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

24/6-2

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.
    24/6-2
    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).
    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.
    24/6-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH 9603 INLINE 716 & X-LINE 4914
    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.
    929-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    45
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    25.05.1998
    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.
    08.07.1998
    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.
    08.07.2000
    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.
    29.05.2002
    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.
    PALEOCENE
    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.
    HEIMDAL 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.
    124.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2722.0
    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).
    2705.7
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    16.5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    76
    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.
    PALEOCENE
    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.
    VÅLE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    59° 33' 32.41'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 57' 17.26'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6602917.98
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    440925.36
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    3397

  • Brønnhistorie
    General
    Well 24/6-2 was designed to test the hydrocarbon potential of the A2 North Heimdal T60 sand prospect within the Lista Formation in the northern part of the license acreage in block 24/6. A secondary target was defined in the A1 North Hermod T80 sand within the Sele Formation. The well should also test the seismic amplitudes in an area with indications of the presence of the Hermod sand. The well was planned to be drilled to a total depth of 2774 m within the Shetland Group.
    Operations and results
    Well 24/6-2 was drilled with the semi-submersible rig "Transocean Leader". It was spudded on 26 May 1998 and reached a total depth of 2722 m in the Paleocene Våle Formation on 18 June 1998. The well was drilled water based with bentonite mud to 1331 m and with KCl / Polymer mud from 1331 to TD. "BP PCD 208" (polyalkylene glycol) was added to the KCl / Polymer mud from 1802 m to TD (through the 8 1/2" section).
    As TD was set in the Våle Formation the target Shetland Group was not encountered in the well. Both oil and gas were encountered within the Heimdal T60 sand. The gas zone extended from the top of the reservoir at 2099m and down to the oil-gas contact at 2151m (52m gross) and the oil extended down to the oil- water contact at 2168m (17m gross). The reservoir quality is generally excellent, but locally it is reduced either by fines or by calcite cement within what appear to be calcite nodules. The massive channel sands in the upper part of the reservoir confirm the braided channel model used for the T60 sand. Lower down in the reservoir oil zone much more fine material is present as laminations. Some of these units appear as shales on the gamma log, but are in fact fine-grained, argillaceous sands. No Hermod T80 sands were encountered in the well, nor was the "High Acoustic Interval" that was used to map the apparent sand distribution identified on the logs. Twelve cores were cut in the well from 2010 m in the lower part of the Balder Formation Tuff Member, through the Sele Formation and upper Lista Formation shale and down to under the oil-water contact in the Heimdal Formation at 2192 m (182 m in all). Recovery was generally excellent and in some cases over 100% due to gas expansion. The sands in the cores are generally unconsolidated and friable especially in the lower cores. This made plug cutting for core analysis difficult even after core 11 and 12 were frozen. MDT wireline oil samples were collected from 2164 m and 2167 m in the Heimdal Formation.
    The well was permanently plugged and abandoned as an oil and gas discovery on 8 July 1998.
    Testing
    One drill stem test was run in the Heimdal Formation oil zone (perforation 2156.75 - 2165.75 m). The well flowed with a stable flow rate of 550 Sm3/day and 44.000 Sm3/day of gas through a 48/64" choke. Oil density was measured as 0.855 gm/cc. Gas gravity was 0.690 gm/cc and the GOR was 80 Sm3/Sm3. Water was produced during the higher flow rates.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1340.00
    2195.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2010.0
    2011.3
    [m ]
    2
    2012.0
    2028.8
    [m ]
    3
    2029.0
    2057.0
    [m ]
    4
    2057.0
    2062.9
    [m ]
    5
    2075.0
    2075.6
    [m ]
    6
    2076.0
    2083.6
    [m ]
    7
    2084.0
    2102.0
    [m ]
    8
    2102.0
    2119.9
    [m ]
    9
    2120.0
    2138.8
    [m ]
    10
    2138.0
    2155.5
    [m ]
    11
    2156.0
    2174.3
    [m ]
    12
    2174.0
    2192.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    168.6
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2010-2011m
    Kjerne bilde med dybde: 2012-2017m
    Kjerne bilde med dybde: 2017-2022m
    Kjerne bilde med dybde: 2022-2027m
    Kjerne bilde med dybde: 2027-2028m
    2010-2011m
    2012-2017m
    2017-2022m
    2022-2027m
    2027-2028m
    Kjerne bilde med dybde: 2029-2034m
    Kjerne bilde med dybde: 2034-2039m
    Kjerne bilde med dybde: 2039-2044m
    Kjerne bilde med dybde: 2044-2049m
    Kjerne bilde med dybde: 2049-2054m
    2029-2034m
    2034-2039m
    2039-2044m
    2044-2049m
    2049-2054m
    Kjerne bilde med dybde: 2054-2057m
    Kjerne bilde med dybde: 2057-2062m
    Kjerne bilde med dybde: 2062-2063m
    Kjerne bilde med dybde: 2075-2076m
    Kjerne bilde med dybde: 2076-2081m
    2054-2057m
    2057-2062m
    2062-2063m
    2075-2076m
    2076-2081m
    Kjerne bilde med dybde: 2081-2083m
    Kjerne bilde med dybde: 2084-2089m
    Kjerne bilde med dybde: 2089-2094m
    Kjerne bilde med dybde: 2094-2099m
    Kjerne bilde med dybde: 2099-2102m
    2081-2083m
    2084-2089m
    2089-2094m
    2094-2099m
    2099-2102m
    Kjerne bilde med dybde: 2102-2107m
    Kjerne bilde med dybde: 2107-2112m
    Kjerne bilde med dybde: 2112-2117m
    Kjerne bilde med dybde: 2117-2120m
    Kjerne bilde med dybde: 2120-2125m
    2102-2107m
    2107-2112m
    2112-2117m
    2117-2120m
    2120-2125m
    Kjerne bilde med dybde: 2125-2130m
    Kjerne bilde med dybde: 2130-2135m
    Kjerne bilde med dybde: 2135-2138m
    Kjerne bilde med dybde: 2138-2143m
    Kjerne bilde med dybde: 2143-2148m
    2125-2130m
    2130-2135m
    2135-2138m
    2138-2143m
    2143-2148m
    Kjerne bilde med dybde: 2148-2153m
    Kjerne bilde med dybde: 2153-2155m
    Kjerne bilde med dybde: 2156-2161m
    Kjerne bilde med dybde: 2161-2166m
    Kjerne bilde med dybde: 2166-2171m
    2148-2153m
    2153-2155m
    2156-2161m
    2161-2166m
    2166-2171m
    Kjerne bilde med dybde: 2171-2174m
    Kjerne bilde med dybde: 2174-2179m
    Kjerne bilde med dybde: 2179-2184m
    Kjerne bilde med dybde: 2184-2189m
    Kjerne bilde med dybde: 2189-2192m
    2171-2174m
    2174-2179m
    2179-2184m
    2184-2189m
    2189-2192m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1400.0
    [m]
    DC
    RRI
    1420.0
    [m]
    DC
    RRI
    1440.0
    [m]
    DC
    RRI
    1460.0
    [m]
    DC
    RRI
    1480.0
    [m]
    DC
    RRI
    1500.0
    [m]
    DC
    RRI
    1520.0
    [m]
    DC
    RRI
    1540.0
    [m]
    DC
    RRI
    1560.0
    [m]
    DC
    RRI
    1580.0
    [m]
    DC
    RRI
    1600.0
    [m]
    DC
    RRI
    1620.0
    [m]
    DC
    RRI
    1640.0
    [m]
    DC
    RRI
    1660.0
    [m]
    DC
    RRI
    1680.0
    [m]
    DC
    RRI
    1700.0
    [m]
    DC
    RRI
    1720.0
    [m]
    DC
    RRI
    1740.0
    [m]
    DC
    RRI
    1760.0
    [m]
    DC
    RRI
    1780.0
    [m]
    DC
    RRI
    1800.0
    [m]
    DC
    RRI
    1817.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1822.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1831.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1842.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1850.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1859.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1869.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1881.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1892.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1899.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1901.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1910.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1920.0
    [m]
    DC
    RRI
    1930.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1939.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1953.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1957.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1965.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1971.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1972.0
    [m]
    DC
    RRI
    1977.0
    [m]
    DC
    RRI
    1981.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1987.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1992.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1994.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2000.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2000.0
    [m]
    DC
    RRI
    2010.0
    [m]
    C
    RRI
    2014.0
    [m]
    C
    RRI
    2018.0
    [m]
    C
    RRI
    2022.0
    [m]
    C
    RRI
    2026.0
    [m]
    C
    RRI
    2031.0
    [m]
    C
    RRI
    2034.0
    [m]
    C
    RRI
    2038.0
    [m]
    C
    RRI
    2042.0
    [m]
    C
    RRI
    2046.0
    [m]
    C
    RRI
    2050.0
    [m]
    C
    RRI
    2058.0
    [m]
    C
    RRI
    2062.0
    [m]
    C
    RRI
    2078.0
    [m]
    C
    RRI
    2082.0
    [m]
    C
    RRI
    2098.0
    [m]
    C
    RRI
    2117.0
    [m]
    C
    RRI
    2127.0
    [m]
    C
    RRI
    2141.0
    [m]
    C
    RRI
    2147.0
    [m]
    C
    RRI
    2152.0
    [m]
    C
    RRI
    2154.0
    [m]
    C
    RRI
    2156.0
    [m]
    C
    RRI
    2158.0
    [m]
    C
    RRI
    2161.0
    [m]
    C
    RRI
    2162.0
    [m]
    C
    RRI
    2163.0
    [m]
    C
    RRI
    2195.0
    [m]
    DC
    RRI
    2209.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2216.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2225.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2238.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2250.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2262.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2270.0
    [m]
    DC
    RRI
    2281.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2327.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2344.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2347.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2362.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2370.0
    [m]
    DC
    RRI
    2380.0
    [m]
    DC
    RRI
    2393.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2407.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2416.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2439.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2456.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2483.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2494.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2505.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2510.0
    [m]
    DC
    RRI
    2521.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2530.0
    [m]
    DC
    RRI
    2542.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2555.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2567.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2582.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2597.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2600.0
    [m]
    DC
    RRI
    2613.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2626.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2630.0
    [m]
    DC
    RRI
    2648.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2659.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2670.0
    [m]
    DC
    RRI
    2674.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2679.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2690.0
    [m]
    SWC
    RRI

  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    DST
    TEST1
    2165.75
    2156.75
    30.06.1998 - 16:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.99
    pdf
    2.24

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    .pdf
    1.27
    .pdf
    52.99

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2166
    2157
    19.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    4.800
    18.680
    69
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    550
    44000
    0.860
    0.690
    80

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CST GR
    1809
    2720
    FMI NGT
    2720
    2797
    HALS DSI TLD CNL SP GRL GR
    147
    2720
    MDT GR
    2102
    2205
    MWD DPR GR-DIR
    147
    2722
    VSP GR
    1600
    2710

  • 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
    221.0
    36
    221.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1326.0
    17 1/2
    1331.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1797.0
    12 1/4
    1802.0
    1.81
    LOT
    OPEN HOLE
    2722.0
    8 1/2
    2722.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    488
    1.05
    WATER BASED
    1285
    1.05
    WATER BASED
    1331
    1.05
    WATER BASED
    1429
    1.36
    22.0
    WATER BASED
    1802
    1.36
    25.0
    WATER BASED
    1822
    1.25
    23.0
    WATER BASED
    2010
    1.25
    29.0
    WATER BASED
    2056
    1.26
    26.0
    WATER BASED
    2102
    1.26
    25.0
    WATER BASED
    2138
    1.25
    23.0
    WATER BASED
    2174
    1.25
    22.0
    WATER BASED
    2192
    1.25
    24.0
    WATER BASED
    2303
    1.25
    20.0
    WATER BASED
    2304
    1.25
    20.0
    WATER BASED
    2593
    1.25
    22.0
    WATER BASED
    2722
    0.00
    26.0
    WATER BASED

  • Trykkplott
    Trykkplott
    Porertrykksdataene kommer fra logging i brønnen hvis ingen annen kilde er oppgitt. I noen brønner der trykk ikke er logget, er det brukt informasjon fra formasjonstester eller brønnspark. Trykkdataene er rapportert inn til Oljedirektoratet og videre prosessert og kvalitetssikret av IHS Markit.
    Trykkplott
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.23