Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
25.11.2024 - 01:30
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6407/2-2

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.
    6407/2-2
    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.
    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.
    NORWEGIAN 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.
    6407/2-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    line 8271-101 SP 474
    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.
    375-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    76
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    17.05.1983
    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.
    31.07.1983
    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.
    31.07.1985
    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.
    13.12.2005
    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.
    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.
    MIDDLE JURASSIC
    1. nivå med hydrokarboner, formasjon.
    Navn på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor hydrokarboner er blitt påvist. Vises bare på brønner som er frigitt. Eksempler på lovlige verdier: BASEMENT, COOK FM, EKOFISK FM, HEIMDAL FM, SANDNES FM, SOGNEFJORD FM, TARBERT FM, BRENT GP. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    GARN FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    26.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    258.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3351.0
    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).
    3351.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    112
    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.
    LATE 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.
    GREY BEDS (INFORMAL)
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    64° 59' 39.64'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 31' 53.08'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7208809.08
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    430732.95
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    16

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6407/2-2 is located east on the Halten Terrace off shore Mid Norway. The well tested the southern (Gamma) fault compartment of a horst with true vertical closure below the base Cretaceous level. The gas/condensate discovery well 6507/11-1 was located on the northern (Alpha) compartment of the same structure. The primary target of the well was the middle Jurassic sandstone; secondary target was Early Jurassic sandstone.
    The well is Reference Well for the Melke Formation.
    Operations and results
    Wildcat well 6407/2-2 was spudded with the semi-submersible installation Treasure Saga on 17 May 1983 and drilled to TD at 3351 m, 71 m into the Triassic Grey Beds. After drilling the 26" hole the well was observed flowing and the mud weight was corrected. No other major problems occurred during drilling. After having drilled out of 13 3/8" casing shoe a cement plug was set from 1960 m - 1995 m, and one from 340 m - 400 m, due to temporarily plugging and abandonment of the well caused by strike The strike was efficient (no drilling progress was obtained) for 13 days, from June 6th to June 19th. The well was drilled with spud mud down to 865 m, with gypsum/polymer mud from 865 m to 1995 m, and with lignosulphonate mud from 1995 m to TD.
    The well proved mainly claystones down to the Middle Jurassic Sandstone. The Cainozoic with a total thickness of 1809 m overlies the Late Cretaceous where the topmost Maastrichtian is missing. Two hundred and forty meter of Late Cretaceous and 81.5 m of Early Cretaceous is preserved, separated by an unconformity ranging in age from Middle Santonian to Albian. High gas readings were experienced in the upper part of the Cretaceous together with heavier hydrocarbons detected for the first time in the well. A study of wire line logs, sidewalls cores and hole response indicate that the gas was overpressured, and trapped in a non-reservoir lithology. Base Cretaceous unconformity was encountered at 2409.5 m. The upper Jurassic was developed with 11.5 m of hot shales Spekk Formation and 39.5 m of silty claystones of the Melke Formation. As in other wells in the area, the Middle Jurassic Sandstone was divided by a shaly interval into an upper unit of very good reservoir properties (Garn Formation) and a lower unit of less good characteristics (Ile Formation). The upper unit was found to be gas bearing with a gas/water contact at 2516.5 m. All potential reservoir sequences below this depth were water bearing. The Åre Formation "Coal Unit" was 383 m thick and consisted of interbedded carbonaceous claystone/shale, fine sand and silt. It contained a total of 50 m of coals and shale layers.
    Twelve cores were cut, all in the Middle Jurassic sequence. Segregated FMT samples were collected at 2486 m (gas), 2512.5 m (gas), 2539.5 m (water), and 2546 m (water).
    The well was permanently abandoned on 31 July as a gas/condensate appraisal well on the Midgard Discovery.
    Testing
    One drill stem test was carried out in the interval 2476 m to 2484 m in the gas bearing Middle Jurassic Garn Formation sandstone. The test produced 1000000 Sm3 gas /day on a 60/64" choke. The gas/oil ratio was ca 5900 Sm3/Sm3. The liquid petroleum had a density of 0.756 g/cm3 (55.6 deg API).

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    NO
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    400.00
    3350.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2461.3
    2471.1
    [m ]
    2
    2473.0
    2476.2
    [m ]
    3
    2479.0
    2497.0
    [m ]
    4
    2497.0
    2499.2
    [m ]
    5
    2501.0
    2506.4
    [m ]
    6
    2508.0
    2513.8
    [m ]
    7
    2518.0
    2527.0
    [m ]
    8
    2527.0
    2534.4
    [m ]
    9
    2536.0
    2548.0
    [m ]
    10
    2552.0
    2559.0
    [m ]
    11
    2565.0
    2579.7
    [m ]
    12
    2582.0
    2583.2
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    95.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2461-2466m
    Kjerne bilde med dybde: 2466-2471m
    Kjerne bilde med dybde: 2473-2476m
    Kjerne bilde med dybde: 2479-2484m
    Kjerne bilde med dybde: 2484-2489m
    2461-2466m
    2466-2471m
    2473-2476m
    2479-2484m
    2484-2489m
    Kjerne bilde med dybde: 2489-2494m
    Kjerne bilde med dybde: 2494-2497m
    Kjerne bilde med dybde: 2497-2499m
    Kjerne bilde med dybde: 2501-2506m
    Kjerne bilde med dybde: 2506-2506m
    2489-2494m
    2494-2497m
    2497-2499m
    2501-2506m
    2506-2506m
    Kjerne bilde med dybde: 2508-2513m
    Kjerne bilde med dybde: 2513-2514m
    Kjerne bilde med dybde: 2518-2523m
    Kjerne bilde med dybde: 2523-2527m
    Kjerne bilde med dybde: 2527-2532m
    2508-2513m
    2513-2514m
    2518-2523m
    2523-2527m
    2527-2532m
    Kjerne bilde med dybde: 2532-2534m
    Kjerne bilde med dybde: 2536-2541m
    Kjerne bilde med dybde: 2541-2546m
    Kjerne bilde med dybde: 2546-2549m
    Kjerne bilde med dybde: 2552-2557m
    2532-2534m
    2536-2541m
    2541-2546m
    2546-2549m
    2552-2557m
    Kjerne bilde med dybde: 2557-2559m
    Kjerne bilde med dybde: 2565-2670m
    Kjerne bilde med dybde: 2570-2575m
    Kjerne bilde med dybde: 2575-2579m
    Kjerne bilde med dybde: 2582-2583m
    2557-2559m
    2565-2670m
    2570-2575m
    2575-2579m
    2582-2583m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2030.0
    [m]
    DC
    PAS
    2087.0
    [m]
    SWC
    PAS
    2095.0
    [m]
    DC
    PAS
    2100.0
    [m]
    SWC
    PAS
    2110.0
    [m]
    DC
    PAS
    2131.0
    [m]
    SWC
    PAS
    2140.0
    [m]
    DC
    PAS
    2153.0
    [m]
    SWC
    PAS
    2155.0
    [m]
    DC
    PAS
    2175.0
    [m]
    SWC
    PAS
    2185.0
    [m]
    DC
    PAS
    2208.0
    [m]
    SWC
    PAS
    2220.0
    [m]
    SWC
    PAS
    2236.0
    [m]
    SWC
    PAS
    2242.0
    [m]
    SWC
    PAS
    2258.0
    [m]
    SWC
    PAS
    2260.0
    [m]
    DC
    PAS
    2273.0
    [m]
    SWC
    PAS
    2280.9
    [m]
    DC
    PAS
    2293.0
    [m]
    SWC
    PAS
    2310.0
    [m]
    SWC
    PAS
    2326.0
    [m]
    SWC
    PAS
    2333.0
    [m]
    SWC
    PAS
    2347.0
    [m]
    SWC
    PAS
    2350.0
    [m]
    DC
    PAS
    2364.0
    [m]
    SWC
    PAS
    2375.0
    [m]
    SWC
    PAS
    2388.0
    [m]
    SWC
    PAS
    2396.0
    [m]
    DC
    PAS
    2410.0
    [m]
    SWC
    PAS
    2416.0
    [m]
    SWC
    PAS
    2418.0
    [m]
    SWC
    PAS
    2423.0
    [m]
    SWC
    PAS
    2426.0
    [m]
    SWC
    PAS
    2431.0
    [m]
    SWC
    PAS
    2434.5
    [m]
    SWC
    PAS
    2438.5
    [m]
    SWC
    PAS
    2444.0
    [m]
    SWC
    PAS
    2450.0
    [m]
    SWC
    PAS
    2455.5
    [m]
    SWC
    PAS
    2461.3
    [m]
    C
    PAS
    2466.8
    [m]
    C
    PAS
    2482.0
    [m]
    DC
    PAS
    2497.0
    [m]
    DC
    PAS
    2515.5
    [m]
    SWC
    PAS
    2519.8
    [m]
    C
    PAS
    2522.3
    [m]
    C
    PAS
    2526.5
    [m]
    C
    PAS
    2527.8
    [m]
    C
    PAS
    2530.2
    [m]
    C
    PAS
    2532.0
    [m]
    C
    PAS
    2532.3
    [m]
    C
    PAS
    2552.4
    [m]
    C
    PAS
    2556.5
    [m]
    C
    PAS
    2566.0
    [m]
    C
    PAS
    2582.0
    [m]
    C
    PAS
    2604.5
    [m]
    SWC
    PAS
    2618.0
    [m]
    SWC
    PAS
    2627.3
    [m]
    DC
    PAS
    2642.0
    [m]
    DC
    PAS
    2657.0
    [m]
    DC
    PAS
    2669.0
    [m]
    SWC
    PAS
    2689.0
    [m]
    SWC
    PAS
    2705.5
    [m]
    SWC
    PAS
    2718.5
    [m]
    SWC
    PAS
    2732.0
    [m]
    DC
    PAS
    2747.0
    [m]
    DC
    PAS
    2762.0
    [m]
    DC
    PAS
    2777.0
    [m]
    DC
    PAS
    2792.0
    [m]
    DC
    PAS
    2810.0
    [m]
    DC
    PAS
    2822.0
    [m]
    DC
    PAS
    2836.0
    [m]
    DC
    PAS
    2852.0
    [m]
    DC
    PAS
    2882.0
    [m]
    DC
    PAS
    2902.0
    [m]
    DC
    PAS
    2917.0
    [m]
    DC
    PAS
    2931.0
    [m]
    SWC
    PAS
    2937.0
    [m]
    DC
    PAS
    2952.0
    [m]
    DC
    PAS
    2967.0
    [m]
    DC
    PAS
    2982.0
    [m]
    DC
    PAS
    3000.0
    [m]
    SWC
    PAS
    3012.0
    [m]
    DC
    PAS
    3037.0
    [m]
    SWC
    PAS
    3050.0
    [m]
    SWC
    PAS
    3057.0
    [m]
    DC
    PAS
    3072.0
    [m]
    DC
    PAS
    3098.0
    [m]
    SWC
    PAS
    3117.0
    [m]
    DC
    PAS
    3132.0
    [m]
    DC
    PAS
    3147.0
    [m]
    DC
    PAS
    3167.0
    [m]
    SWC
    PAS
    3177.0
    [m]
    DC
    PAS
    3195.0
    [m]
    SWC
    PAS
    3205.0
    [m]
    SWC
    PAS
    3214.0
    [m]
    SWC
    PAS
    3240.0
    [m]
    SWC
    PAS
    3251.0
    [m]
    SWC
    PAS
    3267.0
    [m]
    DC
    PAS
    3282.0
    [m]
    DC
    PAS
    3307.0
    [m]
    DC
    PAS
    3322.0
    [m]
    DC
    PAS
    3337.0
    [m]
    DC
    PAS
    3350.0
    [m]
    DC
    PAS

  • 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
    DST1
    2476.00
    2484.00
    CONDENSATE
    25.06.1983 - 03:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.58

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.53
    pdf
    4.17
    pdf
    0.89

  • 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
    0.31

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    16.89

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2476
    2484
    23.8
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    119
    994000
    0.770
    0.690

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    ACBL
    1750
    2676
    CAL
    398
    865
    CDL
    398
    865
    CDL
    860
    1986
    CDL CNL
    1954
    2697
    CDL CNL
    2676
    3345
    COREGUN
    430
    840
    COREGUN
    1975
    2722
    COREGUN
    2220
    2722
    COREGUN
    2723
    3325
    DIFL LS BHC
    398
    865
    DIFL LS BHC
    860
    1986
    DIFL LS BHC
    1966
    2698
    DIFL LS BHC
    2676
    3346
    DLL MLL
    1966
    2734
    FMT
    2462
    2721
    FMT
    2512
    0
    FMT
    2800
    3315
    GR
    0
    0
    HR DIP
    2675
    3345
    HRDIP
    1966
    2733
    SPECTRALOG
    1960
    2695
    TEMP
    329
    1917
    TEMP
    334
    1975
    VELOCITY
    398
    3346

  • 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
    398.0
    36
    398.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    860.0
    26
    865.0
    1.61
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1966.0
    17 1/2
    1995.0
    1.71
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2676.0
    12 1/4
    2735.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    3351.0
    8 1/2
    3351.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    490
    1.09
    50.0
    waterbased
    880
    1.11
    48.0
    waterbased
    1720
    1.27
    50.0
    waterbased
    2000
    1.40
    46.0
    waterbased
    2680
    1.48
    60.0
    waterbased
    2800
    1.17
    41.0
    waterbased
    3250
    1.15
    44.0
    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
    0.28