Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
08.05.2024 - 01:33
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

34/10-33

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.
    34/10-33
    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.
    34/10-33
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST 8134 - 156 CELLEPKT. 296
    Utvinningstillatelse
    Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).
    Boreoperatør
    Navn på rettighetshaver som på vegne av den aktive utvinningstillatelsen (ved brønnhodeposisjon) starter boreoperasjonen. Dette tilsvarer vanligvis operatørselskapet for den aktuelle utvinningstillatelsen.
    Den norske stats oljeselskap a.s
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    591-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    82
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    25.09.1988
    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.
    15.12.1988
    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.
    15.12.1990
    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.
    01.01.2012
    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.
    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.
    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.
    NO
    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.
    MIDDLE 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.
    BRENT GP
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    29.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    134.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3870.0
    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).
    3850.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    20
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    135
    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.
    EARLY JURASSIC
    Eldste penetrerte formasjon
    Navn på den eldste litostratigrafiske enheten som brønnbanen har penetrert. Vises bare på brønner som er frigitt. I de fleste brønnbaner er dette formasjonen eller gruppen påtruffet i bunnen av brønnbanen. Kan avvike fra formasjonen eller gruppen ved TD for eksempel i brønnbaner som er boret med høy avvik eller gjennom forkastninger. Eksempler på lovlige verdier: AMUNDSEN FM, BALDER FM, BASEMENT, BLODØKS FM, BRYNE FM, BURTON FM, COOK FM, DRAKE FM, DRAUPNE FM, EKOFISK FM, SHETLAND GP.
    STATFJORD GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 7' 34.44'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 12' 57.1'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6777262.00
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    457756.18
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1302

  • Brønnhistorie
    General
    Well 34/10-33 was the sixth well drilled to reservoir level on the Gullfaks South structure. The main objective of the well was to appraise the oil and gas reserves in the Brent Group on the northern part of the structure. The gas/oil and oil/water contacts were to be confirmed at 3324 m and 3395 m MSL respectively. Secondary objective was to penetrate 50 m of the Statfjord Formation to obtain data to better understand the structural development in the area, and also update the geological model for the upper part of the formation. A positive result would lead to the drilling of a horizontal testing well as a sidetrack from this well.
    Operations and results
    Well was spudded with the semi-submersible installation West Delta on 25 September 1988 and drilled to TD at 3870 m in the Early Jurassic Statfjord Formation. There was some shallow gas at 477 - 478 m. Due to this the 20" casing was set at 450 m. There was a problem with a leakage in the BOP. The drill string got stuck when setting the 13 3/8" casing and the MWD and drill bit had to be changed. The well was close to vertical down to ca 2500 m. From there the well built inclination gradually up to 20 deg at TD. At TD true vertical depth is estimated to be ca 20 m less than measured depth. The well was drilled with spud mud down to 483 m, with gypsum/polymer mud from 483 m to 3161 m, and with gel/lignosulphonate/lignite mud from 3161 m to TD.
    Top Brent Group, Tarbert Formation came in at 3186 m with gas and oil. FMT data showed a gas/oil contact at 3268 m, 85 m higher than prognosed. Approximately 150 m of oil was found vertically down to top Dunlin Group at 3424 m, much more than expected. No oil/water contact was seen. There was a pressure shift of 1.5 - 2 bar at around 3350 m, indicating two separate compartments in the oil zone. This had not been observed in the previous wells on Gullfaks South. Due to the large amount of oil in the Brent Group, the oil in place estimate was adjusted to 50 - 60 million Sm3.
    Eighteen cores were cut in the well. One core was cut from 3152 to 3161.5 m, 14 cores in the interval 3188 to 3435 m and 3 cores from 3799 to 3840 m. The core depth was found to be from 1.00 to 3.75 m less than loggers' depth. Segregated fluid samples were obtained at 3314 m in the Ness Formation and at 3368 m in the thin Etive Formation. Sampling was attempted also at 3406 and 3406.2 m in the Rannoch Formation, but due to very low permeability no formation fluid was obtained.
    The well was plugged back and classified as an oil and gas appraisal well. West Delta started the sidetrack 34/10-33A 15.12.88 at 18.30 hrs.
    Testing
    Four DST tests were performed in this well.
    DST 1.1 tested the interval 3378 - 3394 m in the Rannoch Formation and produced 289 Sm3 oil and 51000 Sm3 gas /day through a 12.7 mm choke in the main flow. The GOR was 176, the oil density was 0.859 g/cm3, and the gas gravity was 0.680 (air = 1).
    DST 1.2 tested the combined intervals 3378 - 3394 m in the Rannoch Formation plus 3359 - 3374 m in the Ness/Etive Formations and produced 1318 Sm3 oil and 211900 Sm3 gas /day through a 28.6 mm choke in the final flow. The GOR was 161, the oil density was 0.856 g/cm3, and the gas gravity was 0.685 (air = 1). The reservoir temperature measured in the test was ca 123 deg C at reference depth 3373 m.
    DST 2.1 tested the interval 3279 - 3307 m in the Ness Formation and produced 850 Sm3 oil and 376700 Sm3 gas /day through a 19.1 mm choke in the main flow. The GOR was 443, the oil density was 0.850 g/cm3, and the gas gravity was 0.665 (air = 1).
    DST 2.2 tested the combined intervals 3279 - 3307 m and 3311.5 - 3329 m, both within the Ness Formation, and produced 1403 Sm3 oil and 302100 Sm3 gas /day through a 19.1 mm choke in the main flow. The GOR was 215, the oil density was 0.851 g/cm3, and the gas gravity was 0.660 (air = 1). The reservoir temperature measured in the test was ca 122 deg C at reference depth 3301.5 m.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    480.00
    3668.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    2
    3188.0
    3197.0
    [m ]
    3
    3199.0
    3218.7
    [m ]
    4
    3223.0
    3234.7
    [m ]
    5
    3235.0
    3250.9
    [m ]
    6
    3251.0
    3271.0
    [m ]
    7
    3273.5
    3283.2
    [m ]
    8
    3285.5
    3298.0
    [m ]
    9
    3289.5
    3307.6
    [m ]
    10
    3308.0
    3336.0
    [m ]
    11
    3336.0
    3348.9
    [m ]
    12
    3349.5
    3373.0
    [m ]
    13
    3373.0
    3382.5
    [m ]
    14
    3382.5
    3410.3
    [m ]
    15
    3410.5
    3434.9
    [m ]
    16
    3799.0
    3815.7
    [m ]
    17
    3815.5
    3825.9
    [m ]
    18
    3830.0
    3840.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    279.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3188-3192m
    Kjerne bilde med dybde: 3192-3197m
    Kjerne bilde med dybde: 3199-3202m
    Kjerne bilde med dybde: 3202-3207m
    Kjerne bilde med dybde: 3207-3211m
    3188-3192m
    3192-3197m
    3199-3202m
    3202-3207m
    3207-3211m
    Kjerne bilde med dybde: 3211-3216m
    Kjerne bilde med dybde: 3216-3218m
    Kjerne bilde med dybde: 3226-3230m
    Kjerne bilde med dybde: 3230-3234m
    Kjerne bilde med dybde: 3235-3239m
    3211-3216m
    3216-3218m
    3226-3230m
    3230-3234m
    3235-3239m
    Kjerne bilde med dybde: 3239-3243m
    Kjerne bilde med dybde: 3243-3248m
    Kjerne bilde med dybde: 3248-3250m
    Kjerne bilde med dybde: 3250-3254m
    Kjerne bilde med dybde: 3254-3259m
    3239-3243m
    3243-3248m
    3248-3250m
    3250-3254m
    3254-3259m
    Kjerne bilde med dybde: 3259-3263m
    Kjerne bilde med dybde: 3263-3267m
    Kjerne bilde med dybde: 3267-3271m
    Kjerne bilde med dybde: 3273-3278m
    Kjerne bilde med dybde: 3278-3282m
    3259-3263m
    3263-3267m
    3267-3271m
    3273-3278m
    3278-3282m
    Kjerne bilde med dybde: 3282-3283m
    Kjerne bilde med dybde: 3285-3289m
    Kjerne bilde med dybde: 3285-3294m
    Kjerne bilde med dybde: 3294-3297m
    Kjerne bilde med dybde: 3297-3302m
    3282-3283m
    3285-3289m
    3285-3294m
    3294-3297m
    3297-3302m
    Kjerne bilde med dybde: 3302-3306m
    Kjerne bilde med dybde: 3306-3307m
    Kjerne bilde med dybde: 3308-3312m
    Kjerne bilde med dybde: 3312-3316m
    Kjerne bilde med dybde: 3316-3320m
    3302-3306m
    3306-3307m
    3308-3312m
    3312-3316m
    3316-3320m
    Kjerne bilde med dybde: 3320-3325m
    Kjerne bilde med dybde: 3325-3329m
    Kjerne bilde med dybde: 3329-3333m
    Kjerne bilde med dybde: 3333-3336m
    Kjerne bilde med dybde: 3336-3340m
    3320-3325m
    3325-3329m
    3329-3333m
    3333-3336m
    3336-3340m
    Kjerne bilde med dybde: 3340-3344m
    Kjerne bilde med dybde: 3344-3348m
    Kjerne bilde med dybde: 3349-3353m
    Kjerne bilde med dybde: 3353-3357m
    Kjerne bilde med dybde: 3357-3362m
    3340-3344m
    3344-3348m
    3349-3353m
    3353-3357m
    3357-3362m
    Kjerne bilde med dybde: 3362-3366m
    Kjerne bilde med dybde: 3366-3370m
    Kjerne bilde med dybde: 3370-3373m
    Kjerne bilde med dybde: 3373-3377m
    Kjerne bilde med dybde: 3377-3381m
    3362-3366m
    3366-3370m
    3370-3373m
    3373-3377m
    3377-3381m
    Kjerne bilde med dybde: 3381-3382m
    Kjerne bilde med dybde: 3382-3387m
    Kjerne bilde med dybde: 3387-3391m
    Kjerne bilde med dybde: 3391-3395m
    Kjerne bilde med dybde: 3395-3399m
    3381-3382m
    3382-3387m
    3387-3391m
    3391-3395m
    3395-3399m
    Kjerne bilde med dybde: 3398-3403m
    Kjerne bilde med dybde: 3403-3407m
    Kjerne bilde med dybde: 3407-3410m
    Kjerne bilde med dybde: 3410-3415m
    Kjerne bilde med dybde: 3415-3418m
    3398-3403m
    3403-3407m
    3407-3410m
    3410-3415m
    3415-3418m
    Kjerne bilde med dybde: 3418-3423m
    Kjerne bilde med dybde: 3423-3427m
    Kjerne bilde med dybde: 3427-3431m
    Kjerne bilde med dybde: 3431-3434m
    Kjerne bilde med dybde: 3431-3434m
    3418-3423m
    3423-3427m
    3427-3431m
    3431-3434m
    3431-3434m
    Kjerne bilde med dybde: 3799-3803m
    Kjerne bilde med dybde: 3803-3807m
    Kjerne bilde med dybde: 3807-3811m
    Kjerne bilde med dybde: 3811-3815m
    Kjerne bilde med dybde: 3815-3820m
    3799-3803m
    3803-3807m
    3807-3811m
    3811-3815m
    3815-3820m
    Kjerne bilde med dybde: 3820-3824m
    Kjerne bilde med dybde: 3824-3828m
    Kjerne bilde med dybde: 3828-3829m
    Kjerne bilde med dybde: 3830-3834m
    Kjerne bilde med dybde: 3834-3838m
    3820-3824m
    3824-3828m
    3828-3829m
    3830-3834m
    3834-3838m
    Kjerne bilde med dybde: 3838-3840m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3838-3840m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    3147.5
    [m]
    DC
    GEOCH
    3152.0
    [m]
    C
    GEOCH
    3152.5
    [m]
    C
    GEOCH
    3152.9
    [m]
    C
    GEOCH
    3153.4
    [m]
    C
    GEOCH
    3153.8
    [m]
    C
    GEOCH
    3154.0
    [m]
    C
    GEOCH
    3154.5
    [m]
    C
    GEOCH
    3155.6
    [m]
    C
    GEOCH
    3156.0
    [m]
    C
    GEOCH
    3156.5
    [m]
    C
    GEOCH
    3157.0
    [m]
    C
    GEOCH
    3158.5
    [m]
    C
    GEOCH
    3159.0
    [m]
    C
    GEOCH
    3159.5
    [m]
    C
    GEOCH
    3160.0
    [m]
    C
    GEOCH
    3161.2
    [m]
    C
    GEOCH

  • 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
    TEST1,1
    3378.00
    3394.00
    29.11.1988 - 00:00
    YES
    DST
    TEST2
    0.00
    0.00
    08.12.1988 - 09:00
    YES
    DST
    TEST2,1
    3279.00
    3307.00
    OIL
    08.12.1988 - 07:31
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.32
    pdf
    0.48
    pdf
    0.34
    pdf
    0.64

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.26
    pdf
    0.26

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    3.19
    pdf
    47.33
    pdf
    40.30

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3378
    3394
    12.7
    1.3
    3359
    3374
    28.6
    2.1
    3279
    3307
    19.1
    2.2
    3279
    3329
    19.1
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    21.000
    1.3
    30.000
    123
    2.1
    32.000
    2.2
    43.500
    122
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    288
    51000
    0.854
    0.680
    176
    1.3
    1318
    211900
    0.856
    0.680
    161
    2.1
    850
    376700
    0.850
    0.665
    443
    2.2
    1403
    302100
    0.850
    0.660
    218

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    AC WAVETRAIN
    2831
    3432
    ACDIP GR MISRUN
    0
    0
    CBL VDL GR
    163
    1829
    CBL VDL GR
    2410
    3146
    CBL VDL GR
    2994
    3771
    CDL CN GR
    3771
    3871
    CDL GR CAL
    225
    3150
    DIFL ACL GR
    225
    3150
    DIFL ACL GR
    3771
    3871
    DIFL CDL CN SL
    3146
    3768
    DIPS GR
    2850
    3870
    DLL MLL ACL GR
    3146
    3772
    FMT GR
    3188
    3414
    FMT GR
    3188
    3406
    FMT GR
    3368
    3517
    FMT GR
    3406
    3406
    MWD - SN GR
    231
    3152
    MWD - SN GR
    3161
    3186
    MWD - SN GR
    3435
    3776
    VESLOCITY
    800
    3770

  • 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
    225.0
    36
    226.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    459.0
    26
    466.0
    1.43
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1828.0
    17 1/2
    1844.0
    1.53
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3148.0
    12 1/4
    3161.0
    1.99
    LOT
    LINER
    7
    3769.0
    8 1/2
    3776.0
    1.96
    LOT
    OPEN HOLE
    3870.0
    6
    3870.0
    0.00

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    470
    1.10
    12.0
    3.0
    WATER BASED
    06.10.1988
    592
    1.10
    12.0
    3.0
    WATER BASED
    07.10.1988
    2153
    1.25
    18.5
    3.5
    WATER BASED
    14.10.1988
    2322
    1.25
    15.0
    3.0
    WATER BASED
    17.10.1988
    2590
    1.25
    18.0
    3.8
    WATER BASED
    17.10.1988
    2709
    1.25
    17.0
    5.5
    WATER BASED
    17.10.1988
    2931
    1.28
    16.0
    4.8
    WATER BASED
    18.10.1988
    3014
    1.34
    18.0
    6.2
    WATER BASED
    19.10.1988
    3111
    1.40
    23.0
    8.6
    WATER BASED
    20.10.1988
    3161
    1.45
    21.0
    6.0
    WATER BASED
    24.10.1988
    3161
    1.45
    18.0
    5.5
    WATER BASED
    24.10.1988
    3174
    1.45
    21.0
    6.0
    WATER BASED
    26.10.1988
    3199
    1.45
    20.0
    4.5
    WATER BASED
    26.10.1988
    3223
    1.49
    21.0
    6.0
    WATER BASED
    27.10.1988
    3251
    1.49
    21.0
    6.0
    WATER BASED
    01.11.1988
    3280
    1.49
    23.0
    7.0
    WATER BASED
    01.11.1988
    3286
    1.53
    21.0
    6.5
    WATER BASED
    01.11.1988
    3293
    1.53
    24.0
    6.0
    WATER BASED
    01.11.1988
    3329
    1.53
    24.0
    7.0
    WATER BASED
    02.11.1988
    3350
    1.53
    24.0
    6.5
    WATER BASED
    02.11.1988
    3377
    1.53
    22.0
    6.0
    WATER BASED
    03.11.1988
    3411
    1.53
    20.0
    6.0
    WATER BASED
    04.11.1988
    3602
    1.53
    75.0
    8.0
    WATER BASED
    07.11.1988
    3619
    1.50
    21.0
    4.0
    WATER BASED
    29.11.1988
    3763
    1.49
    19.0
    5.0
    WATER BASED
    21.11.1988
    3765
    1.50
    23.0
    8.5
    WATER BASED
    11.11.1988
    3766
    1.50
    17.0
    6.5
    WATER BASED
    14.11.1988
    3776
    1.50
    19.0
    8.5
    WATER BASED
    14.11.1988
    3776
    1.50
    19.0
    9.0
    WATER BASED
    14.11.1988
    3776
    1.50
    19.0
    6.5
    WATER BASED
    15.11.1988
    3776
    1.50
    17.0
    6.0
    WATER BASED
    17.11.1988
    3776
    1.50
    21.0
    6.0
    WATER BASED
    21.11.1988
    3776
    1.50
    26.0
    9.0
    WATER BASED
    17.11.1988
    3793
    1.40
    22.0
    6.5
    WATER BASED
    21.11.1988
    3815
    1.40
    23.0
    6.5
    WATER BASED
    22.11.1988
    3831
    1.40
    19.0
    5.0
    WATER BASED
    25.11.1988
    3870
    1.40
    22.0
    5.5
    WATER BASED
    25.11.1988

  • 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
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.22