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

30/3-2 R

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.
    30/3-2 R
    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.
    30/3-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    702 154 SP. 233
    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.
    256-L2
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    168
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    02.09.1980
    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.
    16.02.1981
    Plugget og forlatt dato
    Dato P&A-operasjonen av brønnbanen var ferdig, som innmeldt av operatør til DDRS (Daily Drilling Reporting System). Forekommer bare en gang pr. brønnhode/overflateposisjon.
    16.02.1981
    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.
    16.02.1983
    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.
    17.10.2007
    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).
    YES
    Årsak til gjenåpning
    Årsak til at boringen av brønnbanen ble gjenåpnet. Bare relevant for letebrønnbaner. Eksempel på lovlige verdier: DRILLING, DRILLING/PLUGGING, LOGGING, PLUGGING, TESTING, TESTING/PLUGGING.
    DRILLING/PLUGGING
    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.
    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.
    BRENT 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.
    186.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3567.0
    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).
    3566.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.75
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    125
    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.
    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.
    HEGRE GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 47' 49.23'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 55' 18.06'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6740339.45
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    495736.96
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    508

  • Brønnhistorie
    General
    Well 30/3-2 R is a re-entry of well 30/3-2, which was suspended at 955 m in Miocene sediments due to a strike. It is located ca 7 km north of the Oseberg Field in the Northern North Sea. The primary objective of the well was to test sandstones belonging to the Brent and Dunlin group. Secondary objective was sandstones in the Statfjord formation.
    Operations and results
    Wildcat well 30/3-2 was re-entered with the semi-submersible installation Deepsea Bergen on 2 September 1980 and drilled to TD at 3567 m in the Triassic Lunde Formation. The re-entry well track was drilled first with gel/lignosulphonate in 12 1/4" pilot hole from 955 m to 2350. Severe problems were experienced when opening up the pilot hole to 17 1/2". The mud system was changed, and a gypsum system was chosen. This change made it possible to complete the 17 1/2" section, but several days were lost due to hole problems and problems with the draw-works control circuits. The rest of the well was drilled with a gypsum/lignosulphonate mud and proceeded according to the program.
    The Brent group was encountered at 2825 m and consisted of the Ness Formation down to 2878 m and the Etive Formation from 2878 m to top Dunlin Group at 2949.5 m. The Statfjord Formation was encountered at 3228 m. The Brent Group contained two separate hydrocarbon-bearing reservoirs with one oil/water contact at 2839 m in the Ness formation, and another at 2932 m in the Oseberg Formation. RFT data also indicated a light hydrocarbon gradient (0.433 g/cc) in a 7 m thick Intra Dunlin (Cook) sand at 3071 m. The character of the fluorescence seen on this sand indicated gas. Frequent but discontinuous oil shows on limestone and claystone were observed beginning at 1930 m and down through Paleocene, Cretaceous and Late Jurassic to top reservoir in the Brent Group. Below OWC shows on sandstones were observed down to 3339 m.
    A total of 148 m core was recovered in 12 cores in the interval 2828 m to 3306.5 m in the Brent and Dunlin Groups and the Nansen Member of the Statfjord Formatoion. Three RFT segregated samples were taken in the Brent Group at 2833.5 m (mud filtrate and traces of oil and gas), 2872 m (mud filtrate, oil and some gas), and 2897.5 m (mud filtrate, 37 deg API oil and some gas). A fourth RFT segregated sample was taken in the upper Statfjord Formation, Nansen Member, at 3229.5 m (mud filtrate and gas). An FIT fluid sample was taken in the Dunlin Group at 3078 m (only mud filtrate and sand).
    The well was permanently abandoned on 16 February 1981 as an oil and gas discovery.
    Testing
    Three drill stem tests were attempted in the Brent Group reservoir, two of which were successful.
    DST 1 tested the interval 2916 - 2923 m in the Oseberg Formation. It produced 324 Sm3 oil and 26335 Sm3 gas /day through a 12.7 mm choke. The GOR was 81 Sm3/Sm3, the oil gravity was 38.8 deg API, and the gas gravity was 0.714 (air = 1). The DST temperature was 125.6 deg C.
    DST 2 tested the interval 2870 - 2874 m in the Ness Formation. It produced 370 Sm3 oil and 30865 Sm3 gas /day through a 12.7 mm choke. The GOR was 85.9 Sm3/Sm3, the oil gravity was 39.8 deg API, and the gas gravity was 0.710 (air = 1). The DST temperature was 122.2 deg C.
    DST 3 at 2832 - 2837 m in the Ness Formation failed for technical reasons.

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2828.0
    2833.8
    [m ]
    2
    2834.5
    2842.0
    [m ]
    3
    2860.0
    2864.4
    [m ]
    4
    2879.0
    2893.5
    [m ]
    5
    2897.0
    2898.4
    [m ]
    6
    2898.5
    2916.0
    [m ]
    7
    2916.0
    2934.6
    [m ]
    8
    2934.6
    2951.2
    [m ]
    9
    3073.0
    3082.5
    [m ]
    10
    3083.7
    3102.0
    [m ]
    11
    3102.0
    3121.4
    [m ]
    12
    3295.0
    3306.6
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    144.8
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2828-2830m
    Kjerne bilde med dybde: 2830-2833m
    Kjerne bilde med dybde: 2833-2834m
    Kjerne bilde med dybde: 2834-2837m
    Kjerne bilde med dybde: 2837-2839m
    2828-2830m
    2830-2833m
    2833-2834m
    2834-2837m
    2837-2839m
    Kjerne bilde med dybde: 2839-2842m
    Kjerne bilde med dybde: 2860-2862m
    Kjerne bilde med dybde: 2862-2864m
    Kjerne bilde med dybde: 2879-2882m
    Kjerne bilde med dybde: 2881-2884m
    2839-2842m
    2860-2862m
    2862-2864m
    2879-2882m
    2881-2884m
    Kjerne bilde med dybde: 2884-2887m
    Kjerne bilde med dybde: 2887-2889m
    Kjerne bilde med dybde: 2889-2892m
    Kjerne bilde med dybde: 2892-2895m
    Kjerne bilde med dybde: 2895-2896m
    2884-2887m
    2887-2889m
    2889-2892m
    2892-2895m
    2895-2896m
    Kjerne bilde med dybde: 2897-2898m
    Kjerne bilde med dybde: 2898-2901m
    Kjerne bilde med dybde: 2901-2903m
    Kjerne bilde med dybde: 2903-2906m
    Kjerne bilde med dybde: 2906-2909m
    2897-2898m
    2898-2901m
    2901-2903m
    2903-2906m
    2906-2909m
    Kjerne bilde med dybde: 2909-2912m
    Kjerne bilde med dybde: 2912-2914m
    Kjerne bilde med dybde: 2914-2915m
    Kjerne bilde med dybde: 2916-2918m
    Kjerne bilde med dybde: 2918-2921m
    2909-2912m
    2912-2914m
    2914-2915m
    2916-2918m
    2918-2921m
    Kjerne bilde med dybde: 2921-2924m
    Kjerne bilde med dybde: 2924-2926m
    Kjerne bilde med dybde: 2926-2929m
    Kjerne bilde med dybde: 2929-2932m
    Kjerne bilde med dybde: 2932-2934m
    2921-2924m
    2924-2926m
    2926-2929m
    2929-2932m
    2932-2934m
    Kjerne bilde med dybde: 2934-2937m
    Kjerne bilde med dybde: 2937-2940m
    Kjerne bilde med dybde: 2940-2942m
    Kjerne bilde med dybde: 2942-2945m
    Kjerne bilde med dybde: 2945-2948m
    2934-2937m
    2937-2940m
    2940-2942m
    2942-2945m
    2945-2948m
    Kjerne bilde med dybde: 2948-2950m
    Kjerne bilde med dybde: 2950-2951m
    Kjerne bilde med dybde: 3073-3075m
    Kjerne bilde med dybde: 3075-3078m
    Kjerne bilde med dybde: 3078-3081m
    2948-2950m
    2950-2951m
    3073-3075m
    3075-3078m
    3078-3081m
    Kjerne bilde med dybde: 3081-3082m
    Kjerne bilde med dybde: 3083-3086m
    Kjerne bilde med dybde: 3086-3089m
    Kjerne bilde med dybde: 3089-3091m
    Kjerne bilde med dybde: 3091-3094m
    3081-3082m
    3083-3086m
    3086-3089m
    3089-3091m
    3091-3094m
    Kjerne bilde med dybde: 3094-3097m
    Kjerne bilde med dybde: 3097-3099m
    Kjerne bilde med dybde: 3099-3102m
    Kjerne bilde med dybde: 3102-3104m
    Kjerne bilde med dybde: 3104-3107m
    3094-3097m
    3097-3099m
    3099-3102m
    3102-3104m
    3104-3107m
    Kjerne bilde med dybde: 3107-3110m
    Kjerne bilde med dybde: 3110-3112m
    Kjerne bilde med dybde: 3112-3115m
    Kjerne bilde med dybde: 3115-3118m
    Kjerne bilde med dybde: 3118-3120m
    3107-3110m
    3110-3112m
    3112-3115m
    3115-3118m
    3118-3120m
    Kjerne bilde med dybde: 3120-3121m
    Kjerne bilde med dybde: 3295-3297m
    Kjerne bilde med dybde: 3297-3300m
    Kjerne bilde med dybde: 3300-3303m
    Kjerne bilde med dybde: 3303-3305m
    3120-3121m
    3295-3297m
    3297-3300m
    3300-3303m
    3303-3305m
    Kjerne bilde med dybde: 3305-3306m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3305-3306m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    340.0
    [m]
    DC
    RRI
    640.0
    [m]
    DC
    RRI
    1140.0
    [m]
    DC
    RRI
    1840.0
    [m]
    DC
    RRI
    1940.0
    [m]
    DC
    RRI
    2031.0
    [m]
    DC
    RRI
    2331.0
    [m]
    DC
    RRI
    2655.0
    [m]
    DC
    RRI
    2721.0
    [m]
    DC
    RRI
    2724.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2748.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2772.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2790.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2820.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2826.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2947.9
    [m]
    C
    RRI
    2958.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2976.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2982.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3006.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3018.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3036.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3054.0
    [m]
    DC
    RRI
    3054.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3114.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3132.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3168.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3204.0
    [m]
    DC
    RRI
    3204.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3210.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3222.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3423.0
    [m]
    DC
    RRI

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.33
    pdf
    0.91
    pdf
    3.19
    pdf
    0.24
    pdf
    5.49

  • 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
    0.12
    pdf
    0.27

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2916
    2923
    12.7
    2.0
    2870
    2874
    12.7
    3.0
    2832
    2837
    0.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    32.000
    23.000
    2.0
    31.000
    23.000
    3.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    325
    27000
    0.831
    0.714
    86
    2.0
    369
    32000
    0.826
    0.710
    86
    3.0

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL CCL GR
    1675
    3569
    CBL VDL GR
    2639
    3051
    DLL MSFL GR
    2332
    3562
    FDC CNL GR CAL
    940
    3567
    GEODIP
    2800
    3125
    HDT
    2332
    3567
    ISF SONIC GR SP
    259
    3567
    LDT CNT GR
    2332
    3059
    LDT GR CAL
    3051
    3567
    VELOCITY
    1900
    2500

  • 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
    260.0
    36
    261.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    940.0
    26
    955.0
    1.72
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2332.0
    17 1/2
    2355.0
    1.89
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3057.0
    12 1/4
    3060.0
    1.80
    LOT
    LINER
    7
    3564.0
    8 1/2
    3567.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    600
    1.10
    50.0
    waterbased
    1250
    1.20
    50.0
    waterbased
    1530
    1.30
    54.0
    waterbased
    2020
    1.40
    57.0
    waterbased
    3050
    1.25
    56.0
    waterbased
    3400
    1.25
    57.0
    waterbased

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    2895.00
    [m ]
    3073.70
    [m ]
    3078.00
    [m ]
    3081.80
    [m ]
    3098.00
    [m ]
    3121.00
    [m ]
    3295.45
    [m ]
    3304.70
    [m ]
    3306.10
    [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