Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
25.12.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

31/4-3

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.
    31/4-3
    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.
    31/4-3
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    954 231 SP.586
    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.
    236-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    140
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    24.12.1979
    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.
    11.05.1980
    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.
    11.05.1982
    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.
    29.03.2014
    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.
    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.
    INTRA HEATHER FM SS
    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.
    MIDDLE 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.
    INTRA HEATHER FM SS
    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.
    170.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4981.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    4
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    143
    Eldste penetrerte alder
    Alder (iflg. Geologic Time Scale 2004 by F. M. Gradstein, et al. (2004)) til den eldste formasjonen det er blitt boret gjennom. Kan avvike fra alder ved TD for eksempel i avviksbrønner. Eksempler for lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EARLY PERMIAN, EARLY TRIASSIC, EOCENE.
    EARLY 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.
    ROTLIEGEND GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 35' 12.2'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 5' 38.1'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6716918.02
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    505145.68
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    402

  • Brønnhistorie
    General
    Well 31/4-3 was drilled on the Bjørgvin Arch in the North Sea, east of the Oseberg main field. Near-by well 31/4-2 on the southern part of the Brage Horst had recently found live oil and gas in small quantities in the Brent Group. The primary objectives were sandstones within the Early Jurassic Dunlin and Statfjord Formation. They were thought to be separate reservoirs with different hydrocarbon/water contacts. A secondary objective was to penetrate a deep seismic marker assumed to be a Paleozoic unconformity. Accumulation of hydrocarbons in Early Triassic and pre-Triassic sandstones were considered possible if adequate seal and source rocks were present.
    Operations and results
    Wildcat well 31/4-3 was spudded with the semi-submersible installation Treasure Seeker on 24 December 1979 and drilled to TD at 4981 m in rocks of Triassic/Permian age. The well was drilled with seawater and hi-vis sweeps down to 906 m, with XP-20/Spersene/Drispac mud from 906 m to TD.
    Two separate hydrocarbon-bearing sandstone intervals were encountered in the Late Jurassic Heather Formation. The Oxfordian to Kimmeridgian "Intra Heather Sand I" from 2018 m to 2082 m had gas down to a gas/oil contact at ca 2035 m and oil down-to 2048 m. The section below 2048 had silty to shaley sand with 82% water saturation. The OWC could be somewhere in this section between 2048 and 2054 m. The Callovian "Intra Heather Sand II" (Fensfjord Formation) from 2136 to 2246 m had oil (57.7% average water saturation) down to a possible OWC at 2172. This section was a silty/shaley sand and the net pay was 24 m. Below this the well penetrated 45 m of Middle Jurassic Brent Group sandstones, a 291 m thick Dunlin Group with sandstone in the Cook Formationand the Johansen Formation, and a 177 m thick Statfjord Group consisting of clean sandstone with some shale beds. These sandstones were all found to be water-bearing. Below the Statfjord Group the well penetrated 1571 m of the Triassic Hegre Group, and ended up in rocks of possibly Permian age. These sections were also water-bearing. Apart from shows in the hydrocarbon bearing Intra Heather Formation sandstones only a weak oil show in the Lista Formation at 1890 to 1905 m was recorded.
    A total of seven cores were cut in the well, five in the Jurassic sands and two at total depth. RFT fluid samples were taken at 2043.5 m (oil) and at 2165.3 m (minor air/gas and mud filtrate).
    The well was permanently abandoned on 11 May 1980 as an oil and gas discovery.
    Testing
    Two Drill stem tests were performed in the Intra Heather Formation sandstones.
    DST 1 tested the interval 2152 to 2167 m. It flowed 170 m3 water and 170 Sm3 oil/day. The GOR was 64 Sm3/Sm3, the oil gravity was 34.7 deg API, and the gas gravity was 0.74 (air = 1).
    DST 2 tested the interval 2023 to 2040 m, across the gas/oil contact. It flowed hydrocarbons at a rate of 245 Sm3 /day. The GOR was 641Sm3/Sm3 and the oil gravity was 40 deg API, and the gas gravity was 0.674 (air = 1). These values represent a blend of fluids from the oil leg and the gas cap. Maximum bottom hole temperature was 89.4 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    290.00
    4975.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2155.0
    2171.0
    [m ]
    2
    2171.0
    2186.7
    [m ]
    3
    2357.0
    2365.8
    [m ]
    4
    2544.8
    2561.5
    [m ]
    5
    2704.8
    2718.5
    [m ]
    7
    4977.8
    4981.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    74.2
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2155-2157m
    Kjerne bilde med dybde: 2157-2160m
    Kjerne bilde med dybde: 2160-2163m
    Kjerne bilde med dybde: 2163-2165m
    Kjerne bilde med dybde: 2165-2168m
    2155-2157m
    2157-2160m
    2160-2163m
    2163-2165m
    2165-2168m
    Kjerne bilde med dybde: 2168-2171m
    Kjerne bilde med dybde: 2171-2173m
    Kjerne bilde med dybde: 2173-2179m
    Kjerne bilde med dybde: 2179-2181m
    Kjerne bilde med dybde: 2181-2184m
    2168-2171m
    2171-2173m
    2173-2179m
    2179-2181m
    2181-2184m
    Kjerne bilde med dybde: 2184-2186m
    Kjerne bilde med dybde: 2357-2359m
    Kjerne bilde med dybde: 2359-2362m
    Kjerne bilde med dybde: 2362-2365m
    Kjerne bilde med dybde: 2365-2365m
    2184-2186m
    2357-2359m
    2359-2362m
    2362-2365m
    2365-2365m
    Kjerne bilde med dybde: 2544-2547m
    Kjerne bilde med dybde: 2547-2550m
    Kjerne bilde med dybde: 2550-2552m
    Kjerne bilde med dybde: 2552-2555m
    Kjerne bilde med dybde: 2555-2558m
    2544-2547m
    2547-2550m
    2550-2552m
    2552-2555m
    2555-2558m
    Kjerne bilde med dybde: 2558-2561m
    Kjerne bilde med dybde: 2561-2561m
    Kjerne bilde med dybde: 2704-2707m
    Kjerne bilde med dybde: 2707-2710m
    Kjerne bilde med dybde: 2710-2712m
    2558-2561m
    2561-2561m
    2704-2707m
    2707-2710m
    2710-2712m
    Kjerne bilde med dybde: 2712-2715m
    Kjerne bilde med dybde: 2715-2718m
    Kjerne bilde med dybde: 2718-2718m
    Kjerne bilde med dybde: 4979-4981m
    Kjerne bilde med dybde: 4977-4979m
    2712-2715m
    2715-2718m
    2718-2718m
    4979-4981m
    4977-4979m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1969.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1975.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1991.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1995.0
    [m]
    SWC
    2007.0
    [m]
    SWC
    2011.5
    [m]
    SWC
    IKU
    2012.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2015.0
    [m]
    SWC
    2015.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2016.5
    [m]
    SWC
    IKU
    2021.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2023.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2027.0
    [m]
    SWC
    2034.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2046.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2052.0
    [m]
    SWC
    2070.0
    [m]
    SWC
    2074.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2085.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2097.0
    [m]
    SWC
    2100.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2110.0
    [m]
    SWC
    2115.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2120.0
    [m]
    SWC
    2133.0
    [m]
    SWC
    2134.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2139.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2148.0
    [m]
    DC
    2155.9
    [m]
    C
    IKU
    2161.5
    [m]
    C
    2162.0
    [m]
    C
    IKU
    2165.9
    [m]
    C
    IKU
    2166.4
    [m]
    C
    2170.0
    [m]
    C
    2171.0
    [m]
    C
    IKU
    2172.2
    [m]
    C
    IKU
    2176.6
    [m]
    C
    IKU
    2176.9
    [m]
    C
    2178.0
    [m]
    DC
    2179.5
    [m]
    C
    IKU
    2183.2
    [m]
    C
    2183.8
    [m]
    C
    IKU
    2186.0
    [m]
    C
    2186.0
    [m]
    C
    IKU
    2188.0
    [m]
    C
    2214.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2218.0
    [m]
    C
    2222.0
    [m]
    C
    2225.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2245.0
    [m]
    DC
    2250.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2264.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2272.0
    [m]
    SWC
    2285.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2295.0
    [m]
    SWC
    2303.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2304.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2318.0
    [m]
    SWC
    2335.0
    [m]
    C
    2347.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2353.0
    [m]
    DC
    2357.0
    [m]
    C
    IKU
    2358.9
    [m]
    C
    2360.0
    [m]
    C
    IKU
    2366.0
    [m]
    C
    2370.0
    [m]
    DC
    2377.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2380.0
    [m]
    DC
    2382.0
    [m]
    SWC
    2391.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2412.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2417.0
    [m]
    SWC
    2425.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2443.0
    [m]
    SWC
    2445.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2480.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2483.0
    [m]
    SWC
    2503.0
    [m]
    SWC
    2507.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2517.0
    [m]
    SWC
    2520.0
    [m]
    DC
    2532.5
    [m]
    SWC
    IKU
    2549.8
    [m]
    C
    IKU
    2550.0
    [m]
    DC
    2552.2
    [m]
    C
    IKU
    2553.8
    [m]
    C
    2557.0
    [m]
    C
    2557.4
    [m]
    C
    IKU
    2558.7
    [m]
    C
    2561.5
    [m]
    C
    2580.0
    [m]
    C
    2585.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2610.0
    [m]
    DC
    2625.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2637.0
    [m]
    SWC
    2640.0
    [m]
    DC
    2670.0
    [m]
    DC
    2680.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2698.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2699.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2700.0
    [m]
    DC
    2709.0
    [m]
    C
    2712.3
    [m]
    C
    2712.5
    [m]
    SWC
    IKU
    2718.0
    [m]
    C
    IKU
    2730.0
    [m]
    DC
    2750.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2760.0
    [m]
    DC
    2763.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2790.0
    [m]
    DC
    2820.0
    [m]
    DC
    2850.0
    [m]
    DC
    2850.0
    [m]
    SWC
    2880.0
    [m]
    DC
    2910.0
    [m]
    DC
    2943.0
    [m]
    DC
    2970.0
    [m]
    DC
    2985.0
    [m]
    DC
    3015.0
    [m]
    SWC
    3236.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4310.0
    [m]
    SWC
    IKU

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.55
    pdf
    1.56
    pdf
    4.94
    pdf
    1.07
    pdf
    0.40

  • 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
    0.25
    pdf
    0.35

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    18.49

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2127
    2143
    19.0
    2.0
    1998
    2015
    19.0
    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
    170
    11000
    0.851
    0.730
    64
    2.0
    245
    153000
    0.825
    0.674
    641

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL
    1800
    3692
    CPI
    1950
    2430
    CST
    1967
    2205
    CST
    1969
    3700
    CST
    1995
    2850
    CST
    2209
    2882
    CST
    3752
    4963
    CYBERDIP
    1924
    3713
    CYBERDIP
    3694
    4989
    DLL MSFL
    1924
    2438
    FDC CNL
    924
    2441
    FDC CNL
    2441
    3713
    FDC CNL
    3692
    4982
    FDC GR
    891
    1934
    HDT
    1924
    3713
    HDT
    3691
    4989
    ISF SON
    195
    4980
    RFT
    1966
    3192
    RFT
    2019
    2403
    RFT
    2043
    2043
    RFT
    2140
    2160
    RFT
    2165
    2165
    TEMP
    225
    4981
    VELOCITY
    500
    4975

  • 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
    256.0
    36
    256.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    866.0
    26
    881.0
    1.74
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1899.0
    17 1/2
    1915.0
    1.72
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3669.0
    12 1/4
    3685.0
    1.58
    LOT
    LINER
    7
    4981.0
    8 3/8
    4981.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    265
    1.01
    waterbased
    990
    1.28
    52.0
    waterbased
    1361
    1.40
    71.0
    waterbased
    1906
    1.40
    68.0
    waterbased
    2078
    1.30
    40.0
    waterbased
    2588
    1.27
    44.0
    waterbased
    3641
    1.21
    52.0
    waterbased
    4858
    1.19
    43.0
    waterbased

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    2559.18
    [m ]
    2551.58
    [m ]
    2548.05
    [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
    0.23