Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
05.12.2025 - 01:23
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

31/3-2

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.
    31/3-2
    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).
    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.
    PREDRILLED: Øverste del av brønnbanen er boret, vanligvis som del av en topphull-kampanje som kan inkludere flere brønnbaner.
    RE-CLASS TO DEV: Letebrønnbane som er reklassifisert til en utvinningsbrønnbane med eget navn.
    RE-CLASS TO TEST: Letebrønnbane som er reklassifisert til testproduksjon med eget navn.
    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.
    ONLINE/OPERATIONAL: Brønnbanen er pågående, men ikke ferdigstilt, kan være operasjoner som, boring, seksjonsboring, logging, testing, plugging, klargjøring for produksjon/injeksjon eller midlertidig stans i forbindelse med operasjonene.
    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.
    31/3-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST 8007 - 338 A SP. 204.5
    Boreoperatør
    Navn på rettighetshaver som på vegne av den aktive utvinningstillatelsen 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.
    403-L
    Utvinningstill. ved brønnhodeposisjon
    Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).
    Utvinningstill. for boremål
    Dette tilsvarer den aktive utvinningstillatelsen for brønnbanens planlagte boremål. Utvinningstillatelsen for boremålet kan være en annen enn utvinningstillatelsen brønnbanen ble boret ut fra.
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    57
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    05.03.1984
    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.
    30.04.1984
    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.
    30.04.1986
    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.
    06.06.2006
    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.
    APPRAISAL
    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.
    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.
    SOGNEFJORD FM
    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.
    340.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2090.0
    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).
    2090.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    1.4
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    73
    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 JURASSIC
    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.
    DRAKE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 52' 11.41'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 40' 41.79'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6748639.40
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    536836.48
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    100

  • Brønnhistorie
    General
    Well 31/3-2 was drilled immediately to the southeast of a fault that was interpreted as a boundary fault between Troll West and Troll East. The main objectives of the appraisal well 31/3-2 were to determine if hydrocarbons were present on the downthrown south side of the fault, to determine the contacts, and to determine the degree of communication across the fault plane. A test would be performed in the case of moveable hydrocarbons, in order to observe boundary effects where the pay zone is narrow and thin. The well was planned to reach total depth in the Early Jurassic Drake Formation at 2050 m if drilling through the "boundary fault". In the case of drilling entirely within the hanging-wall block the total depth was estimated to 2130 m.
    Operations and results
    Well 31/3-2 was spudded with the semi-submersible installation Treasure Seeker on 5 March 1984 and drilled to TD at 2090 m in claystones of the Early Jurassic Drake Formation. No significant technical problems occurred during drilling and testing. The well was drilled with pre-hydrated gel/seawater with sweeps of high viscous mud down to 629 m and with KCl/polymer mud from 629 m to TD.
    The Sognefjord Formation (1567 - 1706 m) was found oil bearing down to 1578.5 m where the oil/water contact was established. The oil-bearing reservoir consisted of very fine to very coarse-grained sandstones. They are friable to loose with only traces of siliceous or calcareous cement. The total net sand in the Sognefjord Formation was calculated to 132 m out of 139 m gross thickness, giving a net/gross ratio of 0.95 and an average porosity of 26.6%. A thin (0.5 m) gas cap could be present on top of the oil column. This was identified from LDT/CNL logs and was also consistent with the GOR development during the test, but was not confirmed by RFT data. There were no oil shows above the Sognefjord Formation, and no oil shows below1595 m, and the Middle to Early Jurassic sandstones was found water bearing.
    Evidence from seismic interpretations, dip meter analysis, and subsequent geometrical considerations indicated that well 31/3-2 penetrated the "boundary fault" at top Brent Group level, between 1940 and 1955 m. In this zone two calcite cemented bands were encountered thought to be associated with the fault plane. The OWC was found to be 3.5 m shallower than in well 31/2-6, but the pressure data from wells in the area did not have sufficient reproducibility and resolution to support different pressure regimes in the different compartments.
    Five cores were cut between 1565 m and 1640 m from the lower part of the Draupne Formation and into the Sognefjord Formation. RFT pressure recordings and sampling were performed in the reservoir interval and pressure tests were also made in sand intervals in the underlying formations with the deepest point in the Drake Formation (Dunlin Group). Segregated RFT fluid samples were recovered from 1567.6 m (two samplings, one with oil and one with gas and oil), 1576 m (mud filtrate and water), and 1577.8 m (mud filtrate with trace oil and gas),
    The well was permanently abandoned on 30 April 1984 as a gas and oil appraisal.
    Testing
    One production test was performed over the interval 1567 - 1577 m in the oil zone at the top of the Sognefjord Formation. The test produced 1271.9 Sm3 /day of 27.5 deg. API oil together with 562588 Sm3/day of gas with gravity 0.620 (air = 1). The choke size was 63.5 mm. The GOR was 442 Sm3/Sm3 and the CO2 content was 1.0%. The pore pressure at the top of the reservoir was measured to be 158.15 bara (2293.8 psi). The temperature measured during the test was 69.5 deg. C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    460.00
    2090.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1565.0
    1575.5
    [m ]
    2
    1581.0
    1590.7
    [m ]
    3
    1593.0
    1606.3
    [m ]
    4
    1608.0
    1626.0
    [m ]
    5
    1626.0
    1639.9
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    65.3
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1565-1570m
    Kjerne bilde med dybde: 1570-1575m
    Kjerne bilde med dybde: 1575-1576m
    Kjerne bilde med dybde: 1581-1586m
    Kjerne bilde med dybde: 1586-1590m
    1565-1570m
    1570-1575m
    1575-1576m
    1581-1586m
    1586-1590m
    Kjerne bilde med dybde: 1593-1598m
    Kjerne bilde med dybde: 1598-1603m
    Kjerne bilde med dybde: 1603-1606m
    Kjerne bilde med dybde: 1608-1613m
    Kjerne bilde med dybde: 1613-1618m
    1593-1598m
    1598-1603m
    1603-1606m
    1608-1613m
    1613-1618m
    Kjerne bilde med dybde: 1618-1623m
    Kjerne bilde med dybde: 1623-1626m
    Kjerne bilde med dybde: 1626-1631m
    Kjerne bilde med dybde: 1631-1636m
    Kjerne bilde med dybde: 1626-1639m
    1618-1623m
    1623-1626m
    1626-1631m
    1631-1636m
    1626-1639m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    700.0
    [m]
    DC
    RRI
    720.0
    [m]
    DC
    RRI
    740.0
    [m]
    DC
    RRI
    760.0
    [m]
    DC
    RRI
    780.0
    [m]
    DC
    RRI
    800.0
    [m]
    DC
    RRI
    820.0
    [m]
    DC
    RRI
    880.0
    [m]
    DC
    RRI
    940.0
    [m]
    DC
    RRI
    960.0
    [m]
    DC
    RRI
    980.0
    [m]
    DC
    RRI
    1000.0
    [m]
    DC
    RRI
    1020.0
    [m]
    DC
    RRI
    1040.0
    [m]
    DC
    RRI
    1060.0
    [m]
    DC
    RRI
    1080.0
    [m]
    DC
    RRI
    1100.0
    [m]
    DC
    RRI
    1120.0
    [m]
    DC
    RRI
    1140.0
    [m]
    DC
    RRI
    1160.0
    [m]
    DC
    RRI
    1180.0
    [m]
    DC
    RRI
    1200.0
    [m]
    DC
    RRI
    1220.0
    [m]
    DC
    RRI
    1240.0
    [m]
    DC
    RRI
    1260.0
    [m]
    DC
    RRI
    1280.0
    [m]
    DC
    RRI
    1300.0
    [m]
    DC
    RRI
    1320.0
    [m]
    DC
    RRI
    1340.0
    [m]
    DC
    RRI
    1360.0
    [m]
    DC
    RRI
    1380.0
    [m]
    DC
    RRI
    1400.0
    [m]
    DC
    RRI
    1420.0
    [m]
    DC
    RRI
    1440.0
    [m]
    DC
    RRI
    1460.0
    [m]
    DC
    RRI
    1480.0
    [m]
    DC
    RRI
    1565.0
    [m]
    C
    OD
    1566.0
    [m]
    C
    OD
    1567.0
    [m]
    C
    OD
    1569.0
    [m]
    DC
    OD
    1571.0
    [m]
    DC
    OD
    1575.0
    [m]
    C
    OD
    1582.5
    [m]
    C
    OD
    1583.5
    [m]
    C
    OD
    1584.7
    [m]
    C
    OD
    1588.0
    [m]
    C
    OD
    1590.3
    [m]
    C
    OD
    1593.0
    [m]
    C
    OD
    1597.5
    [m]
    C
    OD
    1600.8
    [m]
    C
    OD
    1610.8
    [m]
    C
    OD
    1610.9
    [m]
    C
    OD
    1613.2
    [m]
    C
    OD
    1613.6
    [m]
    C
    OD
    1614.6
    [m]
    C
    OD
    1614.7
    [m]
    C
    OD
    1615.5
    [m]
    C
    OD
    1616.0
    [m]
    C
    OD
    1616.1
    [m]
    C
    OD
    1617.0
    [m]
    C
    OD
    1618.0
    [m]
    C
    OD
    1618.2
    [m]
    C
    OD
    1618.8
    [m]
    C
    OD
    1620.1
    [m]
    C
    OD
    1622.2
    [m]
    C
    OD
    1624.5
    [m]
    C
    OD
    1626.0
    [m]
    C
    OD

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.32

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.33
    pdf
    3.30

  • 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
    0.18
    pdf
    0.21

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (Frigitt i henhold til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (Frigitt i henhold til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    13.56
    pdf
    5.88
    pdf
    3.26
    pdf
    2.30
    pdf
    0.52
    pdf
    9.51
    pdf
    8.08
    pdf
    0.38
    pdf
    0.24
    pdf
    10.30
    pdf
    0.27
    pdf
    0.68
    pdf
    0.97
    pdf
    3.55
    pdf
    0.12
    pdf
    1.97
    pdf
    0.71
    pdf
    0.15
    pdf
    1.79
    pdf
    4.43
    pdf
    8.08
    pdf
    0.16
    pdf
    6.25
    pdf
    2.30
    pdf
    2.40
    pdf
    1.39
    pdf
    1.40
    pdf
    0.30
    pdf
    1.28
    pdf
    0.17
    pdf
    2.86
    pdf
    1.68
    pdf
    10.05
    pdf
    10.28
    pdf
    0.13
    pdf
    0.16
    pdf
    0.14
    pdf
    9.98
    pdf
    0.12
    pdf
    0.24
    pdf
    0.38
    pdf
    0.42
    pdf
    0.44
    pdf
    0.34
    pdf
    0.28
    pdf
    0.40
    pdf
    0.39
    pdf
    0.26
    pdf
    0.28
    pdf
    0.17
    pdf
    0.35
    pdf
    1.09
    pdf
    0.31
    pdf
    0.39
    pdf
    0.38
    pdf
    0.31
    pdf
    0.32
    pdf
    0.19
    pdf
    0.16
    pdf
    0.14
    pdf
    0.14
    tif
    0.14
    pdf
    0.03
    pdf
    0.04
    pdf
    0.82
    pdf
    1.06
    pdf
    3.81
    pdf
    3.34
    pdf
    0.09

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    1567
    1577
    63.5
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    60
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    1272
    563000
    0.890
    0.620
    442

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL
    610
    1499
    CBL VDL
    1390
    1705
    CBL VDL
    1400
    1736
    CET GR
    1385
    1702
    CST
    1040
    1494
    CST
    1505
    1979
    CST
    1750
    2087
    DLL MSFL GR SP CAL
    1502
    1639
    HDT
    610
    1492
    ISF LSS GR SP
    451
    622
    ISF LSS GR SP
    610
    1491
    ISF LSS GR SP
    1502
    2085
    LDT CNL CAL GR
    451
    624
    LDT CNL CAL GR
    610
    1493
    LDT CNL CAL GR
    1502
    1639
    LDT CNL CAL GR
    1502
    2086
    RFT
    1567
    1567
    RFT
    1567
    1725
    RFT
    1567
    1567
    RFT
    1576
    1576
    RFT
    1577
    1577
    RFT
    1725
    2022
    SHDT
    1502
    2087
    VSP-O
    1000
    2075

  • 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
    451.0
    36
    451.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    609.0
    26
    625.0
    1.45
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1502.0
    17 1/2
    1515.0
    1.56
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1805.0
    12 1/4
    2090.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    460
    1.06
    WATER BASED
    560
    1.37
    11.0
    WATER BASED
    650
    1.20
    18.0
    WATER BASED
    1250
    1.25
    19.0
    WATER BASED
    1355
    1.30
    18.0
    WATER BASED
    1650
    1.22
    40.0
    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
    0.19