Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
09.05.2024 - 01:35
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6507/8-1

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.
    6507/8-1
    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.
    NORWEGIAN 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.
    6507/8-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    CN 8502 - 518 SP. 127
    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.
    529-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    43
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    28.10.1986
    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.
    09.12.1986
    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.
    09.12.1988
    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.
    17.09.2007
    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.
    FANGST GP
    2. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.
    EARLY JURASSIC
    2. nivå med hydrokarboner, formasjon
    Navn på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor hydrokarboner er blitt påvist. Vises bare på brønner som er frigitt.Eksempler på lovlige verdier: BASEMENT, COOK FM, EKOFISK FM, HEIMDAL FM, SANDNES FM, SOGNEFJORD FM, TARBERT FM, BRENT GP.
    TILJE FM
    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.
    342.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2600.0
    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).
    2600.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.6
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    86
    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.
    ÅRE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    65° 18' 35.03'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 20' 52.8'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7244164.64
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    423003.38
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    933

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6507/8-1 was drilled on the eastern part of the Heidrun Discovery. The primary objective was to ascertain that the Heidrun field extension into the 6507/8 block and to verify reserve calculations. Secondary objectives were to verify geological model and structural interpretation, and define oil water contact in the Tilje Formation. It was also intended to provide more information on reservoir characteristics and hydrocarbon fluids, and maximum input of data for reservoir simulation studies. The Fangst Group was expected at 2245 m, and the Tilje Formation at 2340 m. Prognosed TD was 2590 m.
    Operations and results
    Wildcat well 6507/8-1 was spudded with the semi-submersible installation Dyvi Delta on and drilled to TD at 2600 m in Early Jurassic sediments of the Åre Formation. Drilling proceeded without significant problems. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 1063 m, with KCl/polymer mud from 1063 m to 2235 m, and with gel/polymer/lingo mud from 2235 m to TD.
    The only oil shows reported above the target reservoir were on sandstone in a cuttings sample at 2235, and on limestone in a SWC at 2238 m, both samples from the Melke Formation. The Middle Jurassic Fangst Group was penetrated at 2248 m and the Early Jurassic Tilje Formation at 2386.5 m. These reservoir sandstones were found to be hydrocarbon bearing with a gas/oil contact at 2312 m and an oil/water contact at 2480 m.
    A total of 9 cores were cut from 2249 m to 2469 m in the Garn, Not, Ile, Ror, and Tilje Formations. Core no 1 from the Garn Formation was loose sand and was lost on the drill floor while recovering from core barrel. One relatively good RFT fluid sample was taken at 2317 m. It contained oil with a density of 0.88 g/cc (29 deg API).
    The well was permanently abandoned on 9 December 1986 as a gas and oil appraisal.
    Testing
    Two DST tests were performed in the Tilje Formation.
    DST 1 tested the interval 2444 - 2463 m and produced 715 Sm3 oil and 31460 Sm3 gas /day through a 3.81 cm choke. The GOR was 44 Sm3/Sm3, the stock tank oil gravity was 0.933 g/cm3 (22.8 deg API), and the gas gravity was 0.600 (air=1). This test produced no sand.
    DST 2 tested the interval 2386.4 -2405.4 m and produced 906 Sm3 oil and 50080 Sm3 gas /day through a 1.91 cm choke. The GOR was 55 Sm3/Sm3, the stock tank oil gravity was 0.917 g/cm3 (22.8 deg API), and the gas gravity was 0.615 (air=1) with 0.5 ppm H2S and 1.5 % CO2. This test also produced some sand. The down-hole temperatures recorded during the tests were 84.9 and 81 deg C in DST 1 and DST 2, respectively.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1050.00
    2600.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    2
    2262.0
    2272.3
    [m ]
    3
    2290.0
    2314.5
    [m ]
    4
    2316.0
    2343.9
    [m ]
    5
    2369.0
    2386.9
    [m ]
    6
    2398.0
    2411.6
    [m ]
    7
    2417.0
    2434.3
    [m ]
    8
    2439.0
    2466.9
    [m ]
    9
    2467.0
    2494.8
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    167.1
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2267-2271m
    Kjerne bilde med dybde: 2262-2266m
    Kjerne bilde med dybde: 2272-2293m
    Kjerne bilde med dybde: 2294-2298m
    Kjerne bilde med dybde: 2299-2303m
    2267-2271m
    2262-2266m
    2272-2293m
    2294-2298m
    2299-2303m
    Kjerne bilde med dybde: 2304-2308m
    Kjerne bilde med dybde: 2309-2313m
    Kjerne bilde med dybde: 2314-2319m
    Kjerne bilde med dybde: 2320-2324m
    Kjerne bilde med dybde: 2325-2329m
    2304-2308m
    2309-2313m
    2314-2319m
    2320-2324m
    2325-2329m
    Kjerne bilde med dybde: 2330-2334m
    Kjerne bilde med dybde: 2335-2339m
    Kjerne bilde med dybde: 2340-2369m
    Kjerne bilde med dybde: 2370-2374m
    Kjerne bilde med dybde: 2375-2379m
    2330-2334m
    2335-2339m
    2340-2369m
    2370-2374m
    2375-2379m
    Kjerne bilde med dybde: 2380-2384m
    Kjerne bilde med dybde: 2385-2400m
    Kjerne bilde med dybde: 2401-2405m
    Kjerne bilde med dybde: 2406-2410m
    Kjerne bilde med dybde: 2411-2420m
    2380-2384m
    2385-2400m
    2401-2405m
    2406-2410m
    2411-2420m
    Kjerne bilde med dybde: 2421-2425m
    Kjerne bilde med dybde: 2426-2430m
    Kjerne bilde med dybde: 2431-2439m
    Kjerne bilde med dybde: 2440-2444m
    Kjerne bilde med dybde: 2445-2449m
    2421-2425m
    2426-2430m
    2431-2439m
    2440-2444m
    2445-2449m
    Kjerne bilde med dybde: 2450-2454m
    Kjerne bilde med dybde: 2455-2459m
    Kjerne bilde med dybde: 2460-2464m
    Kjerne bilde med dybde: 2465-2469m
    Kjerne bilde med dybde: 2470-2474m
    2450-2454m
    2455-2459m
    2460-2464m
    2465-2469m
    2470-2474m
    Kjerne bilde med dybde: 2475-2479m
    Kjerne bilde med dybde: 2480-2484m
    Kjerne bilde med dybde: 2485-2489m
    Kjerne bilde med dybde: 2490-2494m
    Kjerne bilde med dybde:  
    2475-2479m
    2480-2484m
    2485-2489m
    2490-2494m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1700.0
    [m]
    DC
    STATO
    1730.0
    [m]
    DC
    STATO
    1740.0
    [m]
    DC
    STATO
    1760.0
    [m]
    DC
    STATO
    1770.0
    [m]
    DC
    STATO
    1790.0
    [m]
    DC
    STATO
    1800.0
    [m]
    DC
    STATO
    1820.0
    [m]
    DC
    STATO
    1830.0
    [m]
    DC
    STATO
    1850.0
    [m]
    DC
    STATO
    1860.0
    [m]
    DC
    STATO
    1880.0
    [m]
    DC
    STATO
    1890.0
    [m]
    DC
    STATO
    1910.0
    [m]
    DC
    STATO
    1920.0
    [m]
    DC
    STATO
    1940.0
    [m]
    DC
    STATO
    1950.0
    [m]
    DC
    STATO
    1970.0
    [m]
    DC
    STATO
    1980.0
    [m]
    DC
    STATO
    2000.0
    [m]
    DC
    STATO
    2010.0
    [m]
    DC
    STATO
    2030.0
    [m]
    DC
    STATO
    2040.0
    [m]
    DC
    STATO
    2060.0
    [m]
    DC
    STATO
    2070.0
    [m]
    DC
    STATO
    2090.0
    [m]
    DC
    STATO
    2100.0
    [m]
    DC
    STATO
    2120.0
    [m]
    DC
    STATO
    2130.0
    [m]
    DC
    STATO
    2150.0
    [m]
    DC
    STATO
    2160.0
    [m]
    DC
    STATO
    2180.0
    [m]
    DC
    STATO
    2190.0
    [m]
    DC
    STATO
    2210.0
    [m]
    DC
    STATO
    2220.0
    [m]
    DC
    STATO
    2223.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2227.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2234.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2239.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2244.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2247.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2266.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2271.4
    [m]
    C
    STATO
    2298.6
    [m]
    C
    STATO
    2305.8
    [m]
    C
    STATO
    2323.1
    [m]
    C
    STATO
    2343.7
    [m]
    C
    STATO
    2350.0
    [m]
    DC
    STATO
    2361.0
    [m]
    DC
    STATO
    2372.2
    [m]
    C
    STATO
    2383.6
    [m]
    C
    STATO
    2398.5
    [m]
    C
    STATO
    2403.8
    [m]
    C
    STATO
    2418.9
    [m]
    C
    STATO
    2426.5
    [m]
    C
    STATO
    2444.4
    [m]
    C
    STATO
    2454.7
    [m]
    C
    STATO
    2463.8
    [m]
    C
    STATO
    2477.8
    [m]
    C
    STATO
    2489.5
    [m]
    C
    STATO
    2499.0
    [m]
    DC
    STATO
    2505.0
    [m]
    DC
    STATO
    2511.0
    [m]
    DC
    STATO
    2517.0
    [m]
    DC
    STATO
    2529.0
    [m]
    DC
    STATO
    2535.0
    [m]
    DC
    STATO
    2541.0
    [m]
    DC
    STATO
    2553.0
    [m]
    DC
    STATO
    2565.0
    [m]
    DC
    STATO
    2577.0
    [m]
    DC
    STATO
    2595.0
    [m]
    DC
    STATO
    2600.0
    [m]
    DC
    STATO

  • 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
    DST1
    2444.00
    2462.50
    30.11.1986 - 00:00
    YES
    DST
    DST2
    2386.00
    2406.00
    04.12.1986 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi
    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    371
    1462
    1885
    1885
    1970
    1970
    2020
    2060
    2233
    2233
    2248
    2248
    2294
    2307
    2324
    2324
    2387
    2559

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.36
    pdf
    1.17
    pdf
    0.09

  • 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
    0.25
    pdf
    0.20

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    9.60
    pdf
    1.73

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2444
    2463
    38.1
    2.0
    2386
    2406
    19.1
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    3.000
    2.000
    17.000
    85
    2.0
    6.000
    5.000
    81
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    715
    31460
    0.932
    0.600
    44
    2.0
    906
    50080
    0.925
    55

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    900
    2214
    CBL VDL GR
    2063
    2552
    CBL VDL GR
    2240
    2421
    CST GR
    2232
    2241
    DITE SDT GR
    2217
    2596
    DLL MSFL GR
    2217
    2591
    LDL CNL GR
    2217
    2600
    MWD - GR RES DIR
    371
    2600
    NGS
    2217
    2600
    RFT
    2250
    2580
    RFT HP GR
    2250
    2580
    RLL
    1033
    2600
    SDT GR
    1185
    2217
    SHDT GR
    2217
    2600
    VELOCITY
    1000
    2600

  • 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
    444.0
    36
    610.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1033.0
    17 1/2
    1050.0
    1.64
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2217.0
    12 1/4
    2235.0
    1.60
    LOT
    LINER
    7
    2598.5
    8 1/2
    2600.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    1053
    1.12
    6200.0
    6.8
    WATER BASED
    04.11.1986
    1398
    1.14
    6300.0
    5.9
    WATER BASED
    05.11.1986
    1675
    1.35
    6000.0
    6.3
    WATER BASED
    06.11.1986
    1700
    1.35
    5100.0
    4.7
    WATER BASED
    10.11.1986
    2131
    1.35
    5500.0
    5.9
    WATER BASED
    07.11.1986
    2217
    1.20
    9999.0
    6.3
    WATER BASED
    12.11.1986
    2217
    1.21
    9999.0
    6.3
    WATER BASED
    17.11.1986
    2217
    1.20
    9500.0
    5.5
    WATER BASED
    18.11.1986
    2217
    1.20
    6.3
    WATER BASED
    19.11.1986
    2217
    1.20
    2000.0
    4.2
    WATER BASED
    24.11.1986
    2217
    1.20
    1500.0
    4.7
    WATER BASED
    24.11.1986
    2217
    0.00
    1200.0
    3.5
    WATERBASED
    27.11.1986
    2217
    1.20
    3900.0
    3.0
    WATER BASED
    28.11.1986
    2217
    1.20
    9000.0
    5.5
    WATER BASED
    13.11.1986
    2217
    1.20
    9999.0
    6.3
    WATER BASED
    14.11.1986
    2217
    1.20
    9500.0
    5.9
    WATER BASED
    17.11.1986
    2217
    0.00
    1500.0
    3.4
    WATERBASED
    25.11.1986
    2217
    0.00
    1400.0
    3.8
    WATERBASED
    26.11.1986
    2235
    1.35
    5000.0
    3.8
    WATER BASED
    10.11.1986
    2262
    1.20
    3600.0
    6.8
    WATER BASED
    11.11.1986

  • 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
    0.27