    C
    RRI
    2723.0
    [m]
    C
    RRI
    2724.0
    [m]
    C
    RRI
    2728.0
    [m]
    C
    RRI
    2733.0
    [m]
    C
    RRI
    2736.0
    [m]
    C
    RRI
    2737.0
    [m]
    C
    RRI
    2741.0
    [m]
    C
    RRI
    2744.0
    [m]
    C
    RRI
    2747.0
    [m]
    C
    RRI
    2750.0
    [m]
    C
    RRI
    2753.0
    [m]
    C
    RRI
    2756.0
    [m]
    C
    RRI
    2758.0
    [m]
    C
    RRI
    2761.0
    [m]
    C
    RRI
    2764.0
    [m]
    C
    RRI
    2766.0
    [m]
    C
    RRI
    2771.0
    [m]
    C
    RRI
    2772.0
    [m]
    C
    RRI
    2776.0
    [m]
    C
    RRI
    2779.0
    [m]
    C
    RRI
    2784.0
    [m]
    C
    RRI
    2791.0
    [m]
    C
    RRI
    2794.0
    [m]
    C
    RRI
    2796.0
    [m]
    C
    RRI
    2800.0
    [m]
    C
    RRI
    2803.0
    [m]
    C
    RRI
    2806.0
    [m]
    C
    RRI
    2808.0
    [m]
    C
    RRI
    2810.0
    [m]
    C
    RRI
    2812.0
    [m]
    C
    RRI
    2815.0
    [m]
    C
    RRI
    2823.0
    [m]
    C
    RRI
    2825.0
    [m]
    C
    RRI
    2827.0
    [m]
    C
    RRI
    2829.0
    [m]
    C
    RRI
    2831.0
    [m]
    C
    RRI
    2833.0
    [m]
    C
    RRI
    2842.0
    [m]
    C
    RRI
    2848.0
    [m]
    C
    RRI
    2853.0
    [m]
    C
    RRI
    2855.0
    [m]
    C
    RRI
    2859.0
    [m]
    C
    RRI
    2860.0
    [m]
    C
    RRI
    2863.0
    [m]
    C
    RRI
    2865.0
    [m]
    C
    RRI
    2869.0
    [m]
    C
    RRI
    2872.0
    [m]
    C
    RRI
    2874.0
    [m]
    C
    RRI
    2877.0
    [m]
    C
    RRI
    2878.0
    [m]
    C
    RRI
    2890.0
    [m]
    C
    RRI
    2891.0
    [m]
    C
    RRI
    2894.0
    [m]
    C
    RRI
    2897.0
    [m]
    C
    RRI
    2899.0
    [m]
    C
    RRI
    2902.0
    [m]
    C
    RRI
    2904.0
    [m]
    C
    RRI
    2907.0
    [m]
    C
    RRI
    2909.0
    [m]
    C
    RRI
    2913.0
    [m]
    C
    RRI
    2915.0
    [m]
    C
    RRI
    2918.0
    [m]
    C
    RRI
    2921.0
    [m]
    C
    RRI
    2924.0
    [m]
    C
    RRI
    2927.0
    [m]
    C
    RRI
    2934.0
    [m]
    C
    RRI

  • 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
    TEST2
    2880.00
    2895.00
    07.08.1983 - 00:00
    YES
    DST
    TEST3
    2835.00
    2845.00
    22.06.1983 - 00:00
    YES
    DST
    TEST4
    2754.00
    2790.00
    CONDENSATE
    28.06.1983 - 06:20
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.66
    pdf
    5.03
    pdf
    1.27

  • 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
    0.21
    pdf
    0.34

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2934
    2944
    15.8
    2.0
    2881
    2891
    19.0
    3.0
    2835
    2845
    19.0
    4.0
    2754
    2790
    19.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    3.0
    4.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    2.0
    782
    192000
    0.820
    0.740
    245
    3.0
    734
    530000
    0.800
    0.720
    722
    4.0
    501
    635000
    0.760
    0.710
    1303

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CDL CNL GR CAL
    221
    3243
    CORGUN
    1901
    2601
    DIFL BHC GR SP
    135
    3453
    DLL MLL GR CAL
    2578
    3014
    FMT
    2688
    2980
    FMT
    2697
    2697
    FMT
    2889
    2889
    HR DIP
    305
    2582
    SP
    2650
    3012

  • 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
    221.0
    36
    222.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    652.0
    26
    668.0
    1.55
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1902.0
    17 1/2
    1915.0
    1.60
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2580.0
    12 1/4
    2687.0
    1.80
    LOT
    LINER
    7
    3015.0
    8 1/2
    3015.0
    2.53
    LOT
    OPEN HOLE
    3400.0
    6
    3466.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    255
    1.06
    41.0
    waterbased
    668
    1.19
    32.0
    waterbased
    1669
    1.15
    40.0
    waterbased
    2206
    1.26
    50.0
    waterbased
    2687
    1.57
    62.0
    waterbased
    2912
    1.60
    61.0
    waterbased
    3205
    1.45
    58.0
    waterbased
    3464
    1.50
    60.0
    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