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

34/4-4

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.
    34/4-4
    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.
    34/4-4
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    SG 8020 - 201 SP 2295
    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.
    Saga Petroleum ASA
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    315-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    146
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    11.09.1982
    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.
    03.02.1983
    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.
    03.02.1985
    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.
    21.12.2012
    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.
    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 TRIASSIC
    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.
    LUNDE 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.
    345.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3800.0
    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).
    3800.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    122
    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.
    MIDDLE 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.
    TEIST FM (INFORMAL)
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 30' 20.85'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 14' 9.54'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6819527.92
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    459334.80
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    41

  • Brønnhistorie
    General
    The primary objective of the exploration well 34/4 4 was to drill the untested Triassic sequence in the fault blocks west of well 34/4-1. The well location was chosen to be stratigraphically higher relative to the Triassic sequence in well 34/4-1. The purpose of the well location was also to penetrate and core the maximum oil column above the tentative oil water contact interpreted in well 34/4-1 and to test possible lateral fluid communication with 34/4-1.
    Operations and results
    Wildcat well 34/4-4 was spudded with the semi-submersible installation Dyvi Alpha on 11 September 1982 and drilled to TD at 3800 in Middle Triassic sediments, Teist Formation. As much as 15 % of total rig time was WOW due to bad weather. While coring, after core number 12 was taken, the mud was replaced with seawater by accident and caused a kick, resulting in a 20 bbls influx. The well was drilled with spud mud down to 493 m, with gel mud from 493 m to 1212 m, with gypsum/polymer mud from 1212 m to 2116 m, with Lignosulphonate mud from 2116 m to 2475 m, and with lignosulphonate/Chem-X mud from 2475 m to TD.
    First oil shows were recorded on cuttings from thin sandstone stringers below 2075 m, accompanied by increased gas readings. Sidewall cores from siltstone beds between 2100 and 2414 m also occasionally had oil shows.
    The Early Cretaceous Åsgard Formation rested unconformably on the Late Triassic Lunde Formation at 2425 m. The Lunde Formation sandstones were oil bearing down to the oil water contact at 2586 m. The OWC was set mostly on the intersection of the oil and water pressure gradients from RFT data. The oil bearing sand was separated from the water zone by a 22 m thick residual oil zone between 2586 and 2608 m. This interval had an average net sand porosity of 22%. In the water wet sand interval between 2608 and 2794 m, the average net sand porosity was 21%. No shows were recorded below 2612 m.
    A total of 180 m core was cut in 15 cores from 2433.7 to 2638.4 m in the Lunde Formation oil reservoir and down across the OWC. The core-log depth shifts were significant with the cored depth for core 1 being + 9.5 m relative to logger's depth. The shifts for the following cores decreased in a relatively regular fashion with increasing core depth to + 4.5 m for core 15. The RFT tool was run and good pressure data was obtained. RFT segregated fluid samples were taken at 2431.5 m (oil and gas), 2489.0 m (mud filtrate), 2573.0 m (oil and mud filtrate), 2605.5 m (mud filtrate), 2643.5 m (mud filtrate), and 2715.0 (water and mud filtrate).
    The well was permanently abandoned on 6 February 1985 as an oil appraisal well.
    Testing
    Four DST's were performed in the Late Triassic Lund Formation sandstones. The test results were considered to be some of the best so far in the North Sea.
    DST 1 tested the water zone from the interval 2618.0 - 2626.0 m. At stable conditions in the final flow the well produced 83.5 m3 water/day through a 32/64" flow. Bottom hole temperature was 95.6 deg C.
    DST 2 tested the interval 2572.5 - 2577.5 m. At stable conditions in the main flow the well produced 461 Sm3 oil/day through a 24/64" choke. The separator GOR was 94 Sm3/Sm3. Bottom hole temperature was 96.1 deg C. When opening up to a 52/64" choke the production reached 1606 Sm3 oil/day. No water or sand was produced.
    DST 3 tested the interval 2512.8 - 2515.8 m. After perforations the test was suspended for a week due to bad weather. The interval was re-perforated before the test was resumed. The production in this test never stabilized, possibly due to formation damage caused by the interruption period. An average oil rate of 54 Sm3/day was estimated. The oil density was 0.83 g/cm3. No water or sand was produced. Bottom hole temperature was 94.4 deg C.
    DST 4 tested the interval 2429.0 - 2437.0 m. During 8 hours main flow through a 44/64" choke the rated declined slowly from 1844 Sm3 to 1717 Sm3 /day. The separator GOR was 70 Sm3/Sm3. The dead oil density was 0.82 - 0.83 g/cm3. No water or sand was produced. Bottom hole temperature was 93.3 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    500.00
    3794.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2433.7
    2444.1
    [m ]
    2
    2444.8
    2457.0
    [m ]
    3
    2457.9
    2471.3
    [m ]
    4
    2472.2
    2482.5
    [m ]
    5
    2482.6
    2486.0
    [m ]
    6
    2489.3
    2501.9
    [m ]
    7
    2501.9
    2519.5
    [m ]
    8
    2519.5
    2535.0
    [m ]
    9
    2535.0
    2548.6
    [m ]
    10
    2548.6
    2566.8
    [m ]
    11
    2566.8
    2576.1
    [m ]
    12
    2578.3
    2595.4
    [m ]
    13
    2596.2
    2607.5
    [m ]
    14
    2614.4
    2621.3
    [m ]
    15
    2624.0
    2634.6
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    182.4
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2433-2437m
    Kjerne bilde med dybde: 2437-2439m
    Kjerne bilde med dybde: 2440-2442m
    Kjerne bilde med dybde: 2443-2444m
    Kjerne bilde med dybde: 2444-2447m
    2433-2437m
    2437-2439m
    2440-2442m
    2443-2444m
    2444-2447m
    Kjerne bilde med dybde: 2448-2450m
    Kjerne bilde med dybde: 2451-2454m
    Kjerne bilde med dybde: 2455-2456m
    Kjerne bilde med dybde: 2457-2460m
    Kjerne bilde med dybde: 2461-2463m
    2448-2450m
    2451-2454m
    2455-2456m
    2457-2460m
    2461-2463m
    Kjerne bilde med dybde: 2464-2467m
    Kjerne bilde med dybde: 2468-2471m
    Kjerne bilde med dybde: 2472-2475m
    Kjerne bilde med dybde: 2475-2479m
    Kjerne bilde med dybde: 2479-2482m
    2464-2467m
    2468-2471m
    2472-2475m
    2475-2479m
    2479-2482m
    Kjerne bilde med dybde: 2482-2486m
    Kjerne bilde med dybde: 2486-2488m
    Kjerne bilde med dybde: 2489-2492m
    Kjerne bilde med dybde: 2492-2496m
    Kjerne bilde med dybde: 2496-2499m
    2482-2486m
    2486-2488m
    2489-2492m
    2492-2496m
    2496-2499m
    Kjerne bilde med dybde: 2499-2501m
    Kjerne bilde med dybde: 2501-2505m
    Kjerne bilde med dybde: 2505-2507m
    Kjerne bilde med dybde: 2508-2511m
    Kjerne bilde med dybde: 2511-2514m
    2499-2501m
    2501-2505m
    2505-2507m
    2508-2511m
    2511-2514m
    Kjerne bilde med dybde: 2514-2517m
    Kjerne bilde med dybde: 2518-2519m
    Kjerne bilde med dybde: 2519-2522m
    Kjerne bilde med dybde: 2522-2525m
    Kjerne bilde med dybde: 2525-2528m
    2514-2517m
    2518-2519m
    2519-2522m
    2522-2525m
    2525-2528m
    Kjerne bilde med dybde: 2528-2532m
    Kjerne bilde med dybde: 2532-2535m
    Kjerne bilde med dybde: 2535-2537m
    Kjerne bilde med dybde: 2537-2539m
    Kjerne bilde med dybde: 2540-2547m
    2528-2532m
    2532-2535m
    2535-2537m
    2537-2539m
    2540-2547m
    Kjerne bilde med dybde: 2547-2548m
    Kjerne bilde med dybde: 2548-2551m
    Kjerne bilde med dybde: 2551-2554m
    Kjerne bilde med dybde: 2555-2558m
    Kjerne bilde med dybde: 2558-2562m
    2547-2548m
    2548-2551m
    2551-2554m
    2555-2558m
    2558-2562m
    Kjerne bilde med dybde: 2562-2565m
    Kjerne bilde med dybde: 2565-2566m
    Kjerne bilde med dybde: 2566-2570m
    Kjerne bilde med dybde: 2570-2573m
    Kjerne bilde med dybde: 2573-2576m
    2562-2565m
    2565-2566m
    2566-2570m
    2570-2573m
    2573-2576m
    Kjerne bilde med dybde: 2578-2581m
    Kjerne bilde med dybde: 2581-2585m
    Kjerne bilde med dybde: 2585-2588m
    Kjerne bilde med dybde: 2592-2594m
    Kjerne bilde med dybde: 2594-2595m
    2578-2581m
    2581-2585m
    2585-2588m
    2592-2594m
    2594-2595m
    Kjerne bilde med dybde: 2596-2598m
    Kjerne bilde med dybde: 2599-2603m
    Kjerne bilde med dybde: 2603-2606m
    Kjerne bilde med dybde: 2606-2607m
    Kjerne bilde med dybde: 2614-2617m
    2596-2598m
    2599-2603m
    2603-2606m
    2606-2607m
    2614-2617m
    Kjerne bilde med dybde: 2617-2621m
    Kjerne bilde med dybde: 2624-2627m
    Kjerne bilde med dybde: 2627-2631m
    Kjerne bilde med dybde: 2631-2634m
    Kjerne bilde med dybde: 2603-2606m
    2617-2621m
    2624-2627m
    2627-2631m
    2631-2634m
    2603-2606m
    Kjerne bilde med dybde: 2606-2607m
    Kjerne bilde med dybde: 2614-2617m
    Kjerne bilde med dybde: 2617-2621m
    Kjerne bilde med dybde: 2624-2627m
    Kjerne bilde med dybde: 2627-2631m
    2606-2607m
    2614-2617m
    2617-2621m
    2624-2627m
    2627-2631m
    Kjerne bilde med dybde: 2631-2634m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2631-2634m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2444.9
    [m]
    C
    RRI
    2833.7
    [m]
    SWC
    RRI
    2851.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2925.6
    [m]
    SWC
    RRI
    2930.4
    [m]
    SWC
    RRI
    2938.2
    [m]
    SWC
    RRI
    3359.2
    [m]
    SWC
    RRI

  • 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
    DST2
    2572.00
    2578.00
    31.12.1982 - 08:30
    YES
    DST
    DST4
    2429.00
    2437.00
    OIL
    22.01.1983 - 22:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.01
    pdf
    8.32
    pdf
    1.83

  • 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
    0.19
    pdf
    0.36

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    23.91

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2618
    2626
    12.7
    2.0
    2572
    2578
    10.3
    3.0
    2512
    2516
    6.3
    4.0
    2429
    2437
    17.5
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    3.0
    4.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    2.0
    461
    94
    3.0
    54
    4.0
    1749
    200000
    0.830
    70

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    1850
    2083
    CBL VDL GR CCL
    1750
    2785
    CST
    2105
    2428
    CST
    2639
    2794
    CST
    2810
    3359
    CST
    3363
    3776
    DIP
    2097
    2793
    DIP
    2788
    3797
    DLL MSFL NGS
    2097
    2793
    ISF DDBHC GR
    2098
    2796
    ISF DDBHC MSFL NGL
    2788
    3798
    ISF LSS SP GR
    494
    1213
    ISF LSS SP GR
    1213
    1713
    ISF LSS SP GR
    1213
    2115
    LDL CNL CAL GR
    494
    1213
    LDL CNL GR
    1213
    2115
    LDL CNL GR
    2098
    2797
    LDL CNL GR
    2788
    3797
    RFT
    2432
    2762
    RFT
    2893
    3491
    VSP
    500
    3798

  • 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
    493.0
    36
    493.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    1200.0
    26
    1212.0
    1.26
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2098.0
    17 1/2
    2115.0
    1.59
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2792.0
    12 1/4
    2800.0
    1.87
    LOT
    OPEN HOLE
    3800.0
    8 1/2
    3800.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    530
    1.03
    15.0
    waterbased
    900
    1.11
    7.0
    waterbased
    1070
    1.14
    7.0
    waterbased
    1610
    1.13
    9.0
    waterbased
    1910
    1.28
    18.0
    waterbased
    2140
    1.42
    27.0
    waterbased
    2350
    1.50
    25.0
    waterbased
    2810
    1.60
    23.0
    waterbased
    3360
    1.62
    16.0
    waterbased
    3620
    1.60
    20.0
    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
    0.23