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

34/4-5

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.
    34/4-5
    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
    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.
    34/4-5
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    SG 8320 - 442 SP 188
    Utvinningstillatelse
    Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).
    Boreoperatør
    Navn på rettighetshaver som på vegne av den aktive utvinningstillatelsen (ved brønnhodeposisjon) starter boreoperasjonen. Dette tilsvarer vanligvis operatørselskapet for den aktuelle utvinningstillatelsen.
    Saga Petroleum ASA
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    395-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    146
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    13.11.1983
    Boreslutt
    Letebrønner fra flyttbare innretninger:
    For flytende innretninger - dato når ankerhåndteringen startet.For oppjekkbare innretninger - dato for oppstart av nedjekking.
    Letebrønner fra faste innretninger og alle utvinningsbrønner:
    Dato for når totalt dyp er nådd og siste foringsrør, casing eller screen er satt. Ved umiddelbar plugging av brønnbanen, tilsvarer boreslutt datoen siste plugg er satt.
    06.04.1984
    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.
    06.04.1986
    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.
    18.05.2004
    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.
    EARLY 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.
    COOK FM
    2. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.
    EARLY JURASSIC
    2. nivå med hydrokarboner, formasjon
    Navn på litostratigrafisk enhet, 2. 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.
    STATFJORD GP
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    26.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    379.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3917.0
    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).
    3910.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    8.1
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    140
    Eldste penetrerte alder
    Alder (iflg. Geologic Time Scale 2004 by F. M. Gradstein, et al. (2004)) til den eldste formasjonen det er blitt boret gjennom. Kan avvike fra alder ved TD for eksempel i avviksbrønner. Eksempler for lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EARLY PERMIAN, EARLY TRIASSIC, EOCENE.
    LATE TRIASSIC
    Eldste penetrerte formasjon
    Navn på den eldste litostratigrafiske enheten som brønnbanen har penetrert. Vises bare på brønner som er frigitt. I de fleste brønnbaner er dette formasjonen eller gruppen påtruffet i bunnen av brønnbanen. Kan avvike fra formasjonen eller gruppen ved TD for eksempel i brønnbaner som er boret med høy avvik eller gjennom forkastninger. Eksempler på lovlige verdier: AMUNDSEN FM, BALDER FM, BASEMENT, BLODØKS FM, BRYNE FM, BURTON FM, COOK FM, DRAKE FM, DRAUPNE FM, EKOFISK FM, SHETLAND GP.
    LUNDE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 41' 9.49'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 17' 52'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6839561.78
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    462840.14
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    37

  • Brønnhistorie
    General
    Wildcat well 34/4-5 was drilled on the Mort Horst in the Northeastern part of the block. The purpose of the well was to test the Zeta structure for hydrocarbons and to test the stratigraphy below the Base Cretaceous Unconformity. The well encountered hydrocarbons in the Cook Formation and in the Statfjord Formation.
    Operations and results
    The well was spudded with the semi-submersible installation Treasure Saga on November 13 1983 and drilled to TD at 3917 m in Early - Middle Triassic sediments of the Lunde Formation. The well was drilled with seawater and bentonite down to 533 m, with bentonite/gypsum mud from 533 m to 1113 m, with gypsum/polymer mud from 1113 m to 2025 m, with gypsum/lignosulfonate (Unical) mud from 2025 m to 3200 m, and with lignosulfonate from 3200 m to TD.
    Due to severe boulder problems in the 26" hole section, the well had to be re-spudded three times before the 20" casing could be run and cemented. The 20" casing had to be worked and washed down to the planned depth. This action most likely buckled or partly collapsed the 20" casing. It took approximately 5 days to drill/mill out the bottom section of the 20" casing. Circulation was lost at 2026 m when drilling the 17 1/2" hole. Due to the lost circulation, the 13 3/8" casing had to be set at 2011 m. The 12 1/4" section had to be plugged back from 3106 m to 3005 m due to severe hole deviation problems. The maximum hole angle was 8.75°. Re-drilling this hole section and deepening it down to 3200 m the hole angle varied between 3° and 4°. The 9 5/8" casing was set at 3195 m. The 8 1/2" hole section was drilled down to 3424 m, where the first core was cut. The core recovered shale, and it was decided to drill ahead. The hole was drilled down to 3470 m, where a new drill break occurred. While circulating bottoms up for samples a kick was taken. A total of 43 bbls were gained before closing in the well. Six cores were cut down to 3538 m. Analysis of the formation indicated that the potential reservoir section had not been reached. The hole was this time drilled down to 3561 m, where a new drill break occurred. This time 10 cores were cut down to 3648,6 m. A 7" liner was run in the 8 1/2" hole with the liner shoe set at 3757 m.
    The well proved a stratigraphic section ranging in age from possibly Early Triassic to Pleistocene. Minor sand development was penetrated in Miocene and Oligocene. The Cretaceous section was composed of claystones. In the Jurassic two sandstone horizons were encountered, the Cook Formation (3416 m to 3520 m) and the Statfjord Formation (3558.5 m to 3599 m). The Triassic rocks were inter-bedded sandstones, siltstones and claystones. Several unconformities were observed in the well, four in Tertiary, two in Cretaceous, a major unconformity at 3245 m between Callovian and Valanginian, one in Middle Jurassic and a fault cut out in Early Jurassic. Gas peaks up to 7.5 % with shows in limestone stringers were observed in the interval 2137 m to 2600 m in the Late Cretaceous Shetland Group. Weak shows was observed on the core from 3424 m to 3438 m. Good shows with up to 39 % gas was observed in the Cook Formation from 3454 m to 3483 m, from 3483 m shows gradually decreased in intensity. From 3564 good shows appeared in sandstones, and from 3571 m to 3586 m good shows were observed in massive sandstone of the Statfjord Formation. Below 3586 m shows gradually disappeared. No shows were observed below 3603 m.  Testing of the two sandstones proved movable oil present in the Cook Formation and immoveable oil in the Statfjord Formation. Both sandstones were tightly cemented, with poor reservoir qualities. A total of 17 cores were cut as described above. The overall recovery was 95%. Logging operations were hampered by tool sticking, causing considerable discrepancies between drillers and loggers depth. This did not affect the Cook and Statfjord Formation Sands. No fluid samples were taken on wire line. The well was permanently abandoned on 6 April 1983 as a non-commercial oil discovery.
    Testing
    Two drill stem test were carried out, one in the Statfjord sand and one in the Intra Cook sand. The Statfjord drill stem test, 3589.0 m to 3598.5 m produced water with traces of oil. A rate of 27 Sm3 water/day was obtained through an 8/64 inch choke with a wellhead pressure of 2.51 MPa.
    The Cook drill stem test, 3462.7 m to 3480.7 m, produced oil with 19 per cent water. A rate of 48 Sm3 liquid/day was obtained through a 10/64 inch choke and a wellhead pressure of 13.65 MPa. The GOR was measured to 240 Sm3/Sm3 at separator conditions of 1.14 MPa and 40.6 °C. The dead oil density was 0.83 g/cc. At the end of the Cook drill stem test, a hydrate plug was formed in the test string. It was removed by circulating hot mud in the riser and hot tapping of the test string.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    NO
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    510.00
    3868.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3423.0
    3437.7
    [m ]
    2
    3473.0
    3481.4
    [m ]
    3
    3484.0
    3496.2
    [m ]
    4
    3496.0
    3507.6
    [m ]
    5
    3508.0
    3518.0
    [m ]
    6
    3519.0
    3526.7
    [m ]
    7
    3527.0
    3536.7
    [m ]
    8
    3564.0
    3569.5
    [m ]
    9
    3571.0
    3580.0
    [m ]
    10
    3580.0
    3588.5
    [m ]
    11
    3588.0
    3595.0
    [m ]
    12
    3595.0
    3604.2
    [m ]
    13
    3605.0
    3609.0
    [m ]
    14
    3610.0
    3617.0
    [m ]
    15
    3617.0
    3621.2
    [m ]
    16
    3621.0
    3630.2
    [m ]
    17
    3630.0
    3648.8
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    156.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3423-3426m
    Kjerne bilde med dybde: 3427-3430m
    Kjerne bilde med dybde: 3431-3434m
    Kjerne bilde med dybde: 3435-3437m
    Kjerne bilde med dybde: 3473-3476m
    3423-3426m
    3427-3430m
    3431-3434m
    3435-3437m
    3473-3476m
    Kjerne bilde med dybde: 3477-3480m
    Kjerne bilde med dybde: 3481-3482m
    Kjerne bilde med dybde: 3483-3486m
    Kjerne bilde med dybde: 3487-3490m
    Kjerne bilde med dybde: 3491-3494m
    3477-3480m
    3481-3482m
    3483-3486m
    3487-3490m
    3491-3494m
    Kjerne bilde med dybde: 3495-3496m
    Kjerne bilde med dybde: 3496-3499m
    Kjerne bilde med dybde: 3500-3503m
    Kjerne bilde med dybde: 3504-3507m
    Kjerne bilde med dybde: 3508-3511m
    3495-3496m
    3496-3499m
    3500-3503m
    3504-3507m
    3508-3511m
    Kjerne bilde med dybde: 3512-3515m
    Kjerne bilde med dybde: 3516-3517m
    Kjerne bilde med dybde: 3518-3521m
    Kjerne bilde med dybde: 3522-3525m
    Kjerne bilde med dybde: 3526-3527m
    3512-3515m
    3516-3517m
    3518-3521m
    3522-3525m
    3526-3527m
    Kjerne bilde med dybde: 3527-3530m
    Kjerne bilde med dybde: 3531-3534m
    Kjerne bilde med dybde: 3535-3536m
    Kjerne bilde med dybde: 3564-3567m
    Kjerne bilde med dybde: 3568-3569m
    3527-3530m
    3531-3534m
    3535-3536m
    3564-3567m
    3568-3569m
    Kjerne bilde med dybde: 3571-3574m
    Kjerne bilde med dybde: 3575-3578m
    Kjerne bilde med dybde: 3579-3580m
    Kjerne bilde med dybde: 3580-3583m
    Kjerne bilde med dybde: 3584-3587m
    3571-3574m
    3575-3578m
    3579-3580m
    3580-3583m
    3584-3587m
    Kjerne bilde med dybde: 3588-3589m
    Kjerne bilde med dybde: 3589-3592m
    Kjerne bilde med dybde: 3593-3594m
    Kjerne bilde med dybde: 3595-3598m
    Kjerne bilde med dybde: 3599-3602m
    3588-3589m
    3589-3592m
    3593-3594m
    3595-3598m
    3599-3602m
    Kjerne bilde med dybde: 3603-3604m
    Kjerne bilde med dybde: 3605-3608m
    Kjerne bilde med dybde: 3609-3610m
    Kjerne bilde med dybde: 3610-3613m
    Kjerne bilde med dybde: 3614-3616m
    3603-3604m
    3605-3608m
    3609-3610m
    3610-3613m
    3614-3616m
    Kjerne bilde med dybde: 3617-3620m
    Kjerne bilde med dybde: 3621-3624m
    Kjerne bilde med dybde: 3625-3628m
    Kjerne bilde med dybde: 3629-3630m
    Kjerne bilde med dybde: 3630-3633m
    3617-3620m
    3621-3624m
    3625-3628m
    3629-3630m
    3630-3633m
    Kjerne bilde med dybde: 3634-3637m
    Kjerne bilde med dybde: 3638-3641m
    Kjerne bilde med dybde: 3642-3645m
    Kjerne bilde med dybde: 3646-3648m
    Kjerne bilde med dybde:  
    3634-3637m
    3638-3641m
    3642-3645m
    3646-3648m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2059.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2090.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2166.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2198.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2240.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2282.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2292.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2343.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2374.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2415.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2468.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2510.2
    [m]
    SWC
    RRI
    2574.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2771.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2895.7
    [m]
    SWC
    RRI
    2944.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3000.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3015.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3024.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3031.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3085.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3098.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3104.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3115.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3233.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3280.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3300.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3320.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3345.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3370.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3414.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3420.0
    [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
    DST2
    3462.70
    3480.70
    30.03.1984 - 16:15
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.70

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    3.31
    pdf
    6.33

  • 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
    0.24
    pdf
    0.33

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    17.97

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3599
    3589
    3.2
    2.0
    3481
    3463
    4.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.060
    132
    2.0
    13.680
    62.550
    128
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    2.0
    48
    11520
    0.834
    0.820
    240

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CDL CNL GR
    3195
    3766
    CDL CNL GR
    3600
    3915
    CDL CNL SP
    0
    0
    CDL GR
    1080
    2022
    CDL GR
    2011
    3197
    COREGUN
    0
    0
    COREGUN
    0
    0
    DIFL BHC GR
    503
    1112
    DIFL BHC GR
    1080
    2022
    DIFL BHC GR
    2011
    3197
    DIFL BHC GR
    3195
    3770
    DIFL BHC GR
    3595
    3916
    DLL MLL GR
    3217
    3769
    FMT
    3239
    3627
    FMT
    3464
    3904
    GR
    405
    1112
    SHDT
    3195
    3766
    SP
    3185
    3530
    VELOCITY
    3195
    3916
    VSP
    510
    3900

  • 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
    504.0
    36
    514.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    1102.0
    26
    1103.0
    1.55
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2011.0
    17 1/2
    2020.0
    1.89
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3187.0
    12 1/4
    3200.0
    2.15
    LOT
    LINER
    7
    3917.0
    8 1/2
    3917.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    525
    1.04
    6.0
    19.0
    WATER BASED
    600
    1.07
    7.0
    19.0
    WATER BASED
    700
    1.08
    10.0
    18.0
    WATER BASED
    900
    1.13
    10.0
    22.0
    WATER BASED
    1355
    1.20
    16.0
    20.0
    WATER BASED
    1610
    1.26
    16.0
    22.0
    WATER BASED
    1830
    1.38
    22.0
    27.0
    WATER BASED
    2030
    1.47
    26.0
    27.0
    WATER BASED
    2190
    1.62
    21.0
    29.0
    WATER BASED
    2350
    1.71
    28.0
    26.0
    WATER BASED
    2985
    1.68
    17.0
    24.0
    WATER BASED
    3260
    1.74
    19.0
    12.0
    WATER BASED
    3650
    1.87
    21.0
    12.0
    WATER BASED

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    3601.25
    [m ]
    3595.75
    [m ]
    3584.50
    [m ]
    3579.00
    [m ]
    3572.75
    [m ]
    3568.00
    [m ]
    3508.95
    [m ]
    3487.60
    [m ]
    3483.38
    [m ]
    3480.75
    [m ]
    3476.50
    [m ]
    3474.20
    [m ]
    3564.25
    [m ]
    3572.50
    [m ]
    3575.50
    [m ]
    3579.25
    [m ]
    3586.00
    [m ]
    3591.00
    [m ]
    3595.25
    [m ]
    3599.25
    [m ]

  • 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