Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
31.12.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

7128/4-1

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.
    7128/4-1
    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.
    BARENTS SEA
    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.
    7128/4-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST 9103-417 & SP. 288
    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.
    779-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    72
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    17.12.1993
    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.
    26.02.1994
    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.
    26.02.1996
    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.
    11.04.2003
    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.
    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.
    LATE PERMIAN
    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.
    RØYE FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    24.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    370.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2530.0
    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).
    2528.1
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    4.8
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    82
    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.
    PRE-DEVONIAN
    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.
    BASEMENT
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    71° 32' 27.33'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    28° 4' 54.08'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7938285.08
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    538226.27
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    35
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2049

  • Brønnhistorie
    General
    Well 7128/4-1 is located in the Finmark Øst area. The main objective for the well was to test the potential for hydrocarbons in Visean sandstone on the "Omd Vest" structure. The secondary objective was to test the hydrocarbon potential, reservoir and trap possibilities of the Asselian - Sakmarian carbonates and the upper Permian succession.
    Operations
    Exploration well 7128/4-1 was spudded with the semi-submersible installation "Ross Rig" on 17 December 1993 and drilled to TD at 2530 m in pre-Devonian basement rocks, 27 m below base of the Early Carboniferous Soldogg Formation. The well was drilled with seawater and bentonite / CMC EHV spud mud down to 770 m and with GYP/PAC mud from 770 m to TD.
    The well penetrated Quaternary, Tertiary, Triassic, Permian, and Carboniferous sediments. The Cretaceous and Jurassic sequences were not present. Gas chromatography readings during drilling and log evaluation indicated gas saturation in the primary target. The sandstone was very tight and therefore not production tested. However, the Late Permian spiculite was partly very porous and permeable with a gas cap over moveable oil. A GOC was indicated at 1575 m.
    A total of five conventional cores were cut in the well 1574 m t 1577 m (Late Permian Røye Formation), 1814 m to 1837 m (Isbjørn and Ørn Formations of  Early Permian age), 1837 m to 1865 m (Early Permian Ørn Formation), 2362 m to 2389.47 m (Early Carboniferous Soldogg Formation), and 2526 m to 2530 m (Pre-Devonian basement).
    FMT wire line samples were obtained from three levels: 1572.7 m, 1576 m, and 1588.8 m. In the FMT samples taken at 1572.7 m, the 10-litre chamber contained 0.106 m3 of gas with an initial pressure of 8274 kPa. The 4-litre chamber contained 183 litre of gas, 0.5 ml of oil and 1380 ml of water/mud filtrate. Geco measured the density of the gas to 0.637 (air = l). For the samples taken at 1576 m the 10 litre chamber contained 2,5 litre of oil with a density of 0.81 g/cm3, 0.190 m3 of gas and the total liquid (mud filtrate + oil) volume was 9.3 litre. The 4 litre chamber contained 63.5 litre of gas, 225 ml of oil and the water volume was not possible to measure due to water leakage past the piston when the Geco transferred from FMT bottle to a PVT bottle. The gas gravity was measured to 0.790 (air = l). The oil density of stabilized oil was measured to 0.817 g/cm3 at 15 °C. One 10-litre sample taken at 1588.8 m contained 2.5 litre of mud filtrate. The sampling aborted after 4 hrs and 17 min. The well was permanently abandoned on 26 February 1994 as an oil and gas discovery.
    Testing
    Two zones were perforated and tested: Test no. 1 from 1592 -1610 m, and test no. 2 from 1577 -1586 m. For test no. 1 both diesel and Nitrogen was used to increase the under-balance, but the well did not flow. Finally, after stimulation with HCl test no. 1 produced 320 000 Sm3/d gas, 17 m3/d oil, and 70 m3/d water on a 72 mm choke. The HCl stimulation may have affected the cement, and the producing interval was probably the porous spiculite at 1569 m to 1590 m. Test no. 2 produced 215 000 Sm3/d gas, 15 m3/d oil, and 85 m3/d water on a 25.4 mm choke.
    l>

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    780.00
    2529.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1574.0
    1576.3
    [m ]
    2
    1814.0
    1836.0
    [m ]
    3
    1837.0
    1865.7
    [m ]
    4
    2362.0
    2389.5
    [m ]
    5
    2526.0
    2528.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    82.9
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1574-1576m
    Kjerne bilde med dybde: 1814-1818m
    Kjerne bilde med dybde: 1818-1822m
    Kjerne bilde med dybde: 1822-1826m
    Kjerne bilde med dybde: 1826-1830m
    1574-1576m
    1814-1818m
    1818-1822m
    1822-1826m
    1826-1830m
    Kjerne bilde med dybde: 1830-1834m
    Kjerne bilde med dybde: 1834-1836m
    Kjerne bilde med dybde: 1837-1841m
    Kjerne bilde med dybde: 1841-1845m
    Kjerne bilde med dybde: 1845-1849m
    1830-1834m
    1834-1836m
    1837-1841m
    1841-1845m
    1845-1849m
    Kjerne bilde med dybde: 1849-1853m
    Kjerne bilde med dybde: 1853-1857m
    Kjerne bilde med dybde: 1857-1861m
    Kjerne bilde med dybde: 1861-1865m
    Kjerne bilde med dybde: 1865-1866m
    1849-1853m
    1853-1857m
    1857-1861m
    1861-1865m
    1865-1866m
    Kjerne bilde med dybde: 2362-2366m
    Kjerne bilde med dybde: 2362-2466m
    Kjerne bilde med dybde: 2366-2370m
    Kjerne bilde med dybde: 2366-2470m
    Kjerne bilde med dybde: 2370-2374m
    2362-2366m
    2362-2466m
    2366-2370m
    2366-2470m
    2370-2374m
    Kjerne bilde med dybde: 2370-2474m
    Kjerne bilde med dybde: 2374-2378m
    Kjerne bilde med dybde: 2374-2478m
    Kjerne bilde med dybde: 2378-2382m
    Kjerne bilde med dybde: 2378-2482m
    2370-2474m
    2374-2378m
    2374-2478m
    2378-2382m
    2378-2482m
    Kjerne bilde med dybde: 2382-2386m
    Kjerne bilde med dybde: 2382-2486m
    Kjerne bilde med dybde: 2386-2390m
    Kjerne bilde med dybde: 2386-2489m
    Kjerne bilde med dybde: 2526-2529m
    2382-2386m
    2382-2486m
    2386-2390m
    2386-2489m
    2526-2529m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    892.0
    [m]
    SWC
    STATO
    925.0
    [m]
    SWC
    STATO
    981.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1055.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1281.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1323.5
    [m]
    SWC
    STATO
    1339.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1399.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1514.5
    [m]
    SWC
    STATO
    1538.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1543.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1555.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1561.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1566.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1568.5
    [m]
    SWC
    STATO
    1668.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1682.5
    [m]
    SWC
    STATO
    1693.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1701.5
    [m]
    SWC
    STATO
    1814.7
    [m]
    C
    STATO
    1819.6
    [m]
    C
    STATO
    1824.9
    [m]
    C
    STATO
    1828.2
    [m]
    C
    STATO
    1851.5
    [m]
    C
    STATO
    2009.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2015.3
    [m]
    SWC
    STATO
    2057.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2058.0
    [m]
    DC
    UIB
    2061.0
    [m]
    DC
    UIB
    2073.0
    [m]
    DC
    UIB
    2082.0
    [m]
    DC
    UIB
    2091.0
    [m]
    SWC
    STATOIL
    2094.0
    [m]
    DC
    UIB
    2097.0
    [m]
    DC
    UIB
    2103.0
    [m]
    SWC
    STATOIL
    2106.0
    [m]
    DC
    UIB
    2115.0
    [m]
    DC
    UIB
    2124.0
    [m]
    DC
    UIB
    2130.8
    [m]
    SWC
    STATOIL
    2133.0
    [m]
    DC
    UIB
    2145.0
    [m]
    DC
    UIB
    2160.0
    [m]
    DC
    UIB
    2169.0
    [m]
    DC
    UIB
    2170.0
    [m]
    SWC
    STATOIL
    2181.0
    [m]
    DC
    UIB
    2182.0
    [m]
    SWC
    STATOIL
    2205.0
    [m]
    DC
    UIB
    2211.0
    [m]
    SWC
    STATOIL
    2214.0
    [m]
    DC
    UIB
    2220.0
    [m]
    DC
    UIB
    2243.5
    [m]
    SWC
    STATOIL
    2244.0
    [m]
    DC
    UIB
    2253.0
    [m]
    DC
    UIB
    2256.0
    [m]
    DC
    UIB
    2257.0
    [m]
    SWC
    STATOIL
    2280.0
    [m]
    DC
    UIB
    2282.0
    [m]
    SWC
    STATOIL
    2283.0
    [m]
    DC
    UIB
    2286.0
    [m]
    DC
    UIB
    2286.0
    [m]
    SWC
    STATOIL
    2286.0
    [m]
    DC
    UIB
    2295.0
    [m]
    DC
    UIB
    2311.0
    [m]
    SWC
    STATOIL
    2313.0
    [m]
    DC
    UIB
    2328.0
    [m]
    DC
    UIB
    2331.5
    [m]
    SWC
    STATOIL
    2331.5
    [m]
    SWC
    STATOI
    2337.0
    [m]
    DC
    UIB
    2342.0
    [m]
    SWC
    STATOIL
    2343.0
    [m]
    DC
    UIB
    2343.0
    [m]
    DC
    UIB
    2349.0
    [m]
    DC
    UIB
    2349.0
    [m]
    DC
    UIB
    2358.0
    [m]
    DC
    UIB
    2358.0
    [m]
    DC
    UIB
    2363.7
    [m]
    SWC
    STATOIL
    2364.0
    [m]
    DC
    UIB
    2366.2
    [m]
    C
    UIB
    2366.6
    [m]
    C
    UIB
    2367.2
    [m]
    C
    UIB
    2368.7
    [m]
    C
    UIB
    2368.9
    [m]
    C
    STATOIL
    2375.3
    [m]
    C
    STATOI
    2376.0
    [m]
    C
    UIB
    2376.4
    [m]
    C
    UIB
    2376.6
    [m]
    C
    UIB
    2379.0
    [m]
    DC
    UIB
    2381.6
    [m]
    C
    STATOIL
    2384.5
    [m]
    C
    UIB
    2384.7
    [m]
    C
    UIB
    2385.6
    [m]
    C
    UIB
    2385.8
    [m]
    C
    UIB
    2386.1
    [m]
    C
    UIB
    2386.5
    [m]
    C
    UIB
    2389.2
    [m]
    C
    UIB
    2389.5
    [m]
    C
    STATOIL
    2391.0
    [m]
    DC
    UIB
    2394.0
    [m]
    DC
    UIB
    2396.0
    [m]
    SWC
    STATOIL
    2448.0
    [m]
    DC
    UIB
    2450.0
    [m]
    SWC
    STATOIL
    2472.0
    [m]
    DC
    UIB
    2527.4
    [m]
    DC
    UIB

  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    DST
    DST1-1A
    1610.00
    1595.00
    09.02.1994 - 00:00
    YES
    DST
    DST1A-1B
    1610.00
    1577.00
    10.02.1994 - 21:00
    YES
    DST
    DST2
    1577.00
    0.00
    17.02.1994 - 14:15
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.41

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.84
    pdf
    1.03
    pdf
    1.91
    pdf
    5.05

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    51.84

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    1592
    1610
    72.0
    2.0
    1577
    1586
    25.4
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    30.000
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    17
    320000
    18823
    2.0
    15
    215000
    0.797
    0.638
    14333

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBIL GR
    1502
    2469
    CBL VDL GR
    1100
    1502
    DIFL ACL ZDL CNL GR
    1502
    2023
    DIFL ACL ZDL GR
    750
    1517
    DIFL ACL ZDL GR
    2432
    2530
    DIFL MAC SL GR
    1502
    2471
    DLL MLL GR
    1540
    1718
    FMT
    1570
    1594
    FMT GR
    1573
    1574
    FMT GR
    1576
    1576
    FMT GR
    1585
    1589
    FMT GR
    1594
    2447
    FMT GR
    1594
    2420
    FMT GR
    1658
    1685
    MWD
    460
    2526
    SHDT GR
    1503
    2463
    SWC GR
    756
    1515
    SWC GR
    1533
    1691
    SWC GR
    1693
    2072
    SWC GR
    2076
    2467
    VSP GR
    493
    2460
    ZDL CNL GR
    1988
    2469

  • 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
    455.0
    36
    455.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    750.0
    26
    750.0
    1.40
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1502.0
    17 1/2
    1504.0
    1.74
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2432.0
    12 1/4
    2432.0
    1.50
    LOT
    OPEN HOLE
    2530.0
    8 1/2
    2530.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    2530.0
    8 1/2
    0.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    715
    1.20
    15.0
    WATER BASED
    770
    1.12
    17.0
    WATER BASED
    815
    1.03
    17.0
    WATER BASED
    1307
    1.20
    18.0
    WATER BASED
    1495
    1.20
    15.0
    WATER BASED
    1525
    1.20
    18.0
    WATER BASED
    1589
    1.12
    WATER BASED
    1701
    1.20
    19.0
    WATER BASED
    1814
    1.20
    19.0
    WATER BASED
    1951
    1.20
    21.0
    WATER BASED
    2092
    1.20
    23.0
    WATER BASED
    2141
    1.20
    26.0
    WATER BASED
    2356
    1.20
    26.0
    WATER BASED
    2468
    1.10
    9.0
    WATER BASED
    2523
    1.10
    17.0
    WATER BASED
    2530
    1.12
    WATER BASED

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    1574.15
    [m ]
    1574.40
    [m ]
    1575.92
    [m ]
    1576.20
    [m ]
    1574.30
    [m ]
    1575.85
    [m ]
    1815.12
    [m ]
    1821.40
    [m ]
    1849.50
    [m ]
    1832.40
    [m ]
    1837.80
    [m ]
    1841.68
    [m ]
    1843.90
    [m ]
    1851.85
    [m ]
    1855.50
    [m ]
    1858.50
    [m ]
    1861.55
    [m ]
    1865.47
    [m ]
    2362.23
    [m ]
    2368.50
    [m ]
    2382.75
    [m ]
    2388.56
    [m ]
    2527.98
    [m ]

  • 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
    0.29