Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
31.10.2024 - 01:27
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

31/4-7

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.
    31/4-7
    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.
    31/4-7
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    954 - 447 SP. 600
    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.
    425-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    48
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    26.07.1984
    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.
    11.09.1984
    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.
    11.09.1986
    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.
    01.04.2014
    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.
    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.
    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.
    FENSFJORD 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.
    EARLY 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.
    STATFJORD 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.
    136.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2505.0
    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).
    2504.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    106
    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 TRIASSIC
    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.
    60° 34' 8.21'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 1' 5.82'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6714934.67
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    501002.29
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    235

  • Brønnhistorie
    General
    Well 31/4-7 was drilled on the southernmost part of the Brage Horst, close to the junction between the Brage/Oseberg fault and the Troll Fault. The primary objective was to test the hydrocarbon potential and the internal stratigraphy on the Brage Horst compartment on the western flank of the Brage Field. Neighbouring well 31/4-2 to the north on the Brage Horst found live oil in two thin sandstones in the Brent Group, while wells 31/4-3, 4, and 5 on the main Brage structure on the Bjørgvin Arch had proved oil in the "Intra-Heather Sandstone Unit II" (Fensfjord Formation). The well was planned to be drilled 50 m into the Statfjord Group at 2765 +/- 50 m.
    Operations and results
    Wildcat well 31/4-7 was spudded with the semi-submersible installation Vildkat Explorer on 26 July 1984 and drilled to TD at 2505 m in Late Triassic sediments of the Statfjord Group. No significant problem was encountered in the operations. The well was drilled with gel/spud mud down to 1000 m, with KCl/polymer mud from 1000 m to 1816 m, and with a NaCl/polymer mud from 1816 m to TD.
    The well encountered hydrocarbon bearing sandstones and siltstones in the Fensfjord Formation and in the Statfjord Group sandstones. The Fensfjord Formation was poorly developed with sandstones grading to siltstones followed by siltstones. It was found gas bearing over the interval 2026 - 2056 m with a calculated net pay of 8 m, an average porosity of 20.5% and an average water saturation of 45%. The Statfjord Group came in at 2384 m and was found oil bearing down to the OWC at 2406 m. It consisted of fine to coarse sandstones. The net pay was calculated to be 12.5 m with a calculated average porosity of 22.2% and an average water saturation of 42.3%.
    Five cores were cut in the well, starting at 2045 m in the Fensfjord Formation and stopping at 2150.5 m in Dunlin Group shales. Several attempts were made to obtain a segregated RFT sample in the Fensfjord Formation without success. Oil and gas was recovered in a segregated RFT sample at 2395.7 m in the Statfjord Group.
    The well was permanently abandoned on 11 September 1986.
    Testing
    Two drill stem tests were carried out.
    DST 1 tested the interval 2389.9 - 2397.9 m in the Statfjord Formation. It produced 700 Sm3 /day oil and 25000 Sm3 gas /day through a 40/64" choke. The GOR was 36 Sm3/Sm3, the oil density was 0.83 g/cm3 and the gas gravity 0.775 (air = 1) with 2.5 % CO2 and no H2S. Maximum bottom hole temperature at reference depth 2356.5 m was 101.7 deg C.
    DST 2 tested the interval 2028.5 - 2039.5 m in the Fensfjord Formation. It produced 26900 Sm3 /day gas with a water cut of 25% through a 36/64" choke. The test also produced some condensate. The gas gravity was 0.77 (air = 1) with trace CO2 and no H2S and the condensate gravity was 57.1 deg API. Maximum bottom hole temperature at reference depth 1991.8 m was 81.1 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    250.00
    2502.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2045.0
    2063.0
    [m ]
    2
    2064.0
    2082.0
    [m ]
    3
    2083.0
    2111.0
    [m ]
    4
    2111.0
    2135.0
    [m ]
    5
    2139.0
    2150.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    99.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2045-2049m
    Kjerne bilde med dybde: 2049-2053m
    Kjerne bilde med dybde: 2053-2057m
    Kjerne bilde med dybde: 2057-2061m
    Kjerne bilde med dybde: 2061-2063m
    2045-2049m
    2049-2053m
    2053-2057m
    2057-2061m
    2061-2063m
    Kjerne bilde med dybde: 2064-2067m
    Kjerne bilde med dybde: 2068-2072m
    Kjerne bilde med dybde: 2072-2076m
    Kjerne bilde med dybde: 2076-2080m
    Kjerne bilde med dybde: 2080-2082m
    2064-2067m
    2068-2072m
    2072-2076m
    2076-2080m
    2080-2082m
    Kjerne bilde med dybde: 2083-2087m
    Kjerne bilde med dybde: 2091-2095m
    Kjerne bilde med dybde: 2095-2099m
    Kjerne bilde med dybde: 2099-2103m
    Kjerne bilde med dybde: 2103-2107m
    2083-2087m
    2091-2095m
    2095-2099m
    2099-2103m
    2103-2107m
    Kjerne bilde med dybde: 2107-2111m
    Kjerne bilde med dybde: 2114-2118m
    Kjerne bilde med dybde: 2118-2122m
    Kjerne bilde med dybde: 2122-2126m
    Kjerne bilde med dybde: 2126-2130m
    2107-2111m
    2114-2118m
    2118-2122m
    2122-2126m
    2126-2130m
    Kjerne bilde med dybde: 2130-2134m
    Kjerne bilde med dybde: 2134-2138m
    Kjerne bilde med dybde: 2138-2142m
    Kjerne bilde med dybde: 2142-2145m
    Kjerne bilde med dybde: 2146-2150m
    2130-2134m
    2134-2138m
    2138-2142m
    2142-2145m
    2146-2150m
    Kjerne bilde med dybde: 2150-2150m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2150-2150m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1950.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1960.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1970.0
    [m]
    C
    HYDRO
    1975.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1986.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1993.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1995.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2000.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2010.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2020.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2025.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2027.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2030.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2030.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2037.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2038.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2041.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2045.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2045.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2048.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2051.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2055.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2063.8
    [m]
    C
    HYDRO
    2065.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2070.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2075.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2080.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2085.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2090.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2096.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2102.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2105.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2107.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2109.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2110.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2110.6
    [m]
    C
    HYDRO
    2115.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2123.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2130.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2130.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2135.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2138.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2140.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2150.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2160.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2170.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2180.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2190.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2200.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2211.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2220.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2230.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2240.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2245.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2250.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2260.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2275.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2289.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2296.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2308.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2315.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2325.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2330.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2340.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2350.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2360.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2365.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2375.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2383.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2393.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2396.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2400.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2406.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2415.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2420.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2430.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2440.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2453.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2460.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2470.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2475.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2480.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2490.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2500.0
    [m]
    DC
    HYDRO

  • 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
    2398.00
    2390.00
    31.08.1984 - 00:00
    YES
    DST
    DST2
    2039.00
    2028.00
    CONDENSATE
    06.09.1984 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.30
    pdf
    14.53

  • 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
    0.22
    pdf
    0.25

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    14.63

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2390
    2398
    15.9
    2.0
    2029
    2040
    12.7
    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
    684
    25000
    0.830
    0.775
    37
    2.0
    26900
    0.770

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    BHC GR
    2000
    2080
    CBL VDL
    500
    1800
    DLL MSFL GR
    1799
    2143
    DLL MSFL GR
    2300
    2501
    ISF LSS GR SP
    247
    1793
    ISF LSS GR SP
    2147
    2503
    ISF LSS GR SP MSFL
    1799
    2147
    LDT CNL GR
    2120
    2504
    LDT CNL GR NGT
    1799
    2148
    LDT GR
    983
    1794
    RFT
    2030
    2120
    RFT
    2030
    2490
    RFT
    2395
    2395
    SHDT
    1925
    2505
    VSP
    600
    2505

  • 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
    247.0
    36
    248.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    984.0
    26
    1000.0
    1.80
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1801.0
    17 1/2
    1816.0
    1.82
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2499.0
    12 1/4
    2505.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    205
    1.18
    WATER BASED
    11.09.1984
    247
    1.20
    28.0
    19.0
    WATER BASED
    30.07.1984
    1000
    1.04
    WATER BASED
    01.08.1984
    1000
    1.02
    WATER BASED
    30.07.1984
    1000
    1.04
    WATER BASED
    01.08.1984
    1000
    1.08
    WATER BASED
    01.08.1984
    1000
    1.04
    40.0
    24.0
    WATER BASED
    30.07.1984
    1000
    1.02
    WATER BASED
    30.07.1984
    1000
    1.08
    WATER BASED
    01.08.1984
    1124
    1.15
    15.0
    14.0
    WATER BASED
    06.08.1984
    1367
    1.24
    16.0
    22.0
    WATER BASED
    06.08.1984
    1671
    1.36
    18.0
    20.0
    WATER BASED
    06.08.1984
    1816
    1.40
    18.0
    22.0
    WATER BASED
    06.08.1984
    1816
    1.40
    WATER BASED
    07.08.1984
    1816
    1.40
    36.0
    15.0
    WATER BASED
    08.08.1984
    1816
    1.40
    WATER BASED
    09.08.1984
    1816
    1.29
    16.5
    30.0
    WATER BASED
    13.08.1984
    1816
    1.40
    WATER BASED
    07.08.1984
    1816
    1.29
    16.5
    30.0
    WATER BASED
    13.08.1984
    1816
    1.40
    36.0
    15.0
    WATER BASED
    08.08.1984
    1816
    1.40
    WATER BASED
    09.08.1984
    2045
    1.30
    11.0
    10.0
    WATER BASED
    13.08.1984
    2064
    1.30
    11.0
    13.0
    WATER BASED
    13.08.1984
    2096
    1.29
    12.0
    16.0
    WATER BASED
    13.08.1984
    2139
    1.30
    WATER BASED
    15.08.1984
    2139
    1.29
    26.0
    12.0
    WATER BASED
    14.08.1984
    2139
    1.30
    WATER BASED
    15.08.1984
    2151
    1.30
    25.0
    13.0
    WATER BASED
    16.08.1984
    2241
    1.31
    24.0
    13.0
    WATER BASED
    21.08.1984
    2369
    1.31
    25.0
    10.0
    WATER BASED
    21.08.1984
    2490
    1.32
    26.0
    16.0
    WATER BASED
    21.08.1984
    2505
    1.33
    24.0
    16.0
    WATER BASED
    21.08.1984
    2505
    1.33
    28.0
    17.0
    WATER BASED
    22.08.1984
    2505
    1.33
    25.0
    14.0
    WATER BASED
    24.08.1984
    2505
    1.27
    26.0
    13.0
    WATER BASED
    27.08.1984
    2505
    1.15
    18.0
    11.0
    WATER BASED
    27.08.1984
    2505
    1.15
    18.0
    13.0
    WATER BASED
    27.08.1984
    2505
    1.33
    28.0
    14.0
    WATER BASED
    23.08.1984
    2505
    1.33
    25.0
    14.0
    WATER BASED
    24.08.1984
    2505
    1.15
    18.0
    13.0
    WATER BASED
    27.08.1984
    2505
    1.33
    28.0
    17.0
    WATER BASED
    22.08.1984
    2505
    1.33
    28.0
    14.0
    WATER BASED
    23.08.1984
    2505
    1.27
    26.0
    13.0
    WATER BASED
    27.08.1984
    2505
    1.15
    18.0
    11.0
    WATER BASED
    27.08.1984

  • 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
    0.23