Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
31.10.2024 - 01:27
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

2/7-20

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.
    2/7-20
    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.
    SUSPENDED
    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.
    2/7-20
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NS 210 SP. 720
    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.
    Phillips Petroleum Company Norway
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    566-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    255
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    15.10.1987
    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.
    25.06.1988
    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.
    25.06.1990
    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.
    10.10.2012
    Opprinnelig formål
    Formålet med brønnbanen definert før borestart.Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS. Eksempler på lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner: OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION.
    WILDCAT
    Gjenåpnet
    Status om brønnbanen er gjenåpnet (YES) eller ikke (NO). Når en teller antall brønnbaner på norsk sokkel, teller en bare de som ikke er gjenåpnet (NO).
    NO
    Innhold
    For letebrønnbaner, funn status.

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

    For utvinningsbrønnbaner, type produsert eller injisert fluid.
    Lovlige verdier: WATER, CUTTINGS, NOT AVAILABLE, OIL, GAS/CONDENSATE, OIL/GAS, CO2, GAS, WATER/GAS, NOT APPLICABLE.
    OIL
    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.
    DEVONIAN
    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.
    NO GROUP DEFINED
    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.
    70.8
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4509.0
    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).
    4508.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    5.2
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    167
    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.
    DEVONIAN
    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.
    NO GROUP DEFINED
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    56° 20' 0.1'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 14' 54.7'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6243349.04
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    515367.19
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1062

  • Brønnhistorie
    General
    Well 2/7-20 was drilled on the "South Eldfisk structure", later called Embla. The 2/7-9 well, drilled in 1973, tested oil at uneconomic rates from a thick pre-Late ?Jurassic sand sequence on this structure. Well 2/7-9 established a 111 m pay section with average porosity of 13% and 55% oil saturation. A clear OWC was found at 4387 m MSL. Following a 1986 re-evaluation of the test it was concluded that the poor test results might have been due to mechanical problems. Subsequently the 2/7-20 well was spudded to test the previously encountered sandstones. The objectives of the well were to test "economic" flow rates from sands on the South Eldfisk structure below the Late Jurassic shales of the Mandal Formation. At the time of drilling the cost of a subsea completion had been estimated to be US$ 12 million which meant that flow rates in excess of 286 m3 oil/day were considered economic. Well 2/7-20 was placed on a separate and higher fault block in the structure than the one drilled by 2/7-9.
    Operations and results
    Wildcat well 2/7-20 was spudded with the semi-submersible installation Dyvi Stena on 15 October 1987. The well was re-spudded three times because of collapsed hole problems. After drilling riserless to 608 m the lower part of the hole collapsed after encountering a gas sand that resulted in the loss of drill pipe. The well was sidetracked at 234 m, and 13 3/8" casing was set above the Eocene at 2439 m. A drilling break was encountered at 4084 m. After drilling a further 2 m, 100% sands with good shows were circulated up. High pressures together with the long section of open hole necessitated plugging back and sidetracking immediately below the 13 3/8" casing shoe. No logs were run at TD in this hole before plugging back. Drilling the sidetrack was difficult due to high pressures and gas and the coring programme above 7" casing at 4278.8 m was abandoned due to problems with balancing the well. The sidetrack was drilled to TD at 4510 m in pre-Late Jurassic sandstones that were later dated to a Devonian age.
    The reservoir section in the 2/7-20, the Devonian sands, was encountered at 4061 m; 217 m higher than in 2/7-9 due to faulting. This resulted in a higher average oil saturation of 81% and might have contributed to a somewhat higher average porosity of 15%.
    Detailed organic geochemical analyses found migrated live oil in the Ekofisk Formation, the Hod Formation, the Nordland/Hordaland Group formations and in the Devonian sands below 4097 m. This oil is similar in composition to oil from the surrounding Chalk fields. A biodegraded oil component was found in the Early Cretaceous and the sands from 4095 m to 4269 m. A highly mature bitumen was also found in the Lower Sands from 4397 m to 4508.6 in addition to the above mentioned live oil and biodegraded phases. This bitumen appears to reflect an early phase of migration from a different source.
    One core was cut from 3070.9 m to 3080 m in the Ekofisk Formation with 100% recovery. Three further cores were cut in the Devonian sands with 100% recovery: Core 2 from 4395.5 to 4400.4 m; Core 3 from 4400.4 to 4409.5 m; and Core 4 from 4491.2 to 4509.5 m. RFT measurements showed good permeability. No wire line fluid samples were taken.
    The well was suspended on 25 June 1988 as an oil discovery.
    Testing
    One DST test was performed in the interval 4099.6 to 4258.1 m. Seven zones were perforated and tested at the same time.
    The test produced 599 Sm3 oil and 225000 Sm3 gas /day through a 24/64" with a drawdown of over 13 MPa. The GOR in this flow was 375 Sm3/Sm3, the oil density was 0.813 g/cm3, and the gas gravity was 0.81 (air = 1). A CO2 content of 3.5% was reported. The maximum temperature measured at 4178.8 m was 160.6 deg C.
    l>

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1164.00
    4852.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    10075.0
    10105.0
    [ft ]
    2
    14421.0
    14437.7
    [ft ]
    3
    14437.7
    14469.4
    [ft ]
    4
    14735.0
    14792.0
    [ft ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    41.3
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 10075-10105ft
    Kjerne bilde med dybde: 10075-10105ft
    Kjerne bilde med dybde: 10075-10105ft
    Kjerne bilde med dybde: 10075-10105ft
    Kjerne bilde med dybde: 10075-10105ft
    10075-10105ft
    10075-10105ft
    10075-10105ft
    10075-10105ft
    10075-10105ft
    Kjerne bilde med dybde: 10075-10105ft
    Kjerne bilde med dybde: 10075-10105ft
    Kjerne bilde med dybde: 10075-10105ft
    Kjerne bilde med dybde: 10075-10105ft
    Kjerne bilde med dybde: 10075-10105ft
    10075-10105ft
    10075-10105ft
    10075-10105ft
    10075-10105ft
    10075-10105ft
    Kjerne bilde med dybde: 10075-10105ft
    Kjerne bilde med dybde: 10075-10105ft
    Kjerne bilde med dybde: 10075-10105ft
    Kjerne bilde med dybde: 10075-10105ft
    Kjerne bilde med dybde: 10075-10105ft
    10075-10105ft
    10075-10105ft
    10075-10105ft
    10075-10105ft
    10075-10105ft
    Kjerne bilde med dybde: 10075-10105ft
    Kjerne bilde med dybde: 10075-10105ft
    Kjerne bilde med dybde: 14421-14437ft
    Kjerne bilde med dybde: 14421-14437ft
    Kjerne bilde med dybde: 14421-14437ft
    10075-10105ft
    10075-10105ft
    14421-14437ft
    14421-14437ft
    14421-14437ft
    Kjerne bilde med dybde: 14421-14437ft
    Kjerne bilde med dybde: 14421-14437ft
    Kjerne bilde med dybde: 14421-14437ft
    Kjerne bilde med dybde: 14421-14437ft
    Kjerne bilde med dybde: 14421-14437ft
    14421-14437ft
    14421-14437ft
    14421-14437ft
    14421-14437ft
    14421-14437ft
    Kjerne bilde med dybde: 14421-14437ft
    Kjerne bilde med dybde: 14421-14437ft
    Kjerne bilde med dybde: 14437-14469ft
    Kjerne bilde med dybde: 14437-14469ft
    Kjerne bilde med dybde: 14437-14469ft
    14421-14437ft
    14421-14437ft
    14437-14469ft
    14437-14469ft
    14437-14469ft
    Kjerne bilde med dybde: 14437-14469ft
    Kjerne bilde med dybde: 14437-14469ft
    Kjerne bilde med dybde: 14437-14469ft
    Kjerne bilde med dybde: 14437-14469ft
    Kjerne bilde med dybde: 14437-14469ft
    14437-14469ft
    14437-14469ft
    14437-14469ft
    14437-14469ft
    14437-14469ft
    Kjerne bilde med dybde: 14437-14469ft
    Kjerne bilde med dybde: 14437-14469ft
    Kjerne bilde med dybde: 14437-14469ft
    Kjerne bilde med dybde: 14437-14469ft
    Kjerne bilde med dybde: 14437-14469ft
    14437-14469ft
    14437-14469ft
    14437-14469ft
    14437-14469ft
    14437-14469ft
    Kjerne bilde med dybde: 14437-14469ft
    Kjerne bilde med dybde: 14437-14469ft
    Kjerne bilde med dybde: 14437-14469ft
    Kjerne bilde med dybde: 14437-14469ft
    Kjerne bilde med dybde: 14437-14469ft
    14437-14469ft
    14437-14469ft
    14437-14469ft
    14437-14469ft
    14437-14469ft
    Kjerne bilde med dybde: 14437-14469ft
    Kjerne bilde med dybde: 14735-14792ft
    Kjerne bilde med dybde: 14735-14792ft
    Kjerne bilde med dybde: 14735-14792ft
    Kjerne bilde med dybde: 14735-14792ft
    14437-14469ft
    14735-14792ft
    14735-14792ft
    14735-14792ft
    14735-14792ft
    Kjerne bilde med dybde: 14735-14792ft
    Kjerne bilde med dybde: 14735-14792ft
    Kjerne bilde med dybde: 14735-14792ft
    Kjerne bilde med dybde: 14735-14792ft
    Kjerne bilde med dybde: 14735-14792ft
    14735-14792ft
    14735-14792ft
    14735-14792ft
    14735-14792ft
    14735-14792ft
    Kjerne bilde med dybde: 14735-14792ft
    Kjerne bilde med dybde: 14735-14792ft
    Kjerne bilde med dybde: 14735-14792ft
    Kjerne bilde med dybde: 14735-14792ft
    Kjerne bilde med dybde: 14735-14792ft
    14735-14792ft
    14735-14792ft
    14735-14792ft
    14735-14792ft
    14735-14792ft
    Kjerne bilde med dybde: 14735-14792ft
    Kjerne bilde med dybde: 14735-14792ft
    Kjerne bilde med dybde: 14735-14792ft
    Kjerne bilde med dybde: 14735-14792ft
    Kjerne bilde med dybde: 14735-14792ft
    14735-14792ft
    14735-14792ft
    14735-14792ft
    14735-14792ft
    14735-14792ft
    Kjerne bilde med dybde: 14735-14792ft
    Kjerne bilde med dybde: 14735-14792ft
    Kjerne bilde med dybde: 14735-14792ft
    Kjerne bilde med dybde: 14735-14792ft
    Kjerne bilde med dybde: 14735-14792ft
    14735-14792ft
    14735-14792ft
    14735-14792ft
    14735-14792ft
    14735-14792ft
    Kjerne bilde med dybde: 14735-14792ft
    Kjerne bilde med dybde: 14735-14792ft
    Kjerne bilde med dybde: 14735-14792ft
    Kjerne bilde med dybde: 14735-14792ft
    Kjerne bilde med dybde: 14735-14792ft
    14735-14792ft
    14735-14792ft
    14735-14792ft
    14735-14792ft
    14735-14792ft
    Kjerne bilde med dybde: 14735-14792ft
    Kjerne bilde med dybde: 14735-14792ft
    Kjerne bilde med dybde: 14735-14792ft
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    14735-14792ft
    14735-14792ft
    14735-14792ft

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    13360.0
    [ft]
    DC
    OD
    13400.0
    [ft]
    DC
    OD
    14425.8
    [ft]
    C
    OD
    14426.1
    [ft]
    C
    OD
    14430.1
    [ft]
    C
    OD
    14442.8
    [ft]
    C
    OD
    14451.6
    [ft]
    C
    OD
    14463.0
    [ft]
    C
    OD
    14466.4
    [ft]
    C
    OD
    14745.6
    [ft]
    C
    OD
    14751.1
    [ft]
    C
    OD
    14758.6
    [ft]
    C
    OD
    14766.6
    [ft]
    C
    OD
    14782.8
    [ft]
    C
    OD
    14789.4
    [ft]
    C
    OD

  • 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
    DST 1
    4099.50
    4258.00
    07.06.1988 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.66
    pdf
    2.58
    pdf
    12.15
    pdf
    3.29
    pdf
    1.19

  • 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
    0.27
    pdf
    0.28

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    3.80
    pdf
    29.59

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    4099
    4258
    9.5
    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
    566
    223000
    365

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CNL SLS GR
    2439
    3817
    CST GR
    3810
    4284
    CST GR
    4280
    4510
    DIL MSFL SLS GR
    1067
    0
    DIL SLS GR
    3810
    4510
    DLL MAFL GR
    2439
    3810
    FMS GR
    2439
    3810
    LDL CNL GR
    4280
    4513
    LDL CNL NGL
    1493
    3817
    LDL CNL NGL
    3810
    4285
    OBDT GR
    3810
    4285
    OBDT GR
    4280
    4511
    RFT GR
    3810
    4285
    RFT GR
    4280
    4511
    WSC
    1067
    4510

  • 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
    172.0
    36
    174.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    1069.0
    26
    1074.0
    2.03
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2439.0
    17 1/2
    2448.0
    2.01
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3800.0
    12 1/4
    3819.0
    2.16
    LOT
    LINER
    7
    4278.0
    8 1/2
    4284.0
    2.22
    LOT
    OPEN HOLE
    4512.0
    5 7/8
    4512.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    4
    1.80
    15.0
    9.6
    WATER BASED
    16.02.1988
    26
    2.04
    23.0
    10.1
    OIL BASED
    16.03.1988
    132
    1.03
    WATER BASED
    22.10.1987
    147
    1.04
    WATER BASED
    22.10.1987
    166
    1.02
    WATER BASED
    20.10.1987
    173
    1.03
    WATER BASED
    22.10.1987
    184
    1.02
    WATER BASED
    20.10.1987
    253
    1.04
    10.0
    25.9
    WATER BASED
    27.10.1987
    292
    1.04
    10.0
    26.8
    WATER BASED
    27.10.1987
    351
    0.00
    WATER BASED
    27.06.1988
    354
    0.00
    WATER BASED
    27.06.1988
    392
    1.04
    12.0
    30.2
    WATER BASED
    23.10.1987
    593
    1.04
    12.0
    32.6
    WATER BASED
    27.10.1987
    608
    1.04
    17.0
    35.4
    WATER BASED
    26.10.1987
    834
    1.04
    17.0
    36.4
    WATER BASED
    27.10.1987
    1074
    1.04
    WATER BASED
    28.10.1987
    1074
    1.04
    WATER BASED
    29.10.1987
    1074
    1.04
    WATER BASED
    30.10.1987
    1074
    1.10
    WATER BASED
    03.11.1987
    1074
    1.23
    19.0
    5.7
    WATER BASED
    03.11.1987
    1074
    1.32
    13.0
    6.2
    WATER BASED
    03.11.1987
    1157
    1.32
    14.0
    7.2
    WATER BASED
    03.11.1987
    1373
    1.33
    18.0
    9.1
    WATER BASED
    04.11.1987
    1498
    1.43
    15.0
    8.6
    WATER BASED
    05.11.1987
    1614
    1.51
    14.0
    7.2
    WATER BASED
    06.11.1987
    1799
    1.58
    17.0
    7.7
    WATER BASED
    10.11.1987
    1841
    2.11
    45.0
    16.8
    OIL BASED
    27.06.1988
    1937
    2.12
    66.0
    14.4
    WATER BASED
    18.10.1991
    1983
    1.65
    16.0
    9.6
    WATER BASED
    10.11.1987
    2116
    1.65
    18.0
    7.7
    WATER BASED
    10.11.1987
    2149
    1.85
    18.0
    5.3
    WATER BASED
    19.01.1988
    2270
    1.65
    19.0
    10.5
    WATER BASED
    11.11.1987
    2388
    1.67
    WATER BASED
    18.11.1987
    2388
    1.67
    15.0
    5.7
    WATER BASED
    19.11.1987
    2388
    1.67
    15.0
    4.8
    WATER BASED
    20.11.1987
    2388
    1.65
    15.0
    4.8
    WATER BASED
    24.11.1987
    2388
    1.65
    15.0
    5.3
    WATER BASED
    24.11.1987
    2388
    1.65
    14.0
    5.3
    WATER BASED
    24.11.1987
    2393
    1.83
    15.0
    5.7
    WATER BASED
    19.01.1988
    2423
    0.00
    1.0
    6.7
    WATER BASED
    21.01.1988
    2438
    1.83
    16.0
    6.2
    WATER BASED
    22.01.1988
    2443
    1.83
    16.0
    5.7
    WATER BASED
    26.01.1988
    2448
    1.65
    17.0
    11.0
    WATER BASED
    11.11.1987
    2448
    1.67
    18.0
    6.2
    WATER BASED
    16.11.1987
    2448
    0.47
    14.0
    11.5
    WATER BASED
    16.11.1987
    2448
    0.47
    14.0
    7.7
    WATER BASED
    16.11.1987
    2448
    1.65
    6.0
    6.2
    WATER BASED
    17.11.1987
    2448
    1.65
    14.0
    5.3
    WATER BASED
    25.11.1987
    2448
    1.65
    18.0
    10.1
    WATER BASED
    12.11.1987
    2448
    1.65
    20.0
    7.2
    WATER BASED
    16.11.1987
    2451
    1.65
    13.0
    5.7
    WATER BASED
    25.11.1987
    2484
    1.80
    17.0
    6.7
    WATER BASED
    26.01.1988
    2610
    1.67
    14.0
    5.3
    WATER BASED
    26.11.1987
    2676
    1.80
    17.0
    7.7
    WATER BASED
    26.01.1988
    2769
    1.80
    18.0
    8.6
    WATER BASED
    26.01.1988
    2835
    1.68
    18.0
    8.6
    WATER BASED
    27.11.1987
    2903
    1.80
    18.0
    9.6
    WATER BASED
    27.01.1988
    2915
    1.80
    16.0
    6.7
    WATER BASED
    28.01.1988
    2965
    1.71
    22.0
    12.4
    WATER BASED
    30.11.1987
    2999
    1.71
    21.0
    12.9
    OIL BASED
    30.11.1987
    3019
    1.80
    17.0
    7.7
    WATER BASED
    29.01.1988
    3024
    2.10
    46.0
    16.8
    OIL BASED
    23.06.1988
    3048
    1.85
    17.0
    4.3
    WATER BASED
    12.01.1988
    3048
    1.85
    20.0
    6.2
    WATER BASED
    13.01.1988
    3071
    1.71
    22.0
    13.4
    WATER BASED
    30.11.1987
    3071
    1.71
    21.0
    9.6
    WATER BASED
    01.12.1987
    3098
    1.71
    23.0
    8.6
    WATER BASED
    02.12.1987
    3101
    1.80
    17.0
    11.0
    WATER BASED
    02.02.1988
    3101
    1.80
    17.0
    12.0
    WATER BASED
    02.02.1988
    3195
    1.75
    22.0
    10.5
    WATER BASED
    03.12.1987
    3252
    1.80
    17.0
    9.6
    WATER BASED
    02.02.1988
    3299
    1.75
    22.0
    10.5
    WATER BASED
    04.12.1987
    3321
    1.75
    20.0
    9.6
    WATER BASED
    09.12.1987
    3330
    1.80
    17.0
    9.6
    WATER BASED
    02.02.1988
    3382
    1.75
    20.0
    11.5
    WATER BASED
    09.12.1987
    3403
    1.98
    12.0
    2.9
    WATER BASED
    12.01.1988
    3403
    0.00
    WATER BASED
    12.01.1988
    3405
    1.80
    19.0
    10.1
    WATER BASED
    03.02.1988
    3455
    1.75
    19.0
    10.1
    WATER BASED
    09.12.1987
    3468
    1.80
    17.0
    10.5
    WATER BASED
    04.02.1988
    3481
    1.68
    21.0
    11.0
    WATER BASED
    09.12.1987
    3486
    1.75
    22.0
    11.5
    WATER BASED
    10.12.1987
    3493
    1.80
    16.0
    10.1
    WATER BASED
    09.02.1988
    3584
    1.80
    17.0
    9.6
    WATER BASED
    09.02.1988
    3610
    1.74
    21.0
    11.5
    WATER BASED
    14.12.1987
    3631
    1.80
    15.0
    10.1
    WATER BASED
    09.02.1988
    3655
    1.80
    16.0
    10.1
    WATER BASED
    09.02.1988
    3677
    1.80
    15.0
    12.9
    WATER BASED
    09.02.1988
    3696
    1.75
    20.0
    12.4
    WATER BASED
    14.12.1987
    3712
    1.80
    14.0
    7.7
    WATER BASED
    10.02.1988
    3712
    1.80
    14.0
    6.7
    WATER BASED
    11.02.1988
    3724
    1.75
    19.0
    12.4
    WATER BASED
    15.12.1987
    3730
    1.75
    18.0
    9.6
    WATER BASED
    15.12.1987
    3741
    1.80
    16.0
    7.7
    WATER BASED
    12.02.1988
    3761
    1.75
    18.0
    10.5
    WATER BASED
    15.12.1987
    3786
    2.11
    47.0
    16.8
    OIL BASED
    20.06.1988
    3786
    2.11
    42.0
    16.3
    OIL BASED
    22.06.1988
    3786
    2.11
    43.0
    12.0
    WATER BASED
    22.06.1988
    3786
    2.11
    40.0
    13.9
    OIL BASED
    22.06.1988
    3786
    2.11
    51.0
    13.9
    OIL BASED
    22.06.1988
    3786
    2.11
    45.0
    16.3
    OIL BASED
    22.06.1988
    3790
    1.80
    15.0
    10.1
    WATER BASED
    16.02.1988
    3815
    1.75
    17.0
    8.6
    OIL BASED
    16.12.1987
    3815
    1.75
    20.0
    10.1
    WATER BASED
    16.12.1987
    3816
    1.80
    16.0
    10.1
    WATER BASED
    16.02.1988
    3819
    1.86
    17.0
    10.1
    WATER BASED
    16.02.1988
    3819
    1.92
    20.0
    9.6
    WATER BASED
    17.02.1988
    3819
    1.92
    19.0
    8.1
    WATER BASED
    23.02.1988
    3819
    1.92
    19.0
    9.6
    WATER BASED
    23.02.1988
    3819
    1.92
    21.0
    5.7
    WATER BASED
    23.02.1988
    3819
    1.92
    21.0
    5.7
    WATER BASED
    24.02.1988
    3819
    1.94
    21.0
    5.7
    WATER BASED
    25.02.1988
    3819
    1.94
    23.0
    6.2
    WATER BASED
    26.02.1988
    3819
    1.94
    24.0
    6.2
    WATER BASED
    01.03.1988
    3819
    1.94
    21.0
    3.8
    WATER BASED
    01.03.1988
    3819
    1.93
    18.0
    4.8
    WATER BASED
    01.03.1988
    3819
    1.93
    18.0
    4.3
    WATER BASED
    02.03.1988
    3819
    1.93
    17.0
    4.3
    WATER BASED
    02.03.1988
    3819
    1.93
    19.0
    4.8
    WATER BASED
    03.03.1988
    3819
    1.94
    18.0
    6.7
    WATER BASED
    04.03.1988
    3819
    1.92
    19.0
    10.1
    WATER BASED
    18.02.1988
    3819
    1.92
    19.0
    9.1
    WATER BASED
    19.02.1988
    3819
    1.92
    19.0
    8.6
    WATER BASED
    23.02.1988
    3826
    1.94
    32.0
    9.6
    OIL BASED
    08.03.1988
    3826
    1.94
    31.0
    9.1
    OIL BASED
    08.03.1988
    3868
    1.94
    29.0
    12.9
    OIL BASED
    08.03.1988
    3881
    1.94
    31.0
    13.4
    OIL BASED
    08.03.1988
    3881
    1.94
    30.0
    12.9
    OIL BASED
    10.03.1988
    3898
    1.75
    17.0
    9.1
    WATER BASED
    17.12.1987
    3904
    1.75
    20.0
    9.6
    WATER BASED
    18.12.1987
    3925
    1.75
    21.0
    1.0
    WATER BASED
    22.12.1987
    3946
    1.94
    60.0
    12.9
    OIL BASED
    10.03.1988
    3956
    1.75
    20.0
    8.1
    WATER BASED
    22.12.1987
    3993
    1.94
    26.0
    12.9
    OIL BASED
    14.03.1988
    4018
    1.75
    20.0
    11.0
    WATER BASED
    22.12.1987
    4063
    1.94
    26.0
    11.5
    OIL BASED
    14.03.1988
    4084
    1.99
    26.0
    12.4
    OIL BASED
    14.03.1988
    4084
    2.04
    27.0
    13.9
    OIL BASED
    14.03.1988
    4084
    2.03
    23.0
    14.4
    OIL BASED
    15.03.1988
    4086
    1.85
    20.0
    6.2
    WATER BASED
    14.01.1988
    4086
    1.85
    19.0
    7.2
    WATER BASED
    15.01.1988
    4086
    1.85
    23.0
    4.8
    WATER BASED
    19.01.1988
    4086
    1.85
    23.0
    5.3
    WATER BASED
    19.01.1988
    4086
    1.77
    19.0
    10.1
    WATER BASED
    22.12.1987
    4086
    1.87
    30.0
    17.7
    OIL BASED
    23.12.1987
    4086
    1.87
    21.0
    12.0
    WATER BASED
    29.12.1987
    4086
    1.87
    24.0
    14.8
    WATER BASED
    29.12.1987
    4086
    1.87
    28.0
    7.7
    WATER BASED
    29.12.1987
    4086
    1.85
    19.0
    5.3
    WATER BASED
    29.12.1987
    4086
    1.85
    25.0
    4.8
    WATER BASED
    29.12.1987
    4086
    1.87
    15.0
    4.3
    WATER BASED
    30.12.1987
    4086
    1.98
    12.0
    8.6
    WATER BASED
    07.01.1988
    4086
    1.98
    12.0
    5.7
    WATER BASED
    07.01.1988
    4086
    1.98
    13.0
    5.3
    WATER BASED
    07.01.1988
    4086
    7.79
    14.0
    6.7
    WATER BASED
    07.01.1988
    4086
    0.00
    12.0
    12.0
    WATER BASED
    07.01.1988
    4086
    1.98
    13.0
    5.7
    WATER BASED
    07.01.1988
    4086
    1.98
    13.0
    5.3
    WATER BASED
    08.01.1988
    4086
    1.98
    12.0
    2.9
    WATER BASED
    11.01.1988
    4086
    2.16
    19.0
    6.2
    WATER BASED
    12.01.1988
    4086
    1.87
    20.0
    7.2
    WATER BASED
    29.12.1987
    4086
    1.98
    10.0
    7.2
    WATER BASED
    12.01.1988
    4086
    1.85
    16.0
    6.2
    WATER BASED
    20.01.1988
    4164
    2.05
    27.0
    12.4
    OIL BASED
    17.03.1988
    4238
    2.11
    31.0
    9.6
    OIL BASED
    10.05.1988
    4256
    2.05
    27.0
    10.5
    OIL BASED
    18.03.1988
    4256
    2.09
    31.0
    11.0
    OIL BASED
    22.03.1988
    4256
    2.07
    77.0
    6.7
    OIL BASED
    22.03.1988
    4256
    2.10
    28.0
    9.1
    OIL BASED
    22.03.1988
    4256
    2.10
    28.0
    8.6
    OIL BASED
    22.03.1988
    4256
    2.06
    25.0
    7.2
    WATER BASED
    23.03.1988
    4270
    2.10
    34.0
    9.6
    OIL BASED
    13.05.1988
    4270
    2.09
    37.0
    12.9
    OIL BASED
    13.05.1988
    4270
    2.10
    38.0
    12.0
    OIL BASED
    13.05.1988
    4270
    2.10
    41.0
    13.9
    OIL BASED
    08.08.1988
    4270
    2.11
    49.0
    6.2
    OIL BASED
    08.08.1988
    4270
    2.11
    20.0
    15.8
    OIL BASED
    10.05.1988
    4270
    2.10
    35.0
    11.0
    OIL BASED
    10.05.1988
    4270
    2.10
    36.0
    13.4
    OIL BASED
    18.05.1988
    4270
    2.10
    37.0
    12.9
    OIL BASED
    18.05.1988
    4270
    2.09
    37.0
    13.4
    OIL BASED
    19.05.1988
    4270
    2.11
    36.0
    12.4
    OIL BASED
    19.05.1988
    4270
    2.09
    39.0
    13.4
    OIL BASED
    25.05.1988
    4270
    2.10
    33.0
    12.0
    OIL BASED
    25.05.1988
    4270
    2.09
    41.0
    12.9
    OIL BASED
    25.05.1988
    4270
    2.10
    42.0
    13.4
    OIL BASED
    25.05.1988
    4270
    2.10
    41.0
    12.9
    OIL BASED
    26.05.1988
    4270
    2.10
    41.0
    12.9
    OIL BASED
    27.05.1988
    4270
    2.09
    43.0
    12.0
    OIL BASED
    30.05.1988
    4270
    2.09
    42.0
    12.0
    OIL BASED
    30.05.1988
    4270
    2.10
    41.0
    9.6
    OIL BASED
    30.05.1988
    4270
    2.10
    42.0
    12.0
    OIL BASED
    31.05.1988
    4270
    2.09
    42.0
    11.5
    OIL BASED
    01.06.1988
    4270
    2.09
    41.0
    11.5
    OIL BASED
    02.06.1988
    4270
    2.10
    40.0
    12.9
    OIL BASED
    03.06.1988
    4270
    2.10
    40.0
    12.4
    OIL BASED
    07.06.1988
    4270
    2.10
    41.0
    12.9
    OIL BASED
    07.06.1988
    4270
    2.11
    42.0
    14.8
    WATER BASED
    15.06.1988
    4270
    2.11
    42.0
    11.5
    OIL BASED
    15.06.1988
    4270
    2.11
    42.0
    15.3
    OIL BASED
    15.06.1988
    4270
    2.11
    41.0
    16.8
    OIL BASED
    15.06.1988
    4270
    2.11
    44.0
    15.8
    OIL BASED
    15.06.1988
    4270
    2.11
    42.0
    15.8
    OIL BASED
    17.06.1988
    4270
    2.09
    40.0
    13.4
    OIL BASED
    25.05.1988
    4270
    2.10
    40.0
    13.4
    OIL BASED
    08.08.1988
    4281
    2.09
    28.0
    7.2
    OIL BASED
    24.03.1988
    4284
    2.11
    30.0
    7.7
    OIL BASED
    25.03.1988
    4284
    2.11
    30.0
    7.2
    OIL BASED
    30.03.1988
    4284
    2.11
    30.0
    8.1
    OIL BASED
    05.04.1988
    4284
    2.13
    31.0
    7.7
    OIL BASED
    05.04.1988
    4284
    2.11
    30.0
    5.3
    OIL BASED
    05.04.1988
    4284
    2.11
    30.0
    7.7
    OIL BASED
    05.04.1988
    4284
    2.07
    29.0
    7.2
    OIL BASED
    06.04.1988
    4284
    2.11
    31.0
    7.2
    OIL BASED
    29.03.1988
    4284
    2.11
    30.0
    7.2
    OIL BASED
    29.03.1988
    4284
    0.00
    WATER BASED
    05.04.1988
    4284
    2.11
    30.0
    7.2
    OIL BASED
    05.04.1988
    4293
    2.07
    27.0
    5.7
    OIL BASED
    07.04.1988
    4294
    2.07
    30.0
    6.2
    OIL BASED
    08.04.1988
    4306
    2.07
    31.0
    8.1
    OIL BASED
    12.04.1988
    4307
    2.07
    30.0
    7.7
    OIL BASED
    12.04.1988
    4320
    2.07
    31.0
    7.2
    OIL BASED
    12.04.1988
    4327
    2.07
    30.0
    7.7
    OIL BASED
    12.04.1988
    4370
    2.07
    30.0
    8.1
    OIL BASED
    13.04.1988
    4383
    2.11
    32.0
    6.2
    OIL BASED
    14.04.1988
    4383
    2.11
    30.0
    8.6
    OIL BASED
    15.04.1988
    4383
    2.11
    31.0
    8.6
    OIL BASED
    19.04.1988
    4387
    2.11
    30.0
    8.6
    OIL BASED
    19.04.1988
    4396
    2.11
    31.0
    8.6
    OIL BASED
    19.04.1988
    4400
    2.11
    31.0
    8.6
    OIL BASED
    19.04.1988
    4410
    2.11
    32.0
    10.1
    OIL BASED
    20.04.1988
    4418
    2.11
    30.0
    8.1
    OIL BASED
    22.04.1988
    4439
    2.07
    28.0
    7.7
    OIL BASED
    22.04.1988
    4450
    2.10
    30.0
    8.6
    OIL BASED
    27.04.1988
    4486
    2.09
    29.0
    8.1
    OIL BASED
    27.04.1988
    4491
    2.09
    30.0
    7.2
    OIL BASED
    27.04.1988
    4510
    2.10
    31.0
    14.4
    OIL BASED
    10.05.1988
    4510
    2.11
    35.0
    11.0
    OIL BASED
    10.05.1988
    4510
    2.09
    31.0
    7.2
    OIL BASED
    27.04.1988
    4510
    2.09
    30.0
    7.2
    OIL BASED
    28.04.1988
    4510
    2.09
    31.0
    7.7
    OIL BASED
    29.04.1988
    4510
    2.09
    31.0
    7.7
    OIL BASED
    10.05.1988
    4510
    2.09
    30.0
    5.7
    OIL BASED
    10.05.1988
    4510
    2.10
    32.0
    9.1
    OIL BASED
    10.05.1988
    4510
    2.11
    32.0
    9.6
    OIL BASED
    10.05.1988
    4510
    2.11
    31.0
    9.6
    OIL BASED
    10.05.1988
    4510
    2.11
    32.0
    10.1
    OIL BASED
    10.05.1988
    4514
    2.12
    64.0
    12.9
    WATER BASED
    18.10.1991
    4514
    2.12
    66.0
    14.4
    OIL BASED
    18.10.1991
    4514
    2.12
    66.0
    14.4
    OIL BASED
    21.10.1991
    4514
    2.12
    66.0
    14.4
    OIL BASED
    21.10.1991
    4514
    2.12
    66.0
    14.4
    OIL BASED
    21.10.1991
    4514
    1.95
    47.0
    17.2
    WATER BASED
    31.10.1991
    4514
    1.95
    44.0
    22.0
    WATER BASED
    04.11.1991
    4514
    1.95
    44.0
    19.2
    WATER BASED
    05.11.1991
    4514
    1.95
    44.0
    19.2
    WATER BASED
    05.11.1991
    4514
    1.95
    44.0
    19.2
    WATER BASED
    05.11.1991
    4514
    1.44
    WATER BASED
    06.11.1991
    4514
    1.44
    WATER BASED
    11.11.1991
    4514
    1.44
    WATER BASED
    11.11.1991
    4514
    1.44
    WATER BASED
    12.11.1991
    4514
    2.12
    59.0
    8.6
    OIL BASED
    15.10.1991

  • 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