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

9/2-3

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.
    9/2-3
    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
    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.
    9/2-3
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST 8626 - 410 SP 210
    Utvinningstillatelse
    Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).
    Boreoperatør
    Navn på rettighetshaver som på vegne av den aktive utvinningstillatelsen (ved brønnhodeposisjon) starter boreoperasjonen. Dette tilsvarer vanligvis operatørselskapet for den aktuelle utvinningstillatelsen.
    Den norske stats oljeselskap a.s
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    624-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    67
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    04.12.1989
    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.
    08.02.1990
    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.
    08.02.1992
    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.
    25.04.2005
    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.
    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.
    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.
    SANDNES 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.
    79.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3424.0
    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).
    3421.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    1.6
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    106
    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.
    BRYNE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    57° 45' 20.2'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    4° 22' 13.5'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6402472.09
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    581556.09
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1294

  • Brønnhistorie
    General
    Well 9/2-3 is located ca 11.5 km southwest of the Yme Field in the Egersund Basin. The objectives of the well were to test the sandstones of Late/Middle Jurassic age, the Sandnes- and Bryne formations. Furthermore the 9/2-3 well will test the geophysical and structural interpretation of the area and improve the paleontological, geological and geochemical understanding of this area in the North Sea. A strong reflector was observed at 253 m, but was expected to be a change in lithology rather than shallow gas.
    Operations and results
    Wildcat well 9/2-3 was spudded with the semi-submersible installation Vildkat Explorer 4 December 1989 on and drilled to TD at 3424 m in the Middle Jurassic Bryne Formation. No shallow gas was encountered in this well. Drilling went on without significant difficulties. The well was drilled with seawater/gel/bentonite down to 376 m, with gypsum/polymer mud from 376 m to 3210, and with a polymer/Resinex mud from 3210 m to TD.
    The Sandnes Formation was encountered at 3252 m and proved oil. The OWC was difficult to place from the logs, but was estimated at 3273 m. This gives a 21 m oil column. Gross reservoir interval was found to be 115 m. Core and log analysis indicate a fairly low porosity sandstone with small amounts of silt, shale and limestone (calcite cement). The Bryne Formation proved to be water bearing, and no test was performed in this formation.
    Organic geochemical analyses show that the Tau Formation (3098 m to 3188 m) is an excellent source rock with TOC in the range 3 to 13 % and hydrogen index in the range 360 to 700 mg HC/g TOC. The Tau Formation is early oil-window mature (%Ro around 0.6 and Tmax from 430 to 435 deg C) in the well. Analyses of the DST oil show a somewhat higher maturity than the in-well source rock. Furthermore, the oil showed a close resemblance to the 9/2-1 DST 3 oil.
    One conventional core was cut in the Sandnes formation in the interval 3264 to 3291 m. Sidewall cores were shot in two rounds with a total of 45 shots whereof 30 were recovered. One run with the FMT tool was made in the interval 3260 to 3329 m in the Sandnes/Bryne formations. Only 9 out of 64 attempts were successful and no fluid gradients could be evaluated from the pressure plot. One segregated sample was taken at 3263.1 m. The 2 3/4-gallon chamber contained mud and the 1-gallon chamber was empty due to plugging in the chamber line.
    The well was permanently abandoned on 8 February 1990 as an oil discovery.
    Testing
    One DST test was performed in the interval 3258 to 3268 m. The Sandnes formation was confirmed oil bearing. The production rate was very low due to low permeability. Gas was not produced during the test, and 4 Sm3/d oil was produced through a 12,7 mm choke. The static bottom hole temperature measured in the test was 102.5 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    380.00
    3420.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3264.0
    3292.3
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    28.3
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3264-3269m
    Kjerne bilde med dybde: 3269-3274m
    Kjerne bilde med dybde: 3274-3279m
    Kjerne bilde med dybde: 3279-3284m
    Kjerne bilde med dybde: 3284-3289m
    3264-3269m
    3269-3274m
    3274-3279m
    3279-3284m
    3284-3289m
    Kjerne bilde med dybde: 3289-3292m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3289-3292m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    400.0
    [m]
    DC
    HALIB
    420.0
    [m]
    DC
    HALIB
    440.0
    [m]
    DC
    HALIB
    460.0
    [m]
    DC
    HALIB
    480.0
    [m]
    DC
    HALIB
    500.0
    [m]
    DC
    HALIB
    520.0
    [m]
    DC
    HALIB
    540.0
    [m]
    DC
    HALIB
    560.0
    [m]
    DC
    HALIB
    580.0
    [m]
    DC
    HALIB
    600.0
    [m]
    DC
    HALIB
    620.0
    [m]
    DC
    HALIB
    640.0
    [m]
    DC
    HALIB
    660.0
    [m]
    DC
    HALIB
    680.0
    [m]
    DC
    HALIB
    700.0
    [m]
    DC
    HALIB
    720.0
    [m]
    DC
    HALIB
    760.0
    [m]
    DC
    HALIB
    780.0
    [m]
    DC
    HALIB
    800.0
    [m]
    DC
    HALIB
    840.0
    [m]
    DC
    HALIB
    860.0
    [m]
    DC
    HALIB
    880.0
    [m]
    DC
    HALIB
    900.0
    [m]
    DC
    HALIB
    920.0
    [m]
    DC
    HALIB
    940.0
    [m]
    DC
    HALIB
    950.0
    [m]
    DC
    HALIB
    960.0
    [m]
    DC
    HALIB
    970.0
    [m]
    DC
    HALIB
    980.0
    [m]
    DC
    HALIB
    990.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1000.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1020.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1030.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1040.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1050.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1900.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1920.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1930.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1940.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1950.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1960.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1970.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1985.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2000.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2015.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2030.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2045.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2060.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2075.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2105.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2120.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2135.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2150.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2195.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2240.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2255.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2270.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2285.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2300.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2315.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2330.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2345.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2360.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2375.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2390.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2405.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2420.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2430.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2440.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2455.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2470.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2485.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2495.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2505.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2525.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2535.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2555.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2570.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2585.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2600.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2615.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2630.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2645.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2660.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2675.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2690.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2705.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2720.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2735.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2750.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2765.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2780.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2795.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2810.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2825.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2840.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2855.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2870.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2885.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2900.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2915.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2930.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2945.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2960.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2975.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2990.0
    [m]
    DC
    HALIB
    3005.0
    [m]
    DC
    HALIB
    3020.0
    [m]
    DC
    HALIB
    3035.0
    [m]
    DC
    HALIB
    3050.0
    [m]
    DC
    HALIB
    3065.0
    [m]
    DC
    HALIB
    3080.0
    [m]
    DC
    HALIB
    3090.0
    [m]
    DC
    HALIB
    3094.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3100.0
    [m]
    DC
    HALIB
    3108.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3122.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3131.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3143.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3155.0
    [m]
    DC
    HALIB
    3170.0
    [m]
    DC
    HALIB
    3185.0
    [m]
    DC
    HALIB
    3200.0
    [m]
    DC
    HALIB
    3251.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3255.5
    [m]
    C
    STATO
    3264.2
    [m]
    C
    STATO
    3265.9
    [m]
    C
    STATO
    3270.8
    [m]
    C
    STATO
    3274.0
    [m]
    C
    STATO
    3278.5
    [m]
    C
    STATO
    3281.3
    [m]
    C
    STATO
    3290.0
    [m]
    C
    STATO
    3290.9
    [m]
    C
    STATO
    3305.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3330.0
    [m]
    DC
    HALIB
    3341.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3345.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3360.0
    [m]
    DC
    HALIB
    3375.0
    [m]
    DC
    HALIB
    3390.0
    [m]
    DC
    HALIB

  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    DST
    TEST1
    3258.00
    3268.00
    29.01.1990 - 05:55
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.40

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.82
    pdf
    2.50
    pdf
    0.58

  • 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
    0.21
    pdf
    0.22

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    20.47

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3258
    3268
    12.7
    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
    4

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    ACBL VDL GR
    275
    1106
    ACBL VDL GR
    3194
    3396
    CDL CNL GR
    3192
    3404
    DIFL ACL GR
    1106
    3182
    DIFL ACL GR
    3192
    3397
    DIPLOG
    3195
    3358
    FMT
    3260
    3329
    MWD - GR RES DIR
    166
    3422
    SWC GR
    2440
    3143
    SWC GR
    3234
    3349
    VELOCITY
    490
    3190

  • 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
    163.0
    36
    169.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    350.0
    26
    375.0
    1.39
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1106.0
    17 1/2
    1121.0
    2.04
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3195.0
    12 1/4
    3210.0
    1.87
    LOT
    LINER
    7
    3424.0
    8 1/2
    3424.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    1121
    1.10
    20.0
    6.0
    WATER BASED
    11.12.1989
    1121
    1.14
    17.0
    3.5
    WATER BASED
    12.12.1989
    1272
    1.15
    27.0
    4.5
    WATER BASED
    14.12.1989
    1481
    1.16
    17.0
    3.5
    WATER BASED
    14.12.1989
    1618
    1.13
    20.0
    4.5
    WATER BASED
    19.12.1989
    1618
    1.13
    19.0
    4.0
    WATER BASED
    19.12.1989
    1618
    1.13
    16.0
    3.5
    WATER BASED
    19.12.1989
    1618
    1.13
    20.0
    5.0
    WATER BASED
    19.12.1989
    1696
    1.13
    20.0
    5.0
    WATER BASED
    21.12.1989
    1792
    1.13
    20.0
    4.5
    WATER BASED
    21.12.1989
    1941
    1.14
    19.0
    4.5
    WATER BASED
    22.12.1989
    2170
    1.14
    17.0
    4.5
    WATER BASED
    28.12.1989
    2511
    1.14
    18.0
    4.5
    WATER BASED
    28.12.1989
    2720
    1.14
    14.0
    3.5
    WATER BASED
    28.12.1989
    2753
    1.20
    17.0
    3.5
    WATER BASED
    28.12.1989
    3145
    1.33
    29.0
    5.0
    WATER BASED
    28.12.1989
    3145
    1.33
    31.0
    5.0
    WATER BASED
    29.12.1989
    3145
    1.35
    32.0
    5.0
    WATER BASED
    03.01.1990
    3145
    1.35
    28.0
    5.5
    WATER BASED
    03.01.1990
    3210
    1.48
    29.0
    5.5
    WATER BASED
    03.01.1990
    3210
    1.26
    20.0
    4.0
    WATER BASED
    05.01.1990
    3210
    1.26
    23.0
    5.0
    WATER BASED
    05.01.1990
    3210
    1.26
    22.0
    3.5
    WATER BASED
    08.01.1990
    3210
    1.26
    22.0
    5.0
    WATER BASED
    08.01.1990
    3210
    1.26
    25.0
    5.5
    WATER BASED
    09.01.1990
    3210
    1.26
    24.0
    5.5
    WATER BASED
    09.01.1990
    3210
    1.26
    30.0
    7.0
    WATER BASED
    10.01.1990
    3210
    1.63
    36.0
    6.5
    WATER BASED
    16.01.1990
    3258
    1.63
    36.0
    5.0
    WATER BASED
    19.01.1990
    3258
    1.63
    42.0
    5.0
    WATER BASED
    23.01.1990
    3258
    1.63
    26.0
    3.5
    WATER BASED
    25.01.1990
    3258
    1.63
    31.0
    4.0
    WATER BASED
    23.01.1990
    3258
    1.63
    33.0
    4.5
    WATER BASED
    23.01.1990
    3258
    1.63
    28.0
    4.0
    WATER BASED
    23.01.1990
    3258
    1.63
    27.0
    4.0
    WATER BASED
    24.01.1990

  • Trykkplott
    Trykkplott
    Porertrykksdataene kommer fra logging i brønnen hvis ingen annen kilde er oppgitt. I noen brønner der trykk ikke er logget, er det brukt informasjon fra formasjonstester eller brønnspark. Trykkdataene er rapportert inn til Oljedirektoratet og videre prosessert og kvalitetssikret av IHS Markit.
    Trykkplott
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.22