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

7/7-2

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.
    7/7-2
    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.
    7/7-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    AHN 8707 - 212 SP. 110
    Utvinningstillatelse
    Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).
    Boreoperatør
    Navn på rettighetshaver som på vegne av den aktive utvinningstillatelsen (ved brønnhodeposisjon) starter boreoperasjonen. Dette tilsvarer vanligvis operatørselskapet for den aktuelle utvinningstillatelsen.
    Den norske stats oljeselskap a.s
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    710-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    97
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    20.01.1992
    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.
    25.04.1992
    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.
    25.04.1994
    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.
    19.10.2006
    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.
    LATE 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.
    ULA FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    82.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3430.0
    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).
    3430.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    3.4
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    147
    Eldste penetrerte alder
    Alder (iflg. Geologic Time Scale 2004 by F. M. Gradstein, et al. (2004)) til den eldste formasjonen det er blitt boret gjennom. Kan avvike fra alder ved TD for eksempel i avviksbrønner. Eksempler for lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EARLY PERMIAN, EARLY TRIASSIC, EOCENE.
    LATE PERMIAN
    Eldste penetrerte formasjon
    Navn på den eldste litostratigrafiske enheten som brønnbanen har penetrert. Vises bare på brønner som er frigitt. I de fleste brønnbaner er dette formasjonen eller gruppen påtruffet i bunnen av brønnbanen. Kan avvike fra formasjonen eller gruppen ved TD for eksempel i brønnbaner som er boret med høy avvik eller gjennom forkastninger. Eksempler på lovlige verdier: AMUNDSEN FM, BALDER FM, BASEMENT, BLODØKS FM, BRYNE FM, BURTON FM, COOK FM, DRAKE FM, DRAUPNE FM, EKOFISK FM, SHETLAND GP.
    ZECHSTEIN GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    57° 29' 4.16'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 18' 17.59'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6371675.99
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    458321.93
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1868

  • Brønnhistorie
    General
    Well 7/7-2 is located ca 8 km east of the UK border on the Jæren High in the North Sea. It was the second commitment well within the licence PL-148 and was designed to test the A-prospect, interpreted as a Late Jurassic channel sandstone. Planned TD was in Permian sediments or 3500 m, whichever came first.
    Operations and results
    Wildcat well 7/7-2 was spudded with the semi-submersible installation Deepsea Bergen on 20 January 1992 and drilled to TD at 3430 m in the Permian Zechstein Group. The well took 100 days to drill and test, 20 days more than planned. This was mainly due to a 25% higher pore pressure than prognosed in the reservoir, resulting in a plug-back and 9 5/8" casing above reservoir, and not at TD as programmed. Other contributing factors were re-spud after lost stinger in 30" casing, two occasions of pulling BOP due to leakage and leak on swivel stem on top drive. The DSTs experienced severe difficulties with leakage and operation of down hole valves resulting in two mis-runs with testing string and a shortened DST no. 2. The well was drilled with CMC EHV and seawater down to 904 m, with KCl/PHPA/PAC from 904 m to 2744 m, and with ANCOTEMP mud from 2744 m to TD.
    The greater part of the prospect, the Late Jurassic Ula sandstone was encountered at 3327 m, and proved to be sandy. The Jurassic reservoir lithology consisted primarily of fine, well-sorted silica-cemented sandstone with poor visual porosity. Subsequent testing from 3348 - 3350 m showed a very tight formation, however testing from 3333 - 3342 m yielded oil. No oil-water contact was encountered, but organic geochemical analyses detected oil saturation in two intervals from the top of the reservoirs down to 3341, and from 3345 down to 3347 m.
    Four and a half m of shaley core was recovered in two cores from 3242 m to 3247 in the Mandal Formation. Good oil shows were observed in these cores. Organic geochemical analyses proved them to be excellent oil-prone source rock and with a maturity well within the oil window. Three cores were cut from 3338 m to 3363 m in the lower part of the Ula Formation and 17 m into the Triassic Smith Bank Formation. FMT pressures indicated a 0.766 g/cm3 oil gradient over the reservoir interval. Two FMT fluid samples were taken. Sample 4B at 3334 m recovered only mud filtrate. Sample 4C at 3335.4 m recovered 18.6 l mud filtrate and 200 ml of HC film.
    The well was permanently abandoned on 25 April 1992 as an oil discovery.
    Testing
    Two drill stem tests were performed in the well, DST 1 in Triassic sandstones and DST 2 in sandstones of Late Jurassic age. In DST 1 a two-metre interval from 3348 m to 3350 m was perforated. No reservoir fluid was produced to surface, but oil was trapped between two valves in the test string and the string content was also reversed out and directed to tank. Approximately 15 litres of oil were recovered from the test.
    The well was perforated from 3333 m to 3342 m in DST 2. It produced 784 Sm3/d of oil through a 24/64" (9.53 mm) choke, with a wellhead pressure of 15218 kPa and a temperature of 80 °C. The gas-oil ratio was measured to 20 Sm3/Sm3 with a separator pressure of 2032 - 2150 kPa and a separator temperature of 65 - 71 °C. Maximum down hole temperature was 144 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    910.00
    3422.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3242.0
    3243.0
    [m ]
    2
    3243.0
    3246.5
    [m ]
    3
    3338.0
    3348.6
    [m ]
    4
    3350.0
    3357.1
    [m ]
    5
    3357.0
    3368.4
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    33.6
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3242-3243m
    Kjerne bilde med dybde: 3243-3246m
    Kjerne bilde med dybde: 3338-3343m
    Kjerne bilde med dybde: 3348-3349m
    Kjerne bilde med dybde: 3350-3355m
    3242-3243m
    3243-3246m
    3338-3343m
    3348-3349m
    3350-3355m
    Kjerne bilde med dybde: 3355-3357m
    Kjerne bilde med dybde: 3357-3362m
    Kjerne bilde med dybde: 3362-3363m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3355-3357m
    3357-3362m
    3362-3363m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1350.0
    [m]
    DC
    MILL
    1370.0
    [m]
    DC
    MILL
    1380.0
    [m]
    DC
    MILL
    1390.0
    [m]
    DC
    MILL
    1400.0
    [m]
    DC
    MILL
    1430.0
    [m]
    DC
    MILL
    1440.0
    [m]
    DC
    MILL
    1460.0
    [m]
    DC
    MILL
    1470.0
    [m]
    DC
    MILL
    1490.0
    [m]
    DC
    MILL
    1500.0
    [m]
    DC
    MILL
    1520.0
    [m]
    DC
    MILL
    1530.0
    [m]
    DC
    MILL
    1550.0
    [m]
    DC
    MILL
    1560.0
    [m]
    DC
    MILL
    1580.0
    [m]
    DC
    MILL
    1590.0
    [m]
    DC
    MILL
    1610.0
    [m]
    DC
    MILL
    1620.0
    [m]
    DC
    MILL
    1640.0
    [m]
    DC
    MILL
    1650.0
    [m]
    DC
    MILL
    1670.0
    [m]
    DC
    MILL
    1680.0
    [m]
    DC
    MILL
    1690.0
    [m]
    DC
    MILL
    1710.0
    [m]
    DC
    MILL
    1730.0
    [m]
    DC
    MILL
    1740.0
    [m]
    DC
    MILL
    1760.0
    [m]
    DC
    MILL
    1770.0
    [m]
    DC
    MILL
    1790.0
    [m]
    DC
    MILL
    1800.0
    [m]
    DC
    MILL
    1820.0
    [m]
    DC
    MILL
    1830.0
    [m]
    DC
    MILL
    1850.0
    [m]
    DC
    MILL
    1860.0
    [m]
    DC
    MILL
    1880.0
    [m]
    DC
    MILL
    1890.0
    [m]
    DC
    MILL
    1910.0
    [m]
    DC
    MILL
    1920.0
    [m]
    DC
    MILL
    1940.0
    [m]
    DC
    MILL
    1950.0
    [m]
    DC
    MILL
    1970.0
    [m]
    DC
    MILL
    1980.0
    [m]
    DC
    MILL
    2000.0
    [m]
    DC
    MILL
    2010.0
    [m]
    DC
    MILL
    2030.0
    [m]
    DC
    MILL
    2040.0
    [m]
    DC
    MILL
    2060.0
    [m]
    DC
    MILL
    2070.0
    [m]
    DC
    MILL
    2090.0
    [m]
    DC
    MILL
    2100.0
    [m]
    DC
    MILL
    2120.0
    [m]
    DC
    MILL
    2130.0
    [m]
    DC
    MILL
    2150.0
    [m]
    DC
    MILL
    2160.0
    [m]
    DC
    MILL
    2180.0
    [m]
    DC
    MILL
    2190.0
    [m]
    DC
    MILL
    2210.0
    [m]
    DC
    MILL
    2220.0
    [m]
    DC
    MILL
    2240.0
    [m]
    DC
    MILL
    2250.0
    [m]
    DC
    MILL
    2270.0
    [m]
    DC
    MILL
    2280.0
    [m]
    DC
    MILL
    2300.0
    [m]
    DC
    MILL
    2310.0
    [m]
    DC
    MILL
    2330.0
    [m]
    DC
    MILL
    2340.0
    [m]
    DC
    MILL
    2360.0
    [m]
    DC
    MILL
    2370.0
    [m]
    DC
    MILL
    2390.0
    [m]
    DC
    MILL
    2400.0
    [m]
    DC
    MILL
    2415.0
    [m]
    DC
    MILL
    2430.0
    [m]
    DC
    MILL
    2448.0
    [m]
    DC
    MILL
    2460.0
    [m]
    DC
    MILL
    2475.0
    [m]
    DC
    MILL
    2490.0
    [m]
    DC
    MILL
    2505.0
    [m]
    DC
    MILL
    2520.0
    [m]
    DC
    MILL
    2535.0
    [m]
    DC
    MILL
    2550.0
    [m]
    DC
    MILL
    2565.0
    [m]
    DC
    MILL
    2580.0
    [m]
    DC
    MILL
    2595.0
    [m]
    DC
    MILL
    2610.0
    [m]
    DC
    MILL
    2625.0
    [m]
    DC
    MILL
    2640.0
    [m]
    DC
    MILL
    2655.0
    [m]
    DC
    MILL
    2670.0
    [m]
    DC
    MILL
    2685.0
    [m]
    DC
    MILL
    2700.0
    [m]
    DC
    MILL
    2715.0
    [m]
    DC
    MILL
    3100.0
    [m]
    DC
    MILL
    3110.0
    [m]
    DC
    MILL
    3120.0
    [m]
    DC
    MILL
    3140.0
    [m]
    DC
    MILL
    3170.0
    [m]
    DC
    MILL
    3180.0
    [m]
    DC
    MILL
    3200.0
    [m]
    DC
    MILL
    3215.0
    [m]
    DC
    MILL
    3219.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3230.0
    [m]
    DC
    MILL
    3241.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3251.0
    [m]
    DC
    MILL
    3258.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3263.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3266.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3271.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3275.0
    [m]
    DC
    MILL
    3278.0
    [m]
    DC
    MILL
    3284.0
    [m]
    DC
    MILL
    3290.0
    [m]
    DC
    MILL
    3296.0
    [m]
    DC
    MILL
    3302.0
    [m]
    DC
    MILL
    3308.0
    [m]
    DC
    MILL
    3314.0
    [m]
    DC
    MILL
    3320.0
    [m]
    DC
    MILL
    3326.0
    [m]
    DC
    MILL
    3332.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3338.3
    [m]
    C
    STATO
    3339.3
    [m]
    C
    STATO
    3339.7
    [m]
    C
    STATO
    3339.9
    [m]
    C
    STATO
    3340.1
    [m]
    C
    STATO
    3341.8
    [m]
    C
    STATO
    3342.4
    [m]
    C
    STATO
    3343.2
    [m]
    C
    STATO
    3344.1
    [m]
    C
    STATO
    3346.5
    [m]
    C
    STATO
    3348.6
    [m]
    C
    MILL
    3358.7
    [m]
    C
    STATO
    3377.0
    [m]
    DC
    MILL
    3386.0
    [m]
    DC
    MILL
    3395.0
    [m]
    DC
    MILL
    3404.0
    [m]
    DC
    MILL
    3413.0
    [m]
    DC
    MILL
    3422.0
    [m]
    DC
    MILL
    3428.0
    [m]
    DC
    MILL

  • 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
    3333.00
    3342.00
    15.04.1992 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.60

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    2.85

  • 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
    0.49
    pdf
    0.19

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    20.42

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3333
    3342
    9.5
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    35.000
    15.000
    80
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    787
    15740
    0.877
    0.840
    20

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    1000
    2727
    CBL VDL GR
    1500
    3283
    CDL CN SPL
    3285
    3431
    CDL CN SPL GR
    2727
    3304
    DIFL ACL GR
    2727
    3303
    DIFL ACL MLL GR
    3285
    3431
    DIFL ACL ZDL GR
    886
    2734
    DIPLOG
    3285
    3432
    DIPS GR
    3075
    3304
    FMT GR
    3316
    3333
    FMT HP SG GR
    3334
    3374
    FMT SG GR
    3335
    0
    MWD - GR RES DIR
    105
    3430
    SWC
    3328
    3410
    SWC GR
    3110
    3282
    VELOCITY
    1515
    3425
    VSP
    470
    3420

  • 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
    165.0
    36
    165.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    886.0
    26
    886.0
    2.05
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2728.0
    17 1/2
    2728.0
    2.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3283.0
    12 1/4
    3283.0
    2.05
    LOT
    LINER
    7
    3420.0
    8 1/2
    3420.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    1920
    1.55
    34.0
    WATER BASED
    2077
    1.55
    39.0
    WATER BASED
    2083
    1.55
    34.0
    WATER BASED
    2182
    1.55
    30.0
    WATER BASED
    2330
    1.60
    24.0
    WATER BASED
    2448
    1.55
    34.0
    WATER BASED
    2525
    1.55
    32.0
    WATER BASED
    2586
    1.55
    36.0
    WATER BASED
    2719
    1.55
    32.0
    WATER BASED
    2744
    1.60
    24.0
    WATER BASED
    2840
    1.55
    30.0
    WATER BASED
    2949
    1.55
    36.0
    WATER BASED
    3043
    1.60
    41.0
    WATER BASED
    3100
    1.62
    40.0
    WATER BASED
    3117
    1.67
    40.0
    WATER BASED
    3121
    1.62
    43.0
    WATER BASED
    3166
    1.62
    40.0
    WATER BASED
    3242
    1.67
    38.0
    WATER BASED
    3293
    1.70
    48.0
    WATER BASED
    3312
    1.70
    43.0
    WATER BASED
    3328
    1.87
    26.0
    WATER BASED
    3330
    1.95
    39.0
    WATER BASED
    3334
    2.04
    26.0
    WATER BASED
    3338
    1.96
    38.0
    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