Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
23.11.2024 - 01:30
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

2/1-6

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.
    2/1-6
    Type
    Brønnbanetype. Lovlige verdier: EXPLORATION, DEVELOPMENT, OTHER (se 'Formål' for mer informasjon)
    EXPLORATION
    Formål
    Endelig klassifisering av brønnbanen.

    Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS.

    Lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner:
    OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION, INJECTION-CCS, OBSERVATION-CCS.

    Lovlig verdier for andre brønnbaner:
    SOIL DRILLING (boring ifm trase og andre grunnundersøkelser som gjøres for å undersøke grunnforholdene i forkant av plassering av innretninger),
    SHALLOW GAS (undersøke grunn gass før første boring på lokasjon),
    PILOT (undersøke geologi og væskekontakter for plassering av hovedbrønnbanen),
    SCIENTIFIC (bores ihhtLov om vitenskapelige undersøkelser),
    STRATIGRAPHIC (bores ihht Petroleumsloven §2-1).
    APPRAISAL
    Status
    Status for brønnbanen. Lovlige verdier:

    BLOWOUT: Det har vært blowout i brønnen.
    CLOSED: Utvinningsbrønnbane som er stengt for produksjon/injeksjon i kortere eller lengre periode. Statusen er også brukt på ferdig borete brønnbaner, der månedlig produksjon/injeksjon ikke har blitt rapportert enda.
    DRILLING: Brønnen er i borefasen. Kan være i aktiv boring, logging, testing eller plugging.
    JUNKED: Boringen ble avsluttet pga tekniske problemer,
    P&A: For letebrønnbane: brønnbanen er plugget og forlatt, og kan ikke re-entres for videre bruk. For utvinningsbrønnbane: produksjon/injeksjon er avsluttet og brønnen er plugget. Brønnhodet er fjernet eller på annet vis gjort utilgjengelig for nye brønnoperasjoner.
    PLUGGED: Brønnbane som er plugget, men øvre deler av brønnbanen kan brukes til å bore nye sidesteg mot nye boremål.
    PRODUCING: Det ble produsert fra brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    INJECTING: Det ble injisert i brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    SUSPENDED: Brønnbane der boringen er midlertidig stoppet. Rettighetshaverne planlegger å fortsette boringen på et senere tidspunkt.
    WILL NEVER BE DRILLED: Brønnbane som er registrert med navn og WellID av Sokkeldirektoratet, men som av ulike årsaker ikke vil bli boret.
    P&A
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORTH SEA
    Felt
    Navn på feltet som brønnbanen er relatert til.
    Funn
    Navn på funnet som brønnbanen er relatert til.
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    2/1-6
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    BP 80 - 27 B SP. 2268
    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.
    BP Norway Limited U.A.
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    413-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    105
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    30.04.1984
    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.
    12.08.1984
    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.
    12.08.1986
    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.
    12.03.2011
    Opprinnelig formål
    Formålet med brønnbanen definert før borestart.Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS. Eksempler på lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner: OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION.
    APPRAISAL
    Gjenåpnet
    Status om brønnbanen er gjenåpnet (YES) eller ikke (NO). Når en teller antall brønnbaner på norsk sokkel, teller en bare de som ikke er gjenåpnet (NO).
    NO
    Innhold
    For letebrønnbaner, funn status.

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

    For utvinningsbrønnbaner, type produsert eller injisert fluid.
    Lovlige verdier: WATER, CUTTINGS, NOT AVAILABLE, OIL, GAS/CONDENSATE, OIL/GAS, CO2, GAS, WATER/GAS, NOT APPLICABLE.
    DRY
    Funnbrønnbane
    Indikator som forteller om brønnbanen påviste et nytt funn. Lovlige verdier: YES, NO. For brønnbaner der resultatet ikke er pressemeldt eller på annet vis avklart, blir «NO» benyttet.
    NO
    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.
    66.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4588.0
    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).
    4582.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    166
    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.
    SKAGERRAK FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    56° 55' 14.81'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 1' 38.37'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6308709.14
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    501663.54
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    109

  • Brønnhistorie
    General
    Well 2/1-6 is located on the northern side of the Gyda structure on the Cod Terrace in the North Sea. The main target was the Late Jurassic Sandstone, informally called the Gyda sandstone member. The well was located such that it should prove the oil water contact of the 2/1-3 oil discovery, and by this establish whether 2/1-3, 2/1-4 and 1/3-3 all have encountered the same oil accumulation on the two sides of the saddle point. It should also test further the extent and the quality of this Upper Jurassic reservoir.
    Operations and results
    Appraisal well 2/1-6 was spudded with the semi-submersible installation Dyvi Alpha on 30 April 1984 and drilled to TD at 4583 m (4588 m loggers depth), one metre into Late Triassic sediments of the Skagerrak Formation. The well was drilled with seawater and pre-hydrated bentonite spud mud down to 635 m, with KCl/polymer mud from 635 m to 3424 m, with lignosulfonate mud from 3424 m to 4124 m, and with high temperature polymer mud from 4124 m to TD.
    The Gyda sandstone member was penetrated at 4173 m logger's depth. The reservoir is 205 metres thick, generally very fine to fine grained sandstone, but with a 28 metre thick siltstone incorporated in the uppermost part. Reservoir properties were very variable. Reasonable reservoir properties were found near the top of the reservoir. They were poor in an upper siltstone zone, in an intermediate 77 metre thick quartz overgrowth zone and at the base of the 2/1-3 sand where it shaled out into the Farsund Formation. Shows were recorded from 4174 to 4178 m in a sandstone that had very low permeability, and could not be tested. Minor patchily developed shows were observed from 4178 down to 4203 m, all within the fairly tight siltstone. No OWC was seen in the well. However, a possible OWC has been established at 4185 m (4160 m MSL), on the basis of a re-interpretation of RFT data from the wells 2/1-3, 4, 6 and 1/3-3 combined with pressure readings in the water zone of 2/1-6.
    Eight cores were cut between 4127 and 4165.35 m. Four cores were cut between 4303 and 4391.5 m. Recovery was 100% for all cores. For all cores the core depth is 4 m less than logger's depth. The RFT tool was run for pressure and fluid samples. A fluid sample was taken at 4208 m. Rig site resistivity measurements and laboratory water analysis confirmed the samples to be mud filtrate. Sampling was attempted in the interval 4173-4175 m. The sand interval was tight and neither pressure measurements nor sample were obtained.
    The well was permanently abandoned on 12 August 1984 as a dry appraisal well.
    Testing
    Two drill stem tests/water injection tests were performed in the Gyda member sandstone. Both tests confirmed the reservoir to be water bearing.
    DST1 perforated 4328.75 - 4340.75 m and produced 288 B/D of water with 1.17 specific gravity in the main flow period, through a 64/64" choke. In the following injection period the final injection rate was 240 B/D of treated sea water and the final surface injection pressure was 7000 psig.
    DST2 perforated 4210 - 4241 m and produced 3379 B/D of water with 1.17 specific gravity in the main flow through a 28/64" choke. In the following injection period the final injection rate, before acidization, was 2880 B/D of treated sea water and the final surface injection pressure was 5245psig. After acidization the final injection rate was 7544 B/D of treated sea water and the final surface injection pressure was 4955 psig.
    A number of temperature sensors were employed in the tests and maximum temperatures from 146 to 162 deg C were recorded. Among these maximum temperatures of 319 deg F (159.4 deg C) and 318 (158.9 deg C) in DST1 and DST2 respectively seem to be the more representative and in agreement with corrected wire line temperatures.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    170.00
    4581.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    4127.0
    4153.3
    [m ]
    2
    4153.7
    4181.3
    [m ]
    3
    4181.4
    4208.6
    [m ]
    4
    4208.5
    4235.4
    [m ]
    5
    4235.4
    4245.6
    [m ]
    6
    4245.6
    4254.7
    [m ]
    7
    4254.6
    4263.2
    [m ]
    8
    4263.3
    4265.4
    [m ]
    9
    4303.0
    4313.0
    [m ]
    10
    4313.0
    4336.8
    [m ]
    11
    4336.8
    4364.3
    [m ]
    12
    4364.3
    4391.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    226.4
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 4127-4133m
    Kjerne bilde med dybde: 4133-4139m
    Kjerne bilde med dybde: 4139-4144m
    Kjerne bilde med dybde: 4145-4151m
    Kjerne bilde med dybde: 4151-4154m
    4127-4133m
    4133-4139m
    4139-4144m
    4145-4151m
    4151-4154m
    Kjerne bilde med dybde: 4153-4159m
    Kjerne bilde med dybde: 4159-4165m
    Kjerne bilde med dybde: 4165-4170m
    Kjerne bilde med dybde: 4171-4177m
    Kjerne bilde med dybde: 4177-4181m
    4153-4159m
    4159-4165m
    4165-4170m
    4171-4177m
    4177-4181m
    Kjerne bilde med dybde: 4181-4187m
    Kjerne bilde med dybde: 4187-4193m
    Kjerne bilde med dybde: 4193-4199m
    Kjerne bilde med dybde: 4199-4205m
    Kjerne bilde med dybde: 4205-4209m
    4181-4187m
    4187-4193m
    4193-4199m
    4199-4205m
    4205-4209m
    Kjerne bilde med dybde: 4208-4214m
    Kjerne bilde med dybde: 4214-4220m
    Kjerne bilde med dybde: 4220-4226m
    Kjerne bilde med dybde: 4226-4232m
    Kjerne bilde med dybde: 4232-4235m
    4208-4214m
    4214-4220m
    4220-4226m
    4226-4232m
    4232-4235m
    Kjerne bilde med dybde: 4235-4241m
    Kjerne bilde med dybde: 4241-4246m
    Kjerne bilde med dybde: 4245-4251m
    Kjerne bilde med dybde: 4251-4254m
    Kjerne bilde med dybde: 4254-4260m
    4235-4241m
    4241-4246m
    4245-4251m
    4251-4254m
    4254-4260m
    Kjerne bilde med dybde: 4260-4263m
    Kjerne bilde med dybde: 4263-4266m
    Kjerne bilde med dybde: 4303-4309m
    Kjerne bilde med dybde: 4309-4314m
    Kjerne bilde med dybde: 4313-4319m
    4260-4263m
    4263-4266m
    4303-4309m
    4309-4314m
    4313-4319m
    Kjerne bilde med dybde: 4319-4325m
    Kjerne bilde med dybde: 4325-4331m
    Kjerne bilde med dybde: 4331-4336m
    Kjerne bilde med dybde: 4336-4342m
    Kjerne bilde med dybde: 4342-4347m
    4319-4325m
    4325-4331m
    4331-4336m
    4336-4342m
    4342-4347m
    Kjerne bilde med dybde: 4348-4354m
    Kjerne bilde med dybde: 4354-4360m
    Kjerne bilde med dybde: 4360-4364m
    Kjerne bilde med dybde: 4364-4370m
    Kjerne bilde med dybde: 4370-4376m
    4348-4354m
    4354-4360m
    4360-4364m
    4364-4370m
    4370-4376m
    Kjerne bilde med dybde: 4376-4382m
    Kjerne bilde med dybde: 4382-4387m
    Kjerne bilde med dybde: 4388-4392m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    4376-4382m
    4382-4387m
    4388-4392m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    4100.0
    [m]
    DC
    HRS
    4110.0
    [m]
    DC
    HRS
    4124.0
    [m]
    C
    APT
    4127.0
    [m]
    C
    HRS
    4132.0
    [m]
    C
    HRS
    4133.0
    [m]
    C
    APT
    4139.0
    [m]
    C
    APT
    4143.6
    [m]
    C
    HRS
    4145.0
    [m]
    C
    APT
    4148.0
    [m]
    C
    HRS
    4151.0
    [m]
    C
    APT
    4152.9
    [m]
    C
    HRS
    4153.0
    [m]
    C
    APT
    4156.5
    [m]
    C
    HRS
    4157.0
    [m]
    C
    APT
    4163.0
    [m]
    C
    APT
    4163.6
    [m]
    C
    HRS
    4168.7
    [m]
    C
    APT
    4168.9
    [m]
    C
    HRS
    4169.7
    [m]
    C
    APT
    4170.6
    [m]
    C
    APT
    4172.7
    [m]
    C
    APT
    4173.7
    [m]
    C
    APT
    4174.7
    [m]
    C
    APT
    4175.7
    [m]
    C
    APT
    4176.7
    [m]
    C
    APT
    4176.9
    [m]
    C
    HRS
    4177.7
    [m]
    C
    APT
    4178.7
    [m]
    C
    APT
    4181.0
    [m]
    C
    HRS
    4181.4
    [m]
    C
    APT
    4182.5
    [m]
    C
    APT
    4185.3
    [m]
    C
    HRS
    4185.4
    [m]
    C
    APT
    4186.4
    [m]
    C
    APT
    4189.4
    [m]
    C
    APT
    4191.5
    [m]
    C
    APT
    4194.4
    [m]
    C
    APT
    4196.4
    [m]
    C
    APT
    4197.3
    [m]
    C
    HRS
    4197.4
    [m]
    C
    APT
    4200.3
    [m]
    C
    APT
    4205.7
    [m]
    C
    HRS
    4208.2
    [m]
    C
    APT
    4210.1
    [m]
    C
    APT
    4211.4
    [m]
    C
    HRS
    4218.0
    [m]
    C
    HRS
    4220.1
    [m]
    C
    APT
    4222.5
    [m]
    C
    HRS
    4226.1
    [m]
    C
    APT
    4232.1
    [m]
    C
    APT
    4236.8
    [m]
    C
    HRS
    4237.0
    [m]
    C
    APT
    4239.3
    [m]
    C
    APT
    4244.0
    [m]
    C
    APT
    4246.0
    [m]
    C
    APT
    4246.0
    [m]
    C
    HRS
    4246.9
    [m]
    C
    APT
    4256.1
    [m]
    C
    APT
    4260.8
    [m]
    C
    APT
    4261.2
    [m]
    C
    APT
    4262.6
    [m]
    C
    HRS
    4304.5
    [m]
    C
    APT
    4305.1
    [m]
    C
    APT
    4307.5
    [m]
    C
    APT
    4309.0
    [m]
    C
    APT
    4321.5
    [m]
    C
    APT
    4329.2
    [m]
    C
    HRS
    4333.8
    [m]
    C
    HRS
    4334.2
    [m]
    C
    APT
    4336.5
    [m]
    C
    APT
    4350.1
    [m]
    C
    APT
    4350.5
    [m]
    C
    APT
    4351.8
    [m]
    C
    APT
    4355.8
    [m]
    C
    APT
    4360.8
    [m]
    C
    APT
    4362.1
    [m]
    C
    APT
    4362.5
    [m]
    C
    HRS
    4363.8
    [m]
    C
    APT
    4367.0
    [m]
    C
    APT
    4368.2
    [m]
    C
    APT
    4369.7
    [m]
    C
    APT
    4370.3
    [m]
    C
    APT
    4372.0
    [m]
    C
    HRS
    4372.3
    [m]
    C
    APT
    4375.2
    [m]
    C
    APT
    4377.2
    [m]
    C
    APT
    4379.2
    [m]
    C
    APT
    4381.3
    [m]
    C
    APT
    4383.2
    [m]
    C
    APT
    4385.2
    [m]
    C
    APT
    4387.2
    [m]
    C
    APT
    4389.2
    [m]
    C
    APT
    4391.0
    [m]
    C
    HRS
    4391.2
    [m]
    C
    APT
    4394.0
    [m]
    C
    HRS
    4400.0
    [m]
    C
    HRS
    4412.0
    [m]
    C
    HRS
    4445.0
    [m]
    C
    HRS
    4487.0
    [m]
    C
    HRS
    4526.0
    [m]
    C
    HRS
    4551.0
    [m]
    C
    HRS
    4566.0
    [m]
    C
    HRS
    4569.0
    [m]
    C
    HRS

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.80

  • 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
    0.39

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    17.51

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    4329
    4340
    25.4
    2.0
    4241
    4210
    11.1
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    16.000
    2.0
    12.500
    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

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    500
    2000
    DIPMETER
    4114
    4563
    DLL MSFL GR SP CALI
    4113
    4583
    ISF BHC MAFL GR CALI SP
    2006
    3913
    ISF BHC MAFL GR CALI SP
    3600
    4123
    ISF GR SLS MSFL CALI SP
    626
    2001
    ISF LSS GR
    90
    635
    ISF LSS MSFL GR CALI SP
    4113
    4586
    LDL CNL NGL
    4113
    4587
    NGT RATIO
    4113
    4587
    VSP
    650
    4578

  • 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
    166.0
    36
    167.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    626.0
    26
    635.0
    1.56
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2006.0
    17 1/2
    2016.0
    1.90
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    4112.0
    12 1/4
    4121.0
    2.12
    LOT
    LINER
    7
    4579.0
    8 1/2
    4583.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    151
    1.05
    WATER BASED
    10.05.1984
    166
    1.04
    WATER BASED
    10.05.1984
    167
    1.05
    WATER BASED
    13.05.1984
    320
    1.08
    4.0
    5.0
    WATER BASED
    13.05.1984
    481
    1.09
    3.0
    8.0
    WATER BASED
    13.05.1984
    635
    1.15
    5.0
    26.0
    WATER BASED
    13.05.1984
    660
    1.14
    19.0
    28.0
    WATER BASED
    13.05.1984
    1140
    1.20
    14.0
    10.0
    WATER BASED
    14.05.1984
    1415
    1.42
    22.0
    12.0
    WATER BASED
    14.05.1984
    1718
    1.50
    22.0
    12.0
    WATER BASED
    14.05.1984
    1850
    1.50
    24.0
    6.2
    WATER BASED
    14.05.1984
    2010
    1.54
    23.0
    5.3
    WATER BASED
    15.05.1984
    2220
    1.55
    19.0
    6.2
    WATER BASED
    20.05.1984
    2414
    1.55
    17.0
    7.2
    WATER BASED
    20.05.1984
    2543
    1.55
    18.0
    5.8
    WATER BASED
    22.05.1984
    2743
    1.55
    21.0
    7.2
    WATER BASED
    23.05.1984
    2951
    1.56
    23.0
    5.8
    WATER BASED
    24.05.1984
    3013
    1.56
    22.0
    15.4
    WATER BASED
    25.05.1984
    3168
    1.57
    27.0
    13.4
    WATER BASED
    28.05.1984
    3208
    1.58
    21.0
    9.1
    WATER BASED
    28.05.1984
    3231
    1.58
    20.0
    11.0
    WATER BASED
    28.05.1984
    3300
    1.57
    19.0
    9.1
    WATER BASED
    29.05.1984
    3311
    1.58
    22.0
    5.8
    WATER BASED
    31.05.1984
    3354
    1.58
    23.0
    8.6
    WATER BASED
    01.06.1984
    3424
    1.58
    25.0
    8.2
    WATER BASED
    01.06.1984
    3486
    1.58
    30.0
    6.7
    WATER BASED
    04.06.1984
    3578
    1.58
    32.0
    8.2
    WATER BASED
    04.06.1984
    3625
    1.58
    32.0
    7.2
    WATER BASED
    04.06.1984
    3669
    1.58
    28.0
    6.7
    WATER BASED
    05.06.1984
    3716
    1.58
    30.0
    7.7
    WATER BASED
    06.06.1984
    3733
    1.58
    33.0
    7.7
    WATER BASED
    07.06.1984
    3746
    1.58
    33.0
    7.7
    WATER BASED
    08.06.1984
    3763
    1.58
    31.0
    7.2
    WATER BASED
    12.06.1984
    3768
    1.58
    30.0
    7.2
    WATER BASED
    12.06.1984
    3775
    1.58
    28.0
    6.2
    WATER BASED
    12.06.1984
    3811
    1.58
    34.0
    8.0
    WATER BASED
    15.06.1984
    3845
    1.58
    28.0
    6.0
    WATER BASED
    15.06.1984
    3876
    1.57
    29.0
    7.0
    WATER BASED
    15.06.1984
    3886
    1.59
    26.0
    6.2
    WATER BASED
    17.06.1984
    3927
    1.58
    30.0
    7.7
    WATER BASED
    17.06.1984
    3961
    1.58
    29.0
    9.6
    WATER BASED
    17.06.1984
    4011
    1.58
    28.0
    9.6
    WATER BASED
    20.06.1984
    4066
    1.58
    25.0
    13.4
    WATER BASED
    20.06.1984
    4118
    1.58
    21.0
    5.3
    WATER BASED
    21.06.1984
    4121
    1.58
    21.0
    5.3
    WATER BASED
    22.06.1984
    4121
    1.69
    26.0
    13.4
    WATER BASED
    27.06.1984
    4121
    1.58
    21.0
    5.3
    WATER BASED
    22.06.1984
    4121
    1.69
    26.0
    13.4
    WATER BASED
    27.06.1984
    4124
    1.56
    15.0
    9.6
    WATER BASED
    02.07.1984
    4137
    1.56
    19.0
    9.6
    WATER BASED
    02.07.1984
    4180
    1.56
    21.0
    11.0
    WATER BASED
    02.07.1984
    4235
    1.56
    23.0
    11.5
    WATER BASED
    03.07.1984
    4245
    1.56
    21.0
    11.0
    WATER BASED
    04.07.1984
    4262
    1.56
    18.0
    10.6
    WATER BASED
    05.07.1984
    4268
    1.56
    22.0
    10.6
    WATER BASED
    06.07.1984
    4284
    1.56
    19.0
    11.5
    WATER BASED
    06.07.1984
    4303
    1.56
    19.0
    12.0
    WATER BASED
    06.07.1984
    4313
    1.56
    20.0
    15.5
    WATER BASED
    10.07.1984
    4337
    1.56
    19.0
    15.4
    WATER BASED
    11.07.1984
    4378
    1.57
    20.0
    14.9
    WATER BASED
    12.07.1984
    4393
    1.56
    16.0
    6.2
    WATER BASED
    13.07.1984
    4478
    1.55
    21.0
    12.0
    WATER BASED
    16.07.1984
    4583
    1.55
    18.0
    12.0
    WATER BASED
    16.07.1984

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    4127.00
    [m ]
    4164.00
    [m ]
    4181.00
    [m ]
    4197.00
    [m ]
    4334.00
    [m ]
    4354.00
    [m ]
    4363.00
    [m ]
    4374.00
    [m ]
    4391.00
    [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
    0.22