Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
23.11.2024 - 01:30
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

15/3-9

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.
    15/3-9
    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
    Pressemelding
    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.
    15/3-9
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    inline 2725 & xline 2721.seismic cube ST 208707
    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.
    Statoil Petroleum AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1306-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    87
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    19.05.2010
    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.
    13.08.2010
    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.
    13.08.2012
    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.
    16.10.2012
    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/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 DRAUPNE 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.
    HUGIN FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    23.5
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    108.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4654.0
    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).
    4650.5
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    6.9
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    154
    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 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.
    SLEIPNER FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    58° 49' 14.04'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 46' 20.71'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6520872.03
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    429105.07
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    6354

  • Brønnhistorie
    General
    Well 15/3-9 was drilled on the Brynhild prospect situated on the east flank of the south Viking Graben, west of the Utsira High. The Brynhild Prospect was interpreted as the eastwards continuation of the Gudrun Field. The main objective of the 15/3-9 well was to prove economical hydrocarbon columns in the Late Jurassic SST1 and the Late Jurassic SST2 of the Draupne Formation. The Hugin Formation was a secondary objective.
    Operations and results
    Wildcat well 15/3-9 (Brynhild) was drilled with the semi-submersible installation Transocean Leader. A pilot hole 15/3-U6 was drilled to 918 m. No shallow gas was observed by the ROV at the wellhead or by the MWD while drilling the pilot hole. The main well was spudded 15 m off the pilot-hole location on 19 May 2010 and drilled to the Ty Formation where the pipe got stuc stuck. It was not possible to get it loose. A technical sidetrack, 15/3-9 S T2 was decided. The sidetrack was kicked off from 2350 m and the well was drilled to TD at 4654 m in the Middle Jurassic Sleipner Formation without further significant problems. The well was drilled with Seawater and SW/PAC sweeps down to 1001 m, with Performadril WBM from 1001 m to 2724 m (primary well and sidetrack), and with XP-07 OBM from 2724 m to TD.
    The Late Jurassic Draupne Formation was encountered at 3975 m with top Intra Draupne Formation SST1 sandstone at 4112 m. The SST1 was oil bearing down to an oil water contact was at 4132 m TVD. The prognosed SST2 sandstone was encountered at 4226 m and was entirely water filled. The Hugin Formation was encountered at 4475 m and contained both gas and oil, each fluid type with its own down-to contact. The Draupne SST1 had a net to gross ratio of 0.75, while the net to gross ratio in the Hugin Formation was 0.16. Except for the petroleum bearing SST1 and Hugin reservoirs no oil shows were reported from the well.
    Two cores were cut in sidetrack 15/3-9 T2, Core 1 in the Draupne SST1 (23 m), and Core 2 in the upper part of the Hugin Formation (32.15 m). The cored section in the Draupne SST1 extends from 4124 to 4147 m MD, while the cored section in the Hugin Formation extends from 4482 to 4514.17 m MD. Core 1 and Core 2 are shifted against the log curves with +2.13 m and +2.89 m, respectively. MDT fluid sampling was performed. Oil samples were taken at 4115 m and 4128 m in the Intra Draupne Formation SST1 sandstone. In the Hugin Formation a gas/condensate sample was taken at 4580.7 and an oil samples was taken at 4510 m. MDT water samples were taken at 4182.5 m and at 4528.7 m in the Hugin Formation.
    The well was permanently abandoned on 13 August 2010 as an oil and gas discovery.
    Testing
    No drill stem test was performed.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1010.00
    2690.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    4124.0
    4147.0
    [m ]
    2
    4482.0
    4514.2
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    55.2
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2550.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2570.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2590.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2610.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2630.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2650.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2670.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2690.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2710.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2721.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2730.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2750.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2770.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2790.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2810.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2830.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2850.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2870.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2890.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2910.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2930.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2950.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2970.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2990.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3010.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3030.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3050.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3070.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3090.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3110.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3130.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3150.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3170.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3190.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3210.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3230.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3250.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3270.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3290.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3310.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3330.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3350.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3370.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3390.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3410.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3430.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3450.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3470.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3490.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3510.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3530.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3550.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3570.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3590.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3610.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3630.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3650.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3670.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3690.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3710.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3730.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3740.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3750.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3760.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3770.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3780.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3790.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3800.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3810.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3820.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3830.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3840.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3850.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3860.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3870.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3880.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3890.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3900.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3903.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3912.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3921.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3957.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3966.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3969.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3975.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3981.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3987.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3993.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3999.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4005.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4011.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4017.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4023.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4029.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4035.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4041.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4047.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4053.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4059.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4071.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4077.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4083.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4089.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4095.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4113.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4116.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4117.0
    [m]
    SWC
    PETROS
    4119.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4122.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4129.5
    [m]
    C
    PETROS
    4135.2
    [m]
    C
    PETROS
    4141.1
    [m]
    C
    PETROS
    4146.8
    [m]
    C
    PETROS
    4149.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4152.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4155.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4158.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4161.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4164.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4167.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4170.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4173.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4176.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4179.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4182.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4188.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4191.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4194.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4197.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4200.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4203.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4206.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4209.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4212.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4215.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4218.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4221.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4224.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4227.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4230.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4234.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4236.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4239.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4242.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4245.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4248.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4251.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4254.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4257.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4260.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4263.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4266.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4269.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4272.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4275.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4278.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4281.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4284.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4287.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4290.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4293.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4296.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4299.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4302.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4305.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4308.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4311.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4314.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4317.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4320.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4323.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4326.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4332.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4338.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4344.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4350.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4356.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4362.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4368.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4374.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4380.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4386.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4392.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4398.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4404.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4410.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4428.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4434.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4440.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4458.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4467.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4470.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4476.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4479.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4482.5
    [m]
    C
    PETROS
    4484.4
    [m]
    C
    PETROS
    4487.6
    [m]
    C
    PETROS
    4490.6
    [m]
    C
    PETROS
    4493.5
    [m]
    C
    PETROS
    4495.3
    [m]
    C
    PETROS
    4497.2
    [m]
    C
    PETROS
    4501.4
    [m]
    C
    PETROS
    4504.5
    [m]
    C
    PETROS
    4506.4
    [m]
    C
    PETROS
    4509.7
    [m]
    C
    PETROS
    4512.5
    [m]
    C
    PETROS
    4513.9
    [m]
    C
    PETROS
    4517.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4520.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4523.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4526.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4529.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4532.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4535.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4538.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4541.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4544.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4547.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4550.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4553.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4556.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4559.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4562.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4565.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4568.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4571.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4574.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4577.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4580.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4583.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4586.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4589.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4592.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4595.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4598.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4601.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4604.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4607.0
    [m]
    DC
    PETROS

  • 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
    4128.00
    0.00
    OIL
    YES
    DST
    4510.00
    0.00
    OIL
    YES
    FMT
    0.00
    0.00
    YES
    FMT
    4580.70
    0.00
    CONDENSATE
    NO

  • Litostratigrafi

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CMR RR
    3900
    4658
    DUAL OBMI
    3900
    4658
    IPLT CMR HNGS
    3900
    4658
    MDT
    4115
    4589
    MDT
    4115
    4115
    MDT HC
    4580
    4580
    MDT MINI-DST VIT
    4115
    4117
    MDT MINI-DST VIT RR
    4489
    4510
    MSCT SWC
    4581
    4587
    MSCT SWC RR
    4111
    4182
    MSIP RT SCANNER
    3900
    4658
    MSIP RT SCANNER
    3900
    4618
    MWD - ARC PP POWERDRIVE V
    207
    2690
    MWD - ARC PP SON VIS
    131
    921
    MWD - ARC SON VIS TELE PPMOTOR
    2721
    3900
    MWD - ARC TELE POWERDRIVE
    2350
    2721
    MWD - GVR STETH ARC TELE
    3900
    4654
    MWD - PP
    131
    207
    ZOVSP GR TRISOR
    606
    4598

  • 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
    203.0
    36
    203.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    991.0
    26
    1001.0
    1.78
    LOT
    INTERM.
    14
    2715.0
    17 1/2
    2721.0
    1.71
    LOT
    INTERM.
    9 7/8
    3900.0
    12 1/4
    3903.0
    2.13
    LOT
    OPEN HOLE
    4654.0
    8 1/2
    4654.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    685
    1.43
    22.0
    Performadril
    898
    1.43
    21.0
    Performadril
    1000
    1.45
    29.0
    Performadril
    1157
    1.25
    20.0
    Performadril
    1493
    2.04
    36.0
    OBM-Low ECD-HTHP
    1879
    1.37
    32.0
    Performadril
    2566
    1.45
    28.0
    Performadril
    2587
    1.37
    30.0
    Performadril
    2690
    1.37
    32.0
    Performadril
    2718
    1.45
    30.0
    Performadril
    2721
    1.47
    27.0
    XP-07 - #14
    2736
    1.39
    23.0
    XP-07 - #14
    3204
    1.41
    21.0
    XP-07 - #14
    3486
    1.43
    20.0
    XP-07 - #14
    3535
    1.49
    24.0
    XP-07 - #14
    3604
    2.00
    42.0
    OBM-Low ECD-HTHP
    3741
    1.62
    26.0
    XP-07 - #14
    3754
    2.00
    44.0
    OBM-Low ECD-HTHP
    3900
    2.02
    63.0
    OBM-Low ECD-HTHP
    3900
    2.02
    47.0
    OBM-Low ECD-HTHP
    3900
    1.62
    25.0
    XP-07 - #14
    3900
    1.62
    26.0
    XP-07 - #14
    4004
    2.02
    39.0
    OBM-Low ECD-HTHP
    4103
    2.03
    36.0
    OBM-Low ECD-HTHP
    4146
    2.04
    36.0
    OBM-Low ECD-HTHP
    4234
    2.05
    36.0
    OBM-Low ECD-HTHP
    4365
    2.02
    34.0
    OBM-Low ECD-HTHP
    4404
    2.02
    33.0
    OBM-Low ECD-HTHP
    4514
    2.02
    33.0
    OBM-Low ECD-HTHP
    4654
    2.00
    39.0
    OBM-Low ECD-HTHP

  • 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
    0.18