Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

16/2-5

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.
    16/2-5
    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
    Pressemelding
    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.
    16/2-5
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    3D survey SNST3D-inline 3589 & crossline 5365
    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.
    StatoilHydro Petroleum AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1227-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    81
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    22.02.2009
    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.
    13.05.2009
    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.
    13.05.2011
    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.
    13.05.2011
    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.
    WILDCAT
    Gjenåpnet
    Status om brønnbanen er gjenåpnet (YES) eller ikke (NO). Når en teller antall brønnbaner på norsk sokkel, teller en bare de som ikke er gjenåpnet (NO).
    NO
    Innhold
    For letebrønnbaner, funn status.

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

    For utvinningsbrønnbaner, type produsert eller injisert fluid.
    Lovlige verdier: WATER, CUTTINGS, NOT AVAILABLE, OIL, GAS/CONDENSATE, OIL/GAS, CO2, GAS, WATER/GAS, NOT APPLICABLE.
    OIL/GAS
    Funnbrønnbane
    Indikator som forteller om brønnbanen påviste et nytt funn. Lovlige verdier: YES, NO. For brønnbaner der resultatet ikke er pressemeldt eller på annet vis avklart, blir «NO» benyttet.
    YES
    1. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    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.
    UNDEFINED GP
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    49.2
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    109.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2373.0
    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).
    2373.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.8
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    90
    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.
    PRE-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.
    BASEMENT
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    58° 48' 50.74'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 22' 11.05'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6519672.84
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    463593.42
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    6042

  • Brønnhistorie
    General
    Well 16/2-5 was drilled on the Ragnarock III prospect on the Utsira High in the North Sea. The primary objective of the well was to prove the presence of hydrocarbons in the pre-BCU interval and establish the composition and age of the sediments. The secondary target was the chalk in the Ekofisk and Tor Formations of Late Cretaceous age. The presence of hydrocarbons in these formations at the well location was possible, but not expected.
    Operations and results
    Wildcat well 16/2-5 was spudded with the jack-up installation West Epsilon on 22 February 2009 and drilled to TD at 2373 m in pre-Devonian Basement. After drilling the 36" hole to 288 m a 9 7/8" pilot hole was drilled to 513 m to check for shallow gas. No shallow gas or shallow water flow was observed. The well was drilled with spud mud down to 519 m, with KCl/polymer/glycol mud from 519 m to 1747 m, and with KCl/polymer/glycol low-sulphate mud from 1747 m to TD.
    The well penetrated rocks of Quaternary, Tertiary and Cretaceous age, it then penetrated Graben Fill before TD in Basement. Base Cretaceous/top Graben Fill was encountered at 1884 m. A total thickness of 458 m of Graben Fill consisting of coarse, clastic sediments was penetrated and 3 cores were cut from 1894 to 1994 m. Due to lack of fossils no reliable dating was obtained for the Graben Fill. The Graben Fill was gas/condensate filled from top of the reservoir and down to 1902 m. High quality gas condensate samples were acquired by use of wire line sampling tools. A water sample was acquired at 1935 m and oil was scanned at 1916 m MD. An interval with oil was confirmed also by sampling at 1921.5 m, but due to poor pressure measurements in this interval the OWC was only tentatively set at 1917 m based on logs and geochemistry. No oil shows were observed above reservoir level. In the reservoir oil shows were seen down to 1981 m and no shows were seen below this level.
    The well was permanently abandoned on 13 May 2009 as a gas discovery.
    Testing
    A full scale DST was performed in the interval 1885 - 1902 m. The perforated interval was placed in the gas zone with the lowermost interval close to the interpreted GOC. The gas rate for the main flow was 110 000 Sm3/d with a 40/64" choke size. A maximum gas rate of 120 000 Sm3/day was achieved on a 60/64" choke size. The total test production of associated condensate with the gas was about 6 Sm3 mixed with some oil, no water was produced during testing. At top reservoir the formation pressure was 191.8 bar at 1885 m. The bottom hole temperature recorded in the test was 71 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    300.00
    2373.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1894.0
    1947.3
    [m ]
    2
    1948.0
    1966.9
    [m ]
    3
    1967.0
    1992.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    97.2
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    600.0
    [m]
    DC
    NETWORK
    620.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    645.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    660.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    680.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    700.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    720.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    740.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    760.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    780.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    800.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    810.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    820.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    830.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    840.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    850.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    860.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    870.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    880.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    890.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    900.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    910.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    920.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    930.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    940.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    950.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    960.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    970.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    980.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    990.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1000.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1010.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1020.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1030.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1050.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1070.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1090.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1110.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1130.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1150.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1170.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1190.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1210.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1230.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1250.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1270.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1290.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1310.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1330.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1350.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1370.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1390.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1410.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1430.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1450.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1470.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1490.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1510.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1530.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1550.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1570.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1590.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1610.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1630.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1640.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1650.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1660.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1670.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1680.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1690.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1700.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1710.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1720.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1730.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1740.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1746.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1752.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1761.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1767.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1773.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1779.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1785.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1791.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1800.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1806.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1812.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1818.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1827.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1836.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1842.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1848.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1854.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1860.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1866.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1872.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1878.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1884.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1890.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    1895.9
    [m]
    C
    NETWOR
    1899.6
    [m]
    C
    NETWOR
    1901.8
    [m]
    C
    NETWOR
    1907.8
    [m]
    C
    NETWOR
    1915.6
    [m]
    C
    NETWOR
    1916.0
    [m]
    C
    NETWOR
    1919.9
    [m]
    C
    NETWOR
    1922.8
    [m]
    C
    NETWOR
    1930.7
    [m]
    C
    NETWOR
    1941.2
    [m]
    C
    NETWOR
    1948.0
    [m]
    C
    NETWOR
    1953.5
    [m]
    C
    NETWOR
    1962.4
    [m]
    C
    NETWOR
    1965.4
    [m]
    C
    NETWOR
    1965.8
    [m]
    C
    NETWOR
    1966.5
    [m]
    C
    NETWOR
    1967.0
    [m]
    C
    NETWOR
    1971.3
    [m]
    C
    NETWOR
    1973.7
    [m]
    C
    NETWOR
    1979.1
    [m]
    C
    NETWOR
    1983.6
    [m]
    C
    NETWOR
    1987.6
    [m]
    C
    NETWOR
    1989.7
    [m]
    C
    NETWOR
    1995.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2001.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2007.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2013.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2019.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2025.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2031.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2037.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2043.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2049.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2055.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2061.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2067.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2076.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2082.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2088.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2094.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2100.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2106.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2112.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2118.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2124.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2130.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2136.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2142.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2148.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2154.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2160.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2163.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2166.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2169.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2172.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2175.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2178.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2181.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2184.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2187.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2190.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2193.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2196.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2202.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2205.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2208.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2214.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2220.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2226.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2232.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2238.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2244.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2250.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2256.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2262.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2268.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2277.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2283.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2289.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2295.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2301.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2307.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2316.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2328.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2334.0
    [m]
    DC
    NETWOR
    2340.0
    [m]
    DC
    NETWOR

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.48

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    1885
    1902
    23.8
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    19.000
    71
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    120000

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CMR HRLA PEX ECS
    1722
    2363
    FMI SONIC SCANNER
    1722
    2363
    MDT PRETEST
    1722
    2340
    MDT-DP VIT-PB MINI DST
    1722
    2030
    MDT-DP VIT-PB MINI DST
    1722
    1899
    MDT-DP VIT-PB SPACING
    1722
    1916
    MSCT
    1722
    2348
    MWD LWD - ARCVRES8 PP
    289
    513
    MWD LWD - ARCVRES9 PP
    289
    1744
    MWD LWD - ARCVRS6 PP
    1880
    2373
    MWD LWD - GVR6 ARCVRES6 PP
    1744
    1894
    PEX HRLT SONIC SCANNER
    157
    1747
    UBI HNGS
    1722
    2350
    ZOVSP
    303
    1717
    ZOVSP
    1399
    2352

  • 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
    281.0
    36
    288.0
    1.10
    LOT
    SURF.COND.
    20
    500.0
    26
    519.0
    1.51
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1734.0
    17 1/2
    1747.0
    1.60
    LOT
    LINER
    7
    2341.0
    8 1/2
    2373.0
    1.49
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    298
    1.05
    13.0
    Spud Mud
    355
    1.05
    15.0
    Spud Mud
    513
    1.10
    13.0
    Spud Mud
    513
    1.05
    16.0
    Spud Mud
    627
    1.25
    15.0
    KCl/Polymer/GEM
    1695
    1.35
    24.0
    KCl/Polymer/GEM
    1744
    1.37
    22.0
    KCl/Polymer/GEM
    1948
    1.20
    20.0
    KCl/Polymer/Glycol
    2370
    1.20
    22.0
    KCl/Polymer/Glycol
    2373
    1.20
    28.0
    KCl/Polymer/Glycol
    2373
    1.20
    22.0
    KCl/Polymer/Glycol

  • 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