Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
10.05.2024 - 01:33
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

31/2-19 S

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.
    31/2-19 S
    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
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    31/2-19
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH 92 - INLINE 2920 & CROSSLINE 3662
    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.
    Norsk Hydro Produksjon AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    844-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    44
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    08.05.1996
    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.
    13.07.1996
    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.
    13.07.1998
    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.
    31.10.2003
    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.
    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).
    22.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    344.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4114.0
    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).
    3669.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    38.6
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    117
    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.
    60° 54' 37.5'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 22' 17.32'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6753026.19
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    520149.18
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2798

  • Brønnhistorie
    General
    Well 31/2-19 S is located in the Troll West area some few kilometres to the northwest of the Troll Field. It was drilled to test the hydrocarbon potential of the "S-structure". The primary targets were the Jurassic Sognefjord and Fensfjord Formations, and the Brent Group. Secondary targets were the Paleocene (Lista Formation), the Dunlin Group and the Statfjord Formation.
    Operations and results
    Exploration well 31/2-19 S was spudded with the semi-submersible installation "West Vanguard" on 8 May and drilled to TD at 4114 m (3669 m TVD RKB) in the Early Jurassic Statfjord Formation The well was drilled with seawater and hi-vis bentonite sweeps down to 1316 m and with KCl/PHPA polymer mud from 1316 m to TD.
    The well encountered 131 m of Intra Lista Formation sandstone, and a 30-40 m sandy interval of poor reservoir quality in the Cretaceous Rødby Formation. Two of the primary prospective levels, the Sognefjord and Fensfjord Formations of the Viking Group were not deposited; instead more than 700 m with the distal Heather formation was penetrated. The Brent Group and Dunlin Group sandstones, and the Statfjord Formation were encountered according to the prognosis. The well was found to be dry (no moveable hydrocarbons) with only weak hydrocarbon shows observed in the Intra Lista Formation sandstone and in sandstones of the Viking and Brent Groups.
    Five cores were cut, two of them in the Lista Formation, the third in the Rødby Formation, and the last two ones in the Heater Formation. Pressure points were obtained by the HP gauge of the RFT tool. In the Lista Sandstone, a water gradient of 0.99 g/cc was found. In the Cretaceous, no gradient could be defined due to only tight points. In the Brent Group (the Ness and Etive formation equivalents) a water gradient of 1.01 g/cc was found. In the Dunlin Group three good RFT points were achieved. The two deepest ones (in the Amundsen Formation) indicated a water gradient of 0.98 g/cc. No fluid samples were taken. The well was permanently abandoned on 13 July as a dry well with weak shows.
    Testing
    No drill stem test was performed.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1320.00
    4114.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1745.0
    1748.4
    [m ]
    2
    1748.4
    1755.6
    [m ]
    3
    2515.6
    2517.2
    [m ]
    4
    3190.0
    3190.9
    [m ]
    5
    3196.0
    3214.8
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    31.9
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1745-1748m
    Kjerne bilde med dybde: 1748-1752m
    Kjerne bilde med dybde: 1752-1755m
    Kjerne bilde med dybde: 2515-2517m
    Kjerne bilde med dybde: 3190-3191m
    1745-1748m
    1748-1752m
    1752-1755m
    2515-2517m
    3190-3191m
    Kjerne bilde med dybde: 3196-3201m
    Kjerne bilde med dybde: 3201-3206m
    Kjerne bilde med dybde: 3206-3211m
    Kjerne bilde med dybde: 3211-3214m
    Kjerne bilde med dybde:  
    3196-3201m
    3201-3206m
    3206-3211m
    3211-3214m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1320.0
    [m]
    DC
    RRI
    1340.0
    [m]
    DC
    RRI
    1360.0
    [m]
    DC
    RRI
    1380.0
    [m]
    DC
    RRI
    1400.0
    [m]
    DC
    RRI
    1420.0
    [m]
    DC
    RRI
    1440.0
    [m]
    DC
    RRI
    1460.0
    [m]
    DC
    RRI
    1480.0
    [m]
    DC
    RRI
    1500.0
    [m]
    DC
    RRI
    1520.0
    [m]
    DC
    RRI
    1521.0
    [m]
    DC
    RRI
    1560.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1580.0
    [m]
    DC
    RRI
    1600.0
    [m]
    DC
    RRI
    1610.0
    [m]
    DC
    RRI
    1620.0
    [m]
    DC
    RRI
    1625.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1632.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1637.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1650.0
    [m]
    DC
    RRI
    1660.0
    [m]
    DC
    RRI
    1678.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1699.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1710.0
    [m]
    DC
    RRI
    1719.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1730.0
    [m]
    DC
    RRI
    1740.0
    [m]
    DC
    RRI
    1750.0
    [m]
    DC
    RRI
    1761.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1770.0
    [m]
    DC
    RRI
    1780.0
    [m]
    DC
    RRI
    1792.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1800.0
    [m]
    DC
    RRI
    1812.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1830.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1855.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1861.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1967.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1982.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2017.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2035.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2059.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2075.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2099.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2120.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2125.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2130.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2147.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2180.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2230.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2276.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2297.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2300.0
    [m]
    DC
    RRI
    2315.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2340.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2380.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2400.0
    [m]
    DC
    RRI
    2416.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2433.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2450.0
    [m]
    DC
    RRI
    2462.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2472.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2478.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2500.0
    [m]
    DC
    RRI
    2540.0
    [m]
    DC
    RRI
    2600.0
    [m]
    DC
    RRI
    2620.0
    [m]
    DC
    RRI
    2630.0
    [m]
    DC
    RRI
    2640.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2650.0
    [m]
    DC
    RRI
    2658.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2660.0
    [m]
    DC
    RRI
    2670.0
    [m]
    DC
    RRI
    2682.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2690.0
    [m]
    DC
    RRI
    2703.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2710.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2720.0
    [m]
    DC
    RRI
    2725.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2733.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2740.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2750.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2760.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2772.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2780.0
    [m]
    DC
    RRI
    2790.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2800.0
    [m]
    DC
    RRI
    2810.0
    [m]
    DC
    RRI
    2814.0
    [m]
    DC
    RRI
    2820.0
    [m]
    DC
    RRI
    2830.0
    [m]
    DC
    RRI
    2840.0
    [m]
    DC
    RRI
    2850.0
    [m]
    DC
    RRI
    2860.0
    [m]
    DC
    RRI
    2870.0
    [m]
    DC
    RRI
    2875.0
    [m]
    DC
    RRI
    2880.0
    [m]
    DC
    RRI
    2890.0
    [m]
    DC
    RRI
    2898.0
    [m]
    DC
    RRI
    2900.0
    [m]
    DC
    RRI
    2910.0
    [m]
    DC
    RRI
    2920.0
    [m]
    DC
    RRI
    2930.0
    [m]
    DC
    RRI
    2940.0
    [m]
    DC
    RRI
    2942.0
    [m]
    DC
    RRI
    2950.0
    [m]
    DC
    RRI
    2960.0
    [m]
    DC
    RRI
    2970.0
    [m]
    DC
    RRI
    2972.0
    [m]
    DC
    RRI
    2980.0
    [m]
    DC
    RRI
    2983.0
    [m]
    DC
    RRI
    2990.0
    [m]
    DC
    RRI
    3000.0
    [m]
    DC
    RRI
    3010.0
    [m]
    DC
    RRI
    3020.0
    [m]
    DC
    RRI
    3030.0
    [m]
    DC
    RRI
    3032.0
    [m]
    DC
    RRI
    3042.0
    [m]
    DC
    RRI
    3050.0
    [m]
    DC
    RRI
    3060.0
    [m]
    DC
    RRI
    3070.0
    [m]
    DC
    RRI
    3080.0
    [m]
    DC
    RRI
    3090.0
    [m]
    DC
    RRI
    3100.0
    [m]
    DC
    RRI
    3110.0
    [m]
    DC
    RRI
    3130.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3140.0
    [m]
    DC
    RRI
    3150.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3160.0
    [m]
    DC
    RRI
    3170.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3178.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3218.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3226.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3244.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3256.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3260.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3271.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3280.0
    [m]
    DC
    RRI
    3304.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3311.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3321.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3330.0
    [m]
    DC
    RRI
    3339.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3340.0
    [m]
    DC
    RRI
    3350.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3362.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3379.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3391.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3400.0
    [m]
    DC
    RRI
    3408.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3421.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3429.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3440.0
    [m]
    DC
    RRI
    3450.0
    [m]
    DC
    RRI
    3458.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3470.0
    [m]
    DC
    RRI
    3478.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3495.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3500.0
    [m]
    DC
    RRI
    3510.0
    [m]
    DC
    RRI
    3520.0
    [m]
    DC
    RRI
    3530.0
    [m]
    DC
    RRI
    3540.0
    [m]
    DC
    RRI
    3550.0
    [m]
    DC
    RRI
    3552.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3562.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3567.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3589.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3600.0
    [m]
    DC
    RRI
    3610.0
    [m]
    DC
    RRI
    3621.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3630.0
    [m]
    DC
    RRI
    3646.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3658.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3670.0
    [m]
    DC
    RRI
    3683.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3690.0
    [m]
    DC
    RRI
    3700.0
    [m]
    DC
    RRI
    3710.0
    [m]
    DC
    RRI
    3720.0
    [m]
    DC
    RRI
    3728.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3756.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3770.0
    [m]
    DC
    RRI
    3786.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3800.0
    [m]
    DC
    RRI
    3820.0
    [m]
    DC
    RRI
    3840.0
    [m]
    DC
    RRI
    3867.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3892.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3900.0
    [m]
    DC
    RRI
    3920.0
    [m]
    DC
    RRI
    3939.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3960.0
    [m]
    DC
    RRI
    3980.0
    [m]
    DC
    RRI
    3990.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4000.0
    [m]
    DC
    RRI
    4020.0
    [m]
    DC
    RRI
    4040.0
    [m]
    DC
    RRI
    4060.0
    [m]
    DC
    RRI
    4075.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4100.0
    [m]
    DC
    RRI
    4114.0
    [m]
    DC
    RRI

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.71

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    1.78
    pdf
    1.72
    pdf
    0.70

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    24.02

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CST GR
    1560
    2075
    CST GR
    2099
    3070
    CST GR
    3150
    4070
    DLL MSFL DSI LDL SNL NGT AMS SP
    1270
    3100
    DLL MSFL LDL CNL BHC NGT AMS SP
    2970
    4111
    FMS GR AMS
    3087
    4107
    FMS MSFL GR AMS
    1309
    3098
    MSFL GR AMS
    2670
    2850
    MWD - GR RES DIR
    366
    4100
    RFT GR AMS
    1764
    2496
    RFT GR AMS
    1870
    2471
    RFT GR AMS
    3178
    3922
    VSP
    1290
    3090
    VSP
    2980
    4090

  • 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
    428.5
    36
    428.5
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1316.0
    17 1/2
    1316.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3118.0
    12 1/4
    3118.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    4114.0
    8 1/2
    4114.0
    1.64
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    428
    1.20
    WATER BASED
    1316
    1.06
    WATER BASED
    1504
    1.25
    13.0
    WATER BASED
    1745
    1.25
    14.0
    WATER BASED
    1748
    1.25
    20.0
    WATER BASED
    2164
    1.26
    20.0
    WATER BASED
    2518
    1.26
    21.0
    WATER BASED
    2620
    1.25
    21.0
    WATER BASED
    2917
    1.25
    24.0
    WATER BASED
    2920
    1.25
    WATER BASED
    3118
    1.30
    24.0
    WATER BASED
    3196
    1.30
    20.0
    WATER BASED
    3203
    1.30
    19.0
    WATER BASED
    3453
    1.30
    18.0
    WATER BASED
    4114
    1.30
    17.0
    WATER BASED

  • 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
    0.24