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

34/8-11

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.
    34/8-11
    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.
    34/8-11
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    nh 9001 - 30: inline 817& crossline 625
    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.
    Norsk Hydro Produksjon AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    780-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    61
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    10.12.1993
    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.
    08.02.1994
    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.
    08.02.1996
    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.
    APPRAISAL
    Gjenåpnet
    Status om brønnbanen er gjenåpnet (YES) eller ikke (NO). Når en teller antall brønnbaner på norsk sokkel, teller en bare de som ikke er gjenåpnet (NO).
    NO
    Innhold
    For letebrønnbaner, funn status.

    Lovlige verdier: DRY, SHOWS (spor av hydrokarboner), GAS, GAS/CONDENSATE, OIL eller OIL/GAS.
    SHOWS (GAS SHOWS, OIL SHOWS eller OIL/GAS SHOWS) er oppdaget som fluorescerende kutt (organisk ekstrakt), lukt av petroleum, eller synlig belegg på borekaks eller borekjerner, eller som økte gassavlesninger i slamloggerens detekteringsutstyr.
    Lovlige verdier for WILDCAT-CCS og APPRAISAL-CCS: WATER

    For utvinningsbrønnbaner, type produsert eller injisert fluid.
    Lovlige verdier: WATER, CUTTINGS, NOT AVAILABLE, OIL, GAS/CONDENSATE, OIL/GAS, CO2, GAS, WATER/GAS, NOT APPLICABLE.
    OIL
    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.
    BRENT GP
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    332.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3140.0
    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).
    3137.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    7.1
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    119
    Eldste penetrerte alder
    Alder (iflg. Geologic Time Scale 2004 by F. M. Gradstein, et al. (2004)) til den eldste formasjonen det er blitt boret gjennom. Kan avvike fra alder ved TD for eksempel i avviksbrønner. Eksempler for lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EARLY PERMIAN, EARLY TRIASSIC, EOCENE.
    EARLY JURASSIC
    Eldste penetrerte formasjon
    Navn på den eldste litostratigrafiske enheten som brønnbanen har penetrert. Vises bare på brønner som er frigitt. I de fleste brønnbaner er dette formasjonen eller gruppen påtruffet i bunnen av brønnbanen. Kan avvike fra formasjonen eller gruppen ved TD for eksempel i brønnbaner som er boret med høy avvik eller gjennom forkastninger. Eksempler på lovlige verdier: AMUNDSEN FM, BALDER FM, BASEMENT, BLODØKS FM, BRYNE FM, BURTON FM, COOK FM, DRAKE FM, DRAUPNE FM, EKOFISK FM, SHETLAND GP.
    COOK FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 21' 46.94'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 27' 37.54'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6803506.68
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    471149.22
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2180

  • Brønnhistorie
    General
    Well 34/8-11 was drilled to appraise the 34/8-1 Visund discovery on Tampen Spur in the Northern North Sea. The main objective was to verify the extension of the Brent reservoir and fluid type encountered in Well 34/8-8.
    Operations and results
    Appraisal well 34/8-11 was spudded with the semi-submersible installation Polar Pioneer on 10 December 1993 and drilled to TD at 3140 m in the Early Jurassic Cook Formation. No significant problem was encountered in the operations. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 1295 m, and with the ANCO 2000 glycol mud system from 1295 m to TD.
    A 1.5 m thick section of the Draupne Formation was encountered at 2852.5 m on top of a 15 m thick Heather Formation at 2854 m. The Brent Group was encountered at 2869 m. The Brent Group contained oil-bearing sandstones in the Tarbert, Ness, Etive and Rannoch Formations. A gross Brent reservoir thickness of 142 m was defined, giving a net pay of 69.4 m. From MDT pressures and logs an OWC was indicated between 2960 and 2965 m in the Rannoch Formation, however, moveable oil appears to be present all through the Rannoch. Reservoir geochemistry of core extracts indicate a shift from unaltered oil to slightly biodegraded residual oil somewhere between 2969 m and 2986 m. Good oil shows were recorded on the cores down to 3005 m otherwise no other oil shows were described in the well.
    Eight cores were cut in succession from 2859 to 3008 m, covering the lower half of the heather Formation and all of the Brent Formation. The core depth shifts relative to the logs were in the range -1.5 m to - 2.0 m; except for core no 4, which had a core-log shift of + 0.125 m.  MDT fluid samples were taken at 2876.5 m. 2923 m, 2933 m, 2948 m, and at 2964 m.
    The well was permanently abandoned on 8 February 1994 as an oil appraisal well.
    Testing
    Two drill stem tests were conducted in the Brent Group.
    DST 1A tested the interval 2942.2 - 2956.2 m. It produced 1142 Sm3 oil and 285300 Sm3 gas /day through a 40/64" choke. The GOR was 250 Sm3/Sm3, the oil density was 0.841 g/cm3, and the gas gravity was 0.755 (air = 1) with only a trace CO2. The bottom hole temperature measured at 2848.86 m was 111.6 deg C.
    DST 2B tested the intervals 2913.2 - 2939.0 m plus 2942.2 - 2956.2 m. It produced 1135 Sm3 oil and 291800 Sm3 gas /day through a 40/64" choke. The GOR was 257 Sm3/Sm3, the oil density was 0.839 g/cm3, and the gas gravity was 0.735 (air = 1) with 1.2 % CO2. The bottom hole temperature measured at 2848.86 m was 112.3 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1295.00
    3140.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2859.0
    2871.0
    [m ]
    2
    2871.0
    2889.0
    [m ]
    3
    2889.0
    2896.2
    [m ]
    4
    2915.0
    2929.2
    [m ]
    5
    2932.0
    2960.0
    [m ]
    6
    2960.0
    2986.4
    [m ]
    7
    2986.4
    3000.2
    [m ]
    8
    3002.0
    3005.4
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    123.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2859-2864m
    Kjerne bilde med dybde: 2864-2869m
    Kjerne bilde med dybde: 2869-2871m
    Kjerne bilde med dybde: 2971-2876m
    Kjerne bilde med dybde: 2876-2881m
    2859-2864m
    2864-2869m
    2869-2871m
    2971-2876m
    2876-2881m
    Kjerne bilde med dybde: 2881-2886m
    Kjerne bilde med dybde: 2886-2889m
    Kjerne bilde med dybde: 2889-2894m
    Kjerne bilde med dybde: 2894-2896m
    Kjerne bilde med dybde: 2915-2920m
    2881-2886m
    2886-2889m
    2889-2894m
    2894-2896m
    2915-2920m
    Kjerne bilde med dybde: 2920-2925m
    Kjerne bilde med dybde: 2925-2929m
    Kjerne bilde med dybde: 2932-2937m
    Kjerne bilde med dybde: 2937-2942m
    Kjerne bilde med dybde: 2942-2947m
    2920-2925m
    2925-2929m
    2932-2937m
    2937-2942m
    2942-2947m
    Kjerne bilde med dybde: 2947-2952m
    Kjerne bilde med dybde: 2952-2957m
    Kjerne bilde med dybde: 2957-2960m
    Kjerne bilde med dybde: 2960-2965m
    Kjerne bilde med dybde: 2965-2970m
    2947-2952m
    2952-2957m
    2957-2960m
    2960-2965m
    2965-2970m
    Kjerne bilde med dybde: 2970-2975m
    Kjerne bilde med dybde: 2975-2980m
    Kjerne bilde med dybde: 2980-2985m
    Kjerne bilde med dybde: 2985-2986m
    Kjerne bilde med dybde: 2986-2991m
    2970-2975m
    2975-2980m
    2980-2985m
    2985-2986m
    2986-2991m
    Kjerne bilde med dybde: 2991-2996m
    Kjerne bilde med dybde: 2996-3000m
    Kjerne bilde med dybde: 3002-3005m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2991-2996m
    2996-3000m
    3002-3005m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1310.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1340.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1355.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1385.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1400.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1430.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1445.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1475.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1490.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1520.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1535.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1565.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1580.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1610.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1625.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1655.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1670.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1700.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1715.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1745.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1760.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1790.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1805.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1820.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1835.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1850.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1880.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1895.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1925.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1935.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1945.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1965.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1970.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1980.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2010.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2025.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2040.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2070.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2085.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2100.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2130.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2145.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2175.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2190.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2205.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2220.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2235.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2265.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2280.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2310.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2325.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2355.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2370.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2385.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2400.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2415.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2445.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2460.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2490.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2505.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2535.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2550.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2580.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2595.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2620.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2640.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2660.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2680.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2700.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2720.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2740.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2760.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2780.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2800.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2820.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2840.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2850.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2852.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2855.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2857.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2859.0
    [m]
    C
    GEOST
    2862.8
    [m]
    C
    GEOST
    2863.8
    [m]
    C
    GEOST
    2864.4
    [m]
    C
    GEOST
    2864.9
    [m]
    C
    GEOST
    2866.0
    [m]
    C
    GEOST
    2870.1
    [m]
    C
    GEOST
    2881.0
    [m]
    C
    GEOST
    2889.0
    [m]
    C
    GEOST
    2895.6
    [m]
    C
    GEOST
    2910.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2926.0
    [m]
    C
    GEOST
    2935.9
    [m]
    C
    GEOST
    2944.0
    [m]
    C
    GEOST
    2956.5
    [m]
    C
    GEOST
    2962.4
    [m]
    C
    GEOST
    2974.0
    [m]
    C
    GEOST
    2978.5
    [m]
    C
    GEOST
    2985.0
    [m]
    C
    GEOST
    2990.0
    [m]
    C
    GEOST
    2995.5
    [m]
    C
    GEOST
    2999.0
    [m]
    C
    GEOST
    3005.4
    [m]
    C
    GEOST

  • 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
    2950.10
    2936.10
    13.01.1994 - 08:35
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.60

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    14.20

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2942
    2956
    15.8
    2.0
    2913
    2956
    15.8
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    111
    2.0
    112
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    1142
    285300
    0.841
    0.755
    250
    2.0
    1135
    291800
    0.839
    0.735
    257

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL
    2318
    2977
    CBL VDL
    2800
    2985
    DLL LSS GR AMS SP
    355
    2689
    DLL MSFL LSS GR SP AMS
    2698
    3141
    EPT
    2698
    3111
    FMI GR
    2698
    3037
    LDL CNL GR
    355
    1291
    LDL CNL GR ACTS
    2698
    3028
    MDT SGR AMS
    10
    3020
    MDT SGR AMS
    2876
    2876
    MDT SGR AMS
    2948
    2964
    NGT RATIOS
    2698
    3003
    VSP
    1500
    3080

  • 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
    440.0
    36
    440.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    13 3/8
    1280.0
    17 1/2
    1295.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2696.0
    12 1/4
    2711.0
    0.00
    LOT
    LINER
    7
    3138.0
    8 1/2
    3140.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    440
    1.20
    WATER BASED
    15.12.1993
    794
    1.06
    WATER BASED
    15.12.1993
    1204
    1.55
    22.0
    5.5
    WATER BASED
    04.02.1994
    1204
    1.55
    21.0
    7.0
    WATER BASED
    07.02.1994
    1295
    1.20
    WATER BASED
    15.12.1993
    1295
    1.20
    WATER BASED
    15.12.1993
    1295
    1.20
    WATER BASED
    15.12.1993
    1295
    1.20
    WATER BASED
    20.12.1993
    1295
    1.20
    WATER BASED
    20.12.1993
    1668
    1.50
    34.0
    11.0
    WATER BASED
    22.12.1993
    2025
    1.50
    30.0
    9.5
    WATER BASED
    22.12.1993
    2400
    1.50
    33.0
    10.0
    WATER BASED
    22.12.1993
    2711
    1.51
    25.0
    7.5
    WATER BASED
    22.12.1993
    2711
    1.51
    24.0
    7.0
    WATER BASED
    23.12.1993
    2711
    1.51
    24.0
    8.0
    WATER BASED
    22.12.1993
    2733
    1.68
    32.0
    8.5
    WATER BASED
    28.12.1993
    2786
    1.68
    34.0
    8.5
    WATER BASED
    28.12.1993
    2856
    1.68
    35.0
    8.0
    WATER BASED
    28.12.1993
    2884
    1.68
    34.0
    7.0
    WATER BASED
    28.12.1993
    2889
    1.66
    23.0
    6.5
    WATER BASED
    03.02.1994
    2914
    1.68
    31.0
    6.0
    WATER BASED
    28.12.1993
    2932
    1.68
    36.0
    7.5
    WATER BASED
    29.12.1993
    2986
    1.68
    36.0
    7.0
    WATER BASED
    30.12.1993
    2994
    1.68
    33.0
    7.0
    WATER BASED
    31.12.1993
    3008
    1.68
    38.0
    7.5
    WATER BASED
    03.01.1994
    3090
    1.66
    33.0
    10.0
    WATER BASED
    20.01.1994
    3090
    1.66
    34.0
    10.0
    WATER BASED
    25.01.1994
    3090
    1.66
    34.0
    10.0
    WATER BASED
    25.01.1994
    3090
    1.66
    34.0
    10.0
    WATER BASED
    25.01.1994
    3140
    1.66
    25.0
    7.0
    WATER BASED
    27.01.1994
    3140
    1.68
    37.0
    8.0
    WATER BASED
    06.01.1994
    3140
    1.66
    38.0
    10.0
    WATER BASED
    11.01.1994
    3140
    1.66
    38.0
    10.0
    WATER BASED
    12.01.1994
    3140
    1.66
    33.0
    10.0
    WATER BASED
    18.01.1994
    3140
    1.66
    33.0
    10.0
    WATER BASED
    18.01.1994
    3140
    1.68
    39.0
    9.5
    WATER BASED
    03.01.1994
    3140
    1.68
    39.0
    9.5
    WATER BASED
    03.01.1994
    3140
    1.68
    39.0
    9.5
    WATER BASED
    04.01.1994
    3140
    1.68
    37.0
    8.0
    WATER BASED
    06.01.1994
    3140
    1.66
    38.0
    10.0
    WATER BASED
    07.01.1994
    3140
    1.66
    38.0
    10.0
    WATER BASED
    10.01.1994
    3140
    1.66
    38.0
    10.0
    WATER BASED
    10.01.1994
    3140
    1.66
    38.0
    10.0
    WATER BASED
    10.01.1994
    3140
    1.66
    36.0
    8.5
    WATER BASED
    13.01.1994
    3140
    1.66
    36.0
    8.5
    WATER BASED
    17.01.1994
    3140
    1.66
    35.0
    9.0
    WATER BASED
    18.01.1994
    3140
    1.66
    33.0
    10.0
    WATER BASED
    18.01.1994

  • 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
    0.21