Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

15/5-5

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.
    15/5-5
    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.
    15/5-5
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH 9302 ROW 1376 - COL. 1777
    Utvinningstillatelse
    Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).
    Boreoperatør
    Navn på rettighetshaver som på vegne av den aktive utvinningstillatelsen (ved brønnhodeposisjon) starter boreoperasjonen. Dette tilsvarer vanligvis operatørselskapet for den aktuelle utvinningstillatelsen.
    Norsk Hydro Produksjon AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    820-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    36
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    31.08.1995
    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.
    05.10.1995
    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.
    05.10.1997
    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.
    19.12.2007
    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
    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.
    PALEOCENE
    1. nivå med hydrokarboner, formasjon.
    Navn på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor hydrokarboner er blitt påvist. Vises bare på brønner som er frigitt. Eksempler på lovlige verdier: BASEMENT, COOK FM, EKOFISK FM, HEIMDAL FM, SANDNES FM, SOGNEFJORD FM, TARBERT FM, BRENT GP. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    HEIMDAL FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    26.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    109.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2645.0
    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).
    2636.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    3.9
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    90
    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.
    PALEOCENE
    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.
    EKOFISK FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    58° 43' 3.4'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 38' 39.41'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6509552.03
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    421473.46
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2635

  • Brønnhistorie
    General
    Well 15/5-5 is located in the Northern North Sea, ca 15 km north of the Sleipner Field. The primary objective of the well was to prove commercial volumes of oil in a prospect in the Late Paleocene Heimdal Formation. The well location was chosen so as to test the prospect in a position with as little up dip reserves as possible.
    Operations and results
    Wildcat well 15/5-5 was spudded with the semi-submersible installation Treasure Saga on 31 August 1995 and drilled to TD at 2645 m in the Early Paleocene Ekofisk Formation. Boulders were experienced in the interval 155 -170 m MD and some time was spent to correct the inclination. Otherwise operations went without problems and the well was completed well within schedule. The well was drilled with spud mud down to 1000 m and with KCl/polymer mud from 1000 m to TD.
    The well penetrated water bearing Grid Formation sands from 1479 m to 1807 m. The Heimdal Formation was encountered at 2154 m with 27.4 m of net pay hydrocarbon-bearing reservoir sand down to the OWC at 2187m. The average porosity was calculated to 30.6 % and the average horizontal core permeability was 1.9 Darcy. The OWC was based on formation pressure measurements (MDT) and logs. The average oil saturation over the interval was estimated to 67.4 %. The MDT data indicated a Free Water Level at 2189.2 m. Oil shows and low saturation of migrated hydrocarbons were observed in selected intervals below the OWC down to 2191 m. The Heimdal Formation from top to 2191 was the only interval in the well that had reported oil shows. An 82 m thick water bearing sandstones of the Ty Formation was encountered at 2501 m.
    The interval 2157 - 2200 m was cored in 3 cores using equipment especially developed for soft sediment coring. The original core depths are 4 m shallow relative to wire line log curves. The cores covered most of the oil zone and extended into the water leg. MDT fluid samples were taken at 2157.5 m (mud filtrate and oil), 2177 m (oil), 2186.5 m (oil), and at 2193.5 m (water).
    The well was permanently abandoned on 5 October 1995 as an oil discovery.
    Testing
    One production test was conducted in the Heimdal Formation over the perforated interval 2154 - 2183.5 m. The test produced 575 Sm3 oil and 36000 Sm3 gas /day through a 60/64" choke. The GOR was 63 Sm3/Sm3, the oil density was 0.864 g/cm3, and the gas gravity was 0.868 (air = 1). The gas contained maximum 0.3% CO2 and no H2S. Maximum bottom hole temperature in the test was 79.7 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1010.00
    2645.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2157.0
    2175.5
    [m ]
    2
    2175.5
    2177.9
    [m ]
    3
    2181.5
    2198.2
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    37.6
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2157-2162m
    Kjerne bilde med dybde: 2162-2167m
    Kjerne bilde med dybde: 2167-2172m
    Kjerne bilde med dybde: 2172-2175m
    Kjerne bilde med dybde: 2175-2177m
    2157-2162m
    2162-2167m
    2167-2172m
    2172-2175m
    2175-2177m
    Kjerne bilde med dybde: 2181-2186m
    Kjerne bilde med dybde: 2186-2191m
    Kjerne bilde med dybde: 2191-2196m
    Kjerne bilde med dybde: 2196-2198m
    Kjerne bilde med dybde:  
    2181-2186m
    2186-2191m
    2191-2196m
    2196-2198m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1010.0
    [m]
    DC
    RRI
    1020.0
    [m]
    DC
    RRI
    1032.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1050.0
    [m]
    DC
    RRI
    1070.0
    [m]
    DC
    RRI
    1080.0
    [m]
    DC
    RRI
    1100.0
    [m]
    DC
    RRI
    1110.0
    [m]
    DC
    RRI
    1130.0
    [m]
    DC
    RRI
    1140.0
    [m]
    DC
    RRI
    1158.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1170.0
    [m]
    DC
    RRI
    1190.0
    [m]
    DC
    RRI
    1200.0
    [m]
    DC
    RRI
    1220.0
    [m]
    DC
    RRI
    1230.0
    [m]
    DC
    RRI
    1250.0
    [m]
    DC
    RRI
    1266.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1280.0
    [m]
    DC
    RRI
    1300.0
    [m]
    DC
    RRI
    1310.0
    [m]
    DC
    RRI
    1330.0
    [m]
    DC
    RRI
    1340.0
    [m]
    DC
    RRI
    1360.0
    [m]
    DC
    RRI
    1370.0
    [m]
    DC
    RRI
    1390.0
    [m]
    DC
    RRI
    1415.0
    [m]
    DC
    RRI
    1430.0
    [m]
    DC
    RRI
    1442.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1460.0
    [m]
    DC
    RRI
    1470.0
    [m]
    DC
    RRI
    1485.0
    [m]
    DC
    RRI
    1505.0
    [m]
    DC
    RRI
    1520.0
    [m]
    DC
    RRI
    1535.0
    [m]
    DC
    RRI
    1555.0
    [m]
    DC
    RRI
    1572.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1585.0
    [m]
    DC
    RRI
    1595.0
    [m]
    DC
    RRI
    1620.0
    [m]
    DC
    RRI
    1630.0
    [m]
    DC
    RRI
    1650.0
    [m]
    DC
    RRI
    1660.0
    [m]
    DC
    RRI
    1680.0
    [m]
    DC
    RRI
    1690.0
    [m]
    DC
    RRI
    1710.0
    [m]
    DC
    RRI
    1720.0
    [m]
    DC
    RRI
    1740.0
    [m]
    DC
    RRI
    1750.0
    [m]
    DC
    RRI
    1770.0
    [m]
    DC
    RRI
    1780.0
    [m]
    DC
    RRI
    1800.0
    [m]
    DC
    RRI
    1810.0
    [m]
    DC
    RRI
    1830.0
    [m]
    DC
    RRI
    1840.0
    [m]
    DC
    RRI
    1860.0
    [m]
    DC
    RRI
    1870.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1890.0
    [m]
    DC
    RRI
    1900.0
    [m]
    DC
    RRI
    1920.0
    [m]
    DC
    RRI
    1930.0
    [m]
    DC
    RRI
    1950.0
    [m]
    DC
    RRI
    1960.0
    [m]
    DC
    RRI
    1980.0
    [m]
    DC
    RRI
    1997.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2010.0
    [m]
    DC
    RRI
    2022.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2027.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2040.0
    [m]
    DC
    RRI
    2050.0
    [m]
    DC
    RRI
    2056.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2079.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2083.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2090.0
    [m]
    DC
    RRI
    2100.0
    [m]
    DC
    RRI
    2107.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2110.0
    [m]
    DC
    RRI
    2118.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2120.0
    [m]
    DC
    RRI
    2124.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2130.0
    [m]
    DC
    RRI
    2133.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2140.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2148.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2150.0
    [m]
    DC
    RRI
    2162.0
    [m]
    C
    RRI
    2163.0
    [m]
    C
    RRI
    2176.0
    [m]
    C
    RRI
    2182.0
    [m]
    C
    RRI
    2184.0
    [m]
    C
    RRI
    2186.0
    [m]
    C
    RRI
    2187.0
    [m]
    C
    RRI
    2188.0
    [m]
    C
    RRI
    2191.0
    [m]
    C
    RRI
    2193.0
    [m]
    C
    RRI
    2195.0
    [m]
    C
    RRI
    2198.0
    [m]
    C
    RRI
    2200.0
    [m]
    DC
    RRI
    2210.0
    [m]
    DC
    RRI
    2212.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2220.0
    [m]
    DC
    RRI
    2234.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2240.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2245.0
    [m]
    DC
    RRI
    2255.0
    [m]
    DC
    RRI
    2260.0
    [m]
    DC
    RRI
    2262.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2270.0
    [m]
    DC
    RRI
    2280.0
    [m]
    DC
    RRI
    2290.0
    [m]
    DC
    RRI
    2300.0
    [m]
    DC
    RRI
    2303.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2310.0
    [m]
    DC
    RRI
    2320.0
    [m]
    DC
    RRI
    2330.0
    [m]
    DC
    RRI
    2341.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2370.0
    [m]
    DC
    RRI
    2380.0
    [m]
    DC
    RRI
    2390.0
    [m]
    DC
    RRI
    2400.0
    [m]
    DC
    RRI
    2410.0
    [m]
    DC
    RRI
    2420.0
    [m]
    DC
    RRI
    2450.0
    [m]
    DC
    RRI
    2460.0
    [m]
    DC
    RRI
    2470.0
    [m]
    DC
    RRI
    2480.0
    [m]
    DC
    RRI
    2488.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2500.0
    [m]
    DC
    RRI
    2510.0
    [m]
    DC
    RRI
    2520.0
    [m]
    DC
    RRI
    2530.0
    [m]
    DC
    RRI
    2550.0
    [m]
    DC
    RRI
    2560.0
    [m]
    DC
    RRI
    2570.0
    [m]
    DC
    RRI
    2580.0
    [m]
    DC
    RRI
    2590.0
    [m]
    DC
    RRI
    2610.0
    [m]
    DC
    RRI
    2620.0
    [m]
    DC
    RRI
    2630.0
    [m]
    DC
    RRI
    2640.0
    [m]
    DC
    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
    TEST1
    2183.50
    2154.00
    25.09.1995 - 09:25
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.65
    pdf
    0.27
    pdf
    2.33

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    19.06

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2154
    2183
    23.8
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    18.000
    79
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    575
    36000
    0.864
    0.868
    63

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CST GR
    1032
    2588
    DLL MSFL DSI LDL CNL GR SP AMS
    989
    2636
    FMS GR AMS
    1700
    2620
    MDT GR AMS
    2155
    2305
    MRIL GR
    2130
    2225
    MWD DPR
    136
    2642
    USIT CBL VDL GR AMS
    1755
    2225
    VSP
    400
    2610

  • 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
    210.0
    36
    210.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    13 3/8
    990.0
    17 1/2
    1000.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1545.0
    12 1/4
    1549.0
    0.00
    LOT
    LINER
    7
    2593.0
    8 1/2
    2645.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    210
    1.08
    WATER BASED
    826
    1.05
    WATER BASED
    1166
    1.25
    21.0
    WATER BASED
    2157
    1.25
    24.0
    WATER BASED
    2218
    1.20
    13.0
    WATER BASED
    2593
    1.20
    14.0
    WATER BASED
    2645
    1.25
    24.0
    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
    0.22