Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
21.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

15/9-11

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.
    15/9-11
    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.
    15/9-11
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    510 - 325 SP 1369
    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.
    303-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.
    18.09.1981
    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.
    23.12.1981
    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.
    23.12.1983
    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.
    27.05.2009
    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.
    GAS/CONDENSATE
    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.
    PALEOCENE
    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.
    HEIMDAL 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.
    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.
    HUGIN 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.
    88.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2950.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.2
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    107
    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.
    SMITH BANK FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    58° 24' 2.53'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 53' 41.79'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6474001.57
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    435410.76
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    329

  • Brønnhistorie
    General
    Well 15/11-9 was drilled to appraise the 15/9-9 Sleipner Øst discovery in the south Viking Graben area of the North Sea.
    The primary objective was to delineate the hydrocarbon accumulation found in the Heimdal Formation of the 15/9-Gamma structure. The secondary objective was to test for possible hydrocarbons in Triassic sandstones.
    The well is Reference well for the Lista Formation, the Meile Member, and the Heimdal Formation
    Operations and results
    Appraisal well 15/9-11 was spudded with the semi-submersible installation Ross Rig on 18 September 1981 and drilled to TD at 2950 m in the Triassic Hegre Group. A total of 99 days including a strike was spent on this well. Apart from the strike, which amounted to 22 days of lost operation, there were no severe problems during drilling and testing operations. The well was drilled with sea water and bentonite down to 585 m and with gel/lignosulphonate/seawater mud from 585 m to TD.
    The well proved gas and condensate in Heimdal formation and verified thereby the results from the 15/9-9 well. The gas- water contact was found at 2442 m. Hydrocarbons were found also in the Jurassic Hugin Formation sandstones with a gas-water contact at 2825 m. The TD for the well was then extended from 2650 to 2950 m. No hydrocarbons were found in Triassic sandstones
    Eleven cores were cut in the well. Cores 1 and 2 were cut from 2364 to 2379 m in the Lista Formation. Cores 3 to 11 were cut from 2395 to 2514 m in the Heimdal Formation. The RFT tool was run on wire line and the pressure data supported communication with the 15/9-9 discovery well within the Heimdal Formation, while the Hugin Formation was in a separate pressure regime. Segregated fluid samples were taken at 2387.5 m, in the Heimdal Formation, and at 2812 and 2825.8to 2826.5 m in the Hugin Formation.
    The well was permanently abandoned on 23 December 1981 as a gas/condensate appraisal well.
    Testing
    Three DST was performed. DST 1 tested the Hugin Formation sandstone from 2789.5 - 2830 m. It produced 566000 Sm3 gas and 243 Sm3 condensate / day through a 15.9 mm choke. The condensate density was 0.75 g/cm3 and the gas gravity was 0.74 (air = 1) with 0.5 - 1% CO2. The maximum down hole temperature measured in the test was 103.9 deg C.
    DST 2 tested the Heimdal Formation sandstone in the interval 2432 - 2440 m. It produced 233785 Sm3 gas, 104 Sm3 condensate and 1085 m3 water/ day through a 12.7 mm choke. The oil density was 0.75 g/cm3 and the gas gravity was 0.72 (air = 1) with 0.1 - 0.5% CO2. The maximum down hole temperature measured in the test was 93.3 deg C.
    DST 3 tested the Heimdal Formation sandstone in the interval 2395 - 2415 m. It produced 570867 Sm3 gas and 266 Sm3 condensate / day through a 19.1 mm choke. The oil density was 0.75 g/cm3 and the gas gravity was 0.734 (air = 1) with 0.1 - 0.5% CO2. The maximum down hole temperature measured in the test was 92.2 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    NO
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    170.00
    2995.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2364.0
    2370.0
    [m ]
    2
    2370.0
    2374.0
    [m ]
    3
    2395.0
    2406.0
    [m ]
    4
    2406.0
    2423.6
    [m ]
    5
    2424.0
    2429.0
    [m ]
    6
    2436.0
    2449.0
    [m ]
    7
    2449.0
    2457.5
    [m ]
    9
    2473.0
    2491.5
    [m ]
    10
    2492.0
    2505.1
    [m ]
    11
    2506.0
    2513.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    104.2
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2364-2367m
    Kjerne bilde med dybde: 2367-2370m
    Kjerne bilde med dybde: 2370-2373m
    Kjerne bilde med dybde: 2373-2374m
    Kjerne bilde med dybde: 2395-2398m
    2364-2367m
    2367-2370m
    2370-2373m
    2373-2374m
    2395-2398m
    Kjerne bilde med dybde: 2398-2401m
    Kjerne bilde med dybde: 2401-2404m
    Kjerne bilde med dybde: 2404-2406m
    Kjerne bilde med dybde: 2406-2409m
    Kjerne bilde med dybde: 2409-2412m
    2398-2401m
    2401-2404m
    2404-2406m
    2406-2409m
    2409-2412m
    Kjerne bilde med dybde: 2412-2415m
    Kjerne bilde med dybde: 2415-2418m
    Kjerne bilde med dybde: 2418-2421m
    Kjerne bilde med dybde: 2421-2423m
    Kjerne bilde med dybde: 2424-2427m
    2412-2415m
    2415-2418m
    2418-2421m
    2421-2423m
    2424-2427m
    Kjerne bilde med dybde: 2427-2429m
    Kjerne bilde med dybde: 2436-2439m
    Kjerne bilde med dybde: 2439-2442m
    Kjerne bilde med dybde: 2442-2445m
    Kjerne bilde med dybde: 2445-2448m
    2427-2429m
    2436-2439m
    2439-2442m
    2442-2445m
    2445-2448m
    Kjerne bilde med dybde: 2448-2449m
    Kjerne bilde med dybde: 2449-2452m
    Kjerne bilde med dybde: 2452-2455m
    Kjerne bilde med dybde: 2455-2457m
    Kjerne bilde med dybde: 2473-2476m
    2448-2449m
    2449-2452m
    2452-2455m
    2455-2457m
    2473-2476m
    Kjerne bilde med dybde: 2476-2479m
    Kjerne bilde med dybde: 2479-2482m
    Kjerne bilde med dybde: 2482-2485m
    Kjerne bilde med dybde: 2485-2488m
    Kjerne bilde med dybde: 2488-2491m
    2476-2479m
    2479-2482m
    2482-2485m
    2485-2488m
    2488-2491m
    Kjerne bilde med dybde: 2491-2492m
    Kjerne bilde med dybde: 2492-2495m
    Kjerne bilde med dybde: 2495-2498m
    Kjerne bilde med dybde: 2498-2501m
    Kjerne bilde med dybde: 2501-2504m
    2491-2492m
    2492-2495m
    2495-2498m
    2498-2501m
    2501-2504m
    Kjerne bilde med dybde: 2504-2505m
    Kjerne bilde med dybde: 2506-2509m
    Kjerne bilde med dybde: 2509-2512m
    Kjerne bilde med dybde: 2512-2513m
    Kjerne bilde med dybde:  
    2504-2505m
    2506-2509m
    2509-2512m
    2512-2513m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    800.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    810.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    820.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    830.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    840.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    850.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    860.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    870.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    880.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    890.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    900.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    910.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    920.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    930.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    940.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    950.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    960.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    970.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    990.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1000.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1010.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1020.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1030.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1040.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1050.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1060.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1070.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1080.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1090.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1100.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2303.0
    [m]
    DC
    2330.0
    [m]
    DC
    2360.0
    [m]
    DC
    2368.9
    [m]
    C
    2390.0
    [m]
    C
    2425.9
    [m]
    C
    2443.9
    [m]
    C
    2504.6
    [m]
    C
    2507.5
    [m]
    C
    2509.0
    [m]
    C
    2513.3
    [m]
    C
    2547.0
    [m]
    C
    2700.0
    [m]
    C
    2730.0
    [m]
    C
    2739.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2742.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2760.0
    [m]
    DC
    2760.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2775.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2787.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2790.0
    [m]
    DC
    2793.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2808.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2817.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2820.0
    [m]
    DC
    2835.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2850.0
    [m]
    DC
    2862.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2871.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2880.0
    [m]
    DC
    2898.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2910.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2910.0
    [m]
    DC
    2922.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2928.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2931.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2946.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2946.0
    [m]
    DC
    3563.9
    [m]
    DC

  • 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
    TEST1
    2797.00
    2807.00
    01.12.1981 - 21:00
    YES
    DST
    TEST2
    2410.00
    2432.00
    08.12.1980 - 10:30
    YES
    DST
    TEST3
    2395.00
    2415.00
    15.12.1981 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.56

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.53
    pdf
    0.28
    pdf
    0.48
    pdf
    4.92

  • 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
    0.10
    pdf
    0.22

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    17.70
    pdf
    1.58
    pdf
    11.13
    pdf
    1.96
    pdf
    8.29
    pdf
    0.64
    pdf
    27.83
    pdf
    1.71
    pdf
    0.95
    pdf
    0.69
    pdf
    0.48
    pdf
    13.77
    pdf
    3.20
    pdf
    0.18
    pdf
    0.79
    pdf
    2.13
    pdf
    9.01
    pdf
    2.24
    pdf
    1.89
    pdf
    0.42
    pdf
    5.70
    pdf
    1.29
    pdf
    1.44
    pdf
    1.41
    pdf
    0.64
    pdf
    1.26
    pdf
    1.56
    pdf
    0.29
    pdf
    2.05
    pdf
    0.02
    pdf
    0.72
    pdf
    1.45
    pdf
    0.50
    pdf
    0.46
    pdf
    0.21
    pdf
    1.81
    pdf
    2.82
    pdf
    3.56
    pdf
    0.19
    pdf
    0.10

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2797
    2807
    16.7
    2.0
    2432
    2440
    12.7
    3.0
    2395
    2415
    19.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    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
    238
    517000
    0.750
    0.730
    2172
    2.0
    104
    234000
    0.750
    0.720
    2248
    3.0
    266
    570000
    0.750
    0.734
    2142

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL GR
    450
    1145
    CBL VDL GR
    900
    2574
    CBL VDL GR
    2490
    2909
    CST
    2170
    2526
    CST
    2610
    2943
    DIPMETER
    2088
    2573
    DIPMETER
    2576
    2855
    DLL MSFL SP GR
    2340
    2540
    FDC CNL GR
    1159
    2947
    FDC GR
    569
    1175
    GEODIP
    2340
    2540
    GEODIP
    2775
    2850
    HDT
    2100
    2849
    ISF BHC GR
    174
    2956
    RFT
    2349
    2517
    RFT
    2790
    2938
    VELOCITY
    685
    2850

  • 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
    174.0
    36
    175.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    569.0
    26
    585.0
    1.54
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1159.0
    17 1/2
    1176.0
    1.77
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2575.0
    12 1/4
    2590.0
    1.85
    LOT
    LINER
    7
    2950.0
    8 1/2
    2950.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    465
    1.10
    waterbased
    960
    1.13
    waterbased
    1176
    1.12
    waterbased
    1404
    1.20
    waterbased
    2590
    1.23
    waterbased

  • 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