Brønnbane: 31/2-3 - Faktasider - Sokkeldirektoratet

Generell informasjon

Generell informasjon
Attributt	Verdi
Brønnbane navn Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	31/2-3
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
Flergrensbønn Indikator som forteller om brønnbanen er en flergrensbrønn, dvs. har mer enn en gren. Eksempel på lovlige verdier: YES, NO. Se også Sokkeldirektoratets retninglinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	NO
Faktakart i nytt vindu	lenke
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.	TROLL
Funn Navn på funnet som brønnbanen er relatert til.	31/2-1 (Troll Vest)
Brønn navn Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	31/2-3
Utvinningstillatelse Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).	054
Boreoperatør Navn på rettighetshaver som på vegne av den aktive utvinningstillatelsen (ved brønnhodeposisjon) starter boreoperasjonen. Dette tilsvarer vanligvis operatørselskapet for den aktuelle utvinningstillatelsen.	A/S Norske Shell
Boretillatelse Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.	247-L
Boreinnretning Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.	BORGNY DOLPHIN
Boredager Antall dager fra borestart til boreslutt.	115
Borestart Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.	28.03.1980
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.	20.07.1980
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.	20.07.1982
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.	15.02.2006
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
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.	LATE 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.	SOGNEFJORD FM
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.	MIDDLE 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.	FENSFJORD FM
Avstand, boredekk - midlere havflate [m] Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).	25.0
Vanndybde ved midlere havflate [m] Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.	334.0
Totalt målt dybde (MD) [m RKB] Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").	2601.0
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.	2.65
Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C] Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.	73
Eldste penetrerte alder Alder (iflg. Geologic Time Scale 2004 by F. M. Gradstein, et al. (2004)) til den eldste formasjonen det er blitt boret gjennom. Kan avvike fra alder ved TD for eksempel i avviksbrønner. Eksempler for lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EARLY PERMIAN, EARLY TRIASSIC, EOCENE.	LATE TRIASSIC
Eldste penetrerte formasjon Navn på den eldste litostratigrafiske enheten som brønnbanen har penetrert. Vises bare på brønner som er frigitt. I de fleste brønnbaner er dette formasjonen eller gruppen påtruffet i bunnen av brønnbanen. Kan avvike fra formasjonen eller gruppen ved TD for eksempel i brønnbaner som er boret med høy avvik eller gjennom forkastninger. Eksempler på lovlige verdier: AMUNDSEN FM, BALDER FM, BASEMENT, BLODØKS FM, BRYNE FM, BURTON FM, COOK FM, DRAKE FM, DRAUPNE FM, EKOFISK FM, SHETLAND GP.	HEGRE GP
Geodetisk datum Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.	ED50
NS grader Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.	60° 50' 27.84'' N
ØV grader Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.	3° 35' 10.82'' E
NS UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.	6745386.82
ØV UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.	531872.26
UTM sone Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.	31
NPDID for brønnbanen Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.	236

Well 31/2-3 was drilled in the Troll West area, approximately 8 km NNE of the Troll Discovery well 31/2-1. The well was drilled to appraise the Troll Discovery. It should evaluate reservoir parameters along the axis of maximum gross hydrocarbon column; prove maximum hydrocarbon reserves in the major northern fault block; confirm the significance of the seismic flatspot as a direct hydrocarbon indicator; further assess the significance of the oil shows found in 31/2-1; and evaluate the influence of earlier Kimmerian fault movements on reservoir characteristics.

Operations and results

Appraisal well 31/2-3 was spudded with the semi-submersible installation Borgny Dolphin on 28 March and drilled to TD at 2601 m in Late Triassic sediments in the Statfjord Formation. Drilling took 115 days. The reason for the long drilling period was safety inspection of the rig as a result of the "Alexander Kielland" accident and a strike amongst the Norwegian rig crew. The well was drilled with bentonite and seawater down to 816 m and with a gypsum/lignosulphonate mud from 816 m to TD.

No potential reservoir zones were encountered above top Jurassic. The well confirmed that the Late Jurassic sandstone reservoir encountered in wells 31/2-1 and 2 was well developed also in this more northerly part of the structure. A gross gas column of 189 m was penetrated with top at 1384 m. The uppermost 120 m was in a good clean sand (Sognefjord Formation) while the lower part of the gas column was in a micaceous and poor reservoir sand (Heather and Fensfjord Formations). Below the gas a 12 m thick oil zone was encountered, the same thickness and at the same level as in well 31/2-2. In this well however, the oil was in a very micaceous and poorly developed reservoir. The reservoir was uncomformably overlain by Palaeocene claystones, which thus act as an effective seal for the reservoir. Below the OWC at 1585 no moveable hydrocarbons were seen in the well, but shows continued down to 1612 m and isolated shows were seen at 1630 m and at 1638 m.

The seismic Flatspot did coincide with the base of the gas column in well 31/2-3, supporting that the Flatspot indeed is a direct hydrocarbon indicator over the entire prospect.

Coring was performed in the Middle to Late Jurassic interval from 1412 m to 1645.5 m. Twenty-one cores with a total recovery of 194.4 m (84%) were cut. Coring started approximately 28 m below the top reservoir and continued well below the hydrocarbon/water contact. Prior to the full scale production test programme, a series of runs were made with the Schlumberger Repeat Formation Tester (RFT). A total of 10 RFT runs were made. The first run indicated pressure gradients very similar to those obtained in Wells 31/2-1 and 31/2-2. It was, however, impossible to confirm the 12-meter oil gradient indicated by RFT's in well 31/2-2. Sampling attempts in the water zone failed as only mud filtrate was recovered. In the suspected oil zone, no samples were obtained in spite of numerous attempts as the tool probe always plugged in the relatively tight and poorly consolidated formation. Only two gas samples were obtained, at 1458 m and 1568.5 m.

The well was permanently abandoned on 20 July 1980 as a gas and oil appraisal well.

Testing

Four Production Tests were conducted in the Middle to Late Jurassic. PT1 tested the interval 1600.5 m to 1605.5 m in the water zone, PT2 tested the interval 1577.5 m to 1582.5 m in the oil zone, PT3 tested the interval 1520 m to 1535 m in the micaceous part of the gas bearing section, and PT4 tested 1435 m to 1460 m in the top clean sand of the gas section.

After the bottom hole test valve was opened for the test in the water zone, the well flowed for 17 minutes until it died. Some 87.5 litres of formation water (70.000 ppm NaCl equivalent) were recovered.

In the oil zone test (PT2) the well came in at a low rate and flowed at about 4.5 - 6.6 Sm3/day for four days. The oil was about 24 deg API and the GOR around 36 Sm3/Sm3. The micaceous gas zone test (PT3) stabilized at a rate of about 142000 Sm3/day on 28/64" choke during the clean up period. The produced fluids were gas of gravity 0.617 (air = 1) and condensate of 50.3 API, with some water (mostly brine) and traces of sediment. The gas contained no detectable H2S and approximately 0.4% C02. Sequential rate tests followed where the rates continuously improved up to 923000 Sm3/day. The test was terminated while production rates were still increasing. The reason for the increasing rates was assumed to be development of a channel behind the casing creating communication with the better sand some 10 meters above the top of the perforations. The clean sand gas test was performed with a gravel pack completion. Severe turbulence effects dominated it. After the initial clean up at 368000 - 481000 Sm3/day flow rate, the well produced at maximum rate of about 1133000 Sm3/day. The fluids had similar composition as in PT3.

Temperatures measured during the test gave a formation temperature of 60 - 62 deg C in the gas-bearing section of the reservoir. This corresponds to a linear temperature gradient from seafloor to top reservoir of ca 50 deg C, which is very high for the area.

Borekaks i Sokkeldirektoratet

Borekaks i Sokkeldirektoratet
Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?	YES

Borekaks i Sokkeldirektoratet
Borekaksprøve, topp dybde [m]	Borekaksprøve, bunn dybde [m]
460.00	2599.00

Borekjerner i Sokkeldirektoratet

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Kjerneprøve nummer	Kjerneprøve - topp dybde	Kjerneprøve - bunn dybde	Kjerneprøve dybde - enhet
1	1412.0	1415.5	[m ]
2	1421.0	1425.0	[m ]
3	1425.0	1441.0	[m ]
4	1443.0	1449.3	[m ]
5	1450.0	1461.2	[m ]
6	1462.4	1467.8	[m ]
8	1469.2	1473.0	[m ]
9	1473.0	1475.0	[m ]
10	1484.5	1496.4	[m ]
11	1496.4	1514.5	[m ]
12	1514.5	1529.6	[m ]
13	1533.0	1540.9	[m ]
14	1551.0	1564.5	[m ]
15	1564.5	1566.5	[m ]
16	1566.6	1584.3	[m ]
17	1584.0	1599.7	[m ]
18	1601.0	1619.3	[m ]
19	1619.0	1623.9	[m ]
20	1624.0	1627.7	[m ]
21	1628.0	1645.4	[m ]
22	2116.0	2133.9	[m ]

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Total kjerneprøve lengde [m]	216.4

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?	YES

Kjernebilder

Kjernebilder

1412-1414m	1414-1416m	1421-1423m	1423-1425m	1425-1427m

1427-1430m	1430-1433m	1433-1435m	1435-1438m	1438-1441m

1443-1445m	1445-1448m	1448-1449m	1450-1452m	1452-1455m

1455-1458m	1458-1460m	1460-1461m	1462-1463m	1469-1471m

1471-1473m	1473-1475m	1484-1487m	1487-1489m	1489-1492m

1492-1495m	1495-1496m	1496-1499m	1499-1501m	1501-1504m

1504-1507m	1507-1509m	1509-1512m	1512-1514m	1514-1517m

1517-1519m	1519-1522m	1522-1525m	1525-1528m	1528-1529m

1533-1535m	1535-1538m	1538-1540m	1551-1553m	1553-1556m

1556-1559m	1559-1561m	1561-1564m	1564-1566m	1566-1569m

1569-1572m	1572-1574m	1574-1577m	1577-1580m	1580-1582m

1582-1584m	1584-1586m	1586-1589m	1589-1592m	1592-1594m

1594-1597m	1601-1603m	1603-1606m	1606-1609m	1609-1611m

1611-1614m	1614-1617m	1617-1619m	1619-1621m	1621-1623m

1624-1626m	1626-1627m	1628-1630m	1730-1633m	1633-1636m

1636-1638m	1638-1641m	1641-1644m	1644-1645m	2116-2118m

2118-2121m	2121-2124m	2126-2129m	2129-2132m	2132-2133m

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	1577.00	1582.00	WATER	06.06.1980 - 20:00	YES

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	420.0	36	425.0	0.00	LOT
SURF.COND.	20	779.0	26	789.0	1.43	LOT
INTERM.	13 3/8	1328.0	17 1/2	1339.0	1.55	LOT
INTERM.	9 5/8	1791.0	12 1/4	1798.0	1.74	LOT
LINER	7	2576.0	8 1/2	2576.0	0.00	LOT

Borestrengtester (DST)

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Fra dybde MD [m]	Til dybde MD [m]	Reduksjonsventil størrelse [mm]
1.0	1575	1580	0.0
2.0	1552	1557	6.4
3.0	1495	1510	50.8
4.0	1410	1435	38.1

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Endelig avstengningstrykk [MPa]	Endelig strømningstrykk [MPa]	Bunnhullstrykk [MPa]	Borehullstemperatur [°C]
1.0
2.0
3.0
4.0

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Olje produksjon [Sm3/dag]	Gass produksjon [Sm3/dag]	Oljetetthet [g/cm3]	GOR [m3/m3]
1.0
2.0	14	560	0.910	40
3.0		914000
4.0		1133000

Logger

Logger
Type logg	Topp dyp for logg [m]	Bunn dyp for logg [m]
CBL	350	1816
CBL	630	1352
CST	1	0
CST	2	0
CST	3	0
DLL MSFL GR	1352	1824
FDC CNL GR CAL	445	818
FDC CNL GR CAL	803	1367
FDC CNL GR CAL	1352	1824
FDC CNL GR CAL	1817	2590
HDT	1352	1819
HDT	1817	2596
ISF BHC GR SP	445	814
ISF BHC GR SP	803	1368
ISF BHC GR SP	1352	1821
ISF BHC GR SP	1817	2593
LSS GR	445	816
LSS GR	803	1364
LSS GR	1352	1819
LSS GR	1817	2594
RFT	1387	1750

Litostratigrafi

Litostratigrafi
Topp Dyb [mMD RKB]	Litostrat. enhet
359	NORDLAND GP
643	HORDALAND GP
1145	ROGALAND GP
1145	BALDER FM
1200	SELE FM
1242	LISTA FM
1374	VÅLE FM
1384	VIKING GP
1384	SOGNEFJORD FM
1508	HEATHER FM
1561	FENSFJORD FM
1677	KROSSFJORD FM
1755	HEATHER FM
1812	BRENT GP
1902	DUNLIN GP
1902	DRAKE FM
2010	COOK FM
2055	AMUNDSEN FM
2097	JOHANSEN FM
2176	AMUNDSEN FM
2236	STATFJORD GP
2358	HEGRE GP

Spleisede logger

Spleisede logger
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
236	pdf	0.45

Geokjemisk informasjon

Geokjemisk informasjon
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
236_1	pdf	1.29
236_2	pdf	0.51

Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)

Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
236_01_31_2_3_Completion_Report	pdf	35.06
236_02_31_2_3_Completion_log	pdf	1.29
236_31_2_3_Biostratigraphy_appendix	pdf	2.43
236_31_2_3_Bottom_hole_press.calc	pdf	0.44
236_31_2_3_Core_description_core_1-21	pdf	10.79
236_31_2_3_Core_report_core_1-22_final_report	pdf	10.10
236_31_2_3_Form.testing_services_report_DST1	pdf	0.36
236_31_2_3_Formation_survey_analysis	pdf	0.06
236_31_2_3_Geochem_eval_of_source_rock	pdf	0.44
236_31_2_3_Geochem_eval_of_source_rock_encl_1	pdf	0.12
236_31_2_3_Geological_investigation_cores_vol _3	pdf	139.86
236_31_2_3_Geological_investigation_cores_vol_1	pdf	17.61
236_31_2_3_Geological_Investigation_cores_vol_2	pdf	20.73
236_31_2_3_Palynofacies_invest_on_the_Juras	pdf	6.05
236_31_2_3_Press.surv.rep_test1_run3	pdf	1.25
236_31_2_3_Press.surv.rep_test2_run1	pdf	0.77
236_31_2_3_Press.surv.rep_test2_run2	pdf	1.51
236_31_2_3_Press.surv.rep_test3_run1	pdf	1.22
236_31_2_3_Press.surv.rep_test3_run2	pdf	1.66
236_31_2_3_Press.surv.rep_test3_run3	pdf	1.43
236_31_2_3_Press.surv.test1_run1	pdf	0.60
236_31_2_3_Press.surv.test_clean_sand	pdf	0.84
236_31_2_3_Prod.test sampling	pdf	0.54
236_31_2_3_Production_test	pdf	1.97
236_31_2_3_Production_test_programme	pdf	2.69
236_31_2_3_PVT_study_on_b.h.sample	pdf	0.50
236_31_2_3_Rapport_fra_prod.test	pdf	1.12
236_31_2_3_Res.fliud_study	pdf	0.32
236_31_2_3_Res.fliud_study_2	pdf	0.71
236_31_2_3_Res.fluid_analysis_80167	pdf	0.35
236_31_2_3_Res.fluid_analysis_80167B	pdf	0.34
236_31_2_3_Res.fluid_analysis_80168	pdf	0.33
236_31_2_3_Res.fluid_analysis_80169	pdf	0.34
236_31_2_3_Res.fluid_analysis_81.12	pdf	0.56
236_31_2_3_Res.fluid_analysis_91.13	pdf	0.28
236_31_2_3_Res.fluid_study_80090	pdf	0.20
236_31_2_3_Res.fluid_study_80091	pdf	0.23
236_31_2_3_Res.fluid_study_by_Sintef	pdf	0.38
236_31_2_3_Rock_mineral_analysis	pdf	0.14
236_31_2_3_Sidewall_sample_description	pdf	0.69
236_31_2_3_Sieve_analysis	pdf	2.60
236_31_2_3_Test_information_micace	pdf	0.75
236_31_2_3_Well_summary_by_Anchor	pdf	2.06
236_31_2_3_Well_testing_data_sheet	pdf	2.29
236_31_2_3_Well_test_interpretation	pdf	11.20
236_31_2_3_Well_test_report_DST1_DST2	pdf	6.07
236_31_2_3_Well_test_report_gas_no1	pdf	5.32
236_31_2_3_Well_test_report_gas_no1_micaceous	pdf	9.81
236_31_2_3_Well_test_report_gas_no2	pdf	3.63
236_31_2_3_Well_test_report_gas_no2_annexes	pdf	6.10
236_31_2_3_Facies_inndeling_basert_paa_logg	pdf	1.31

Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter

Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
236_01_WDSS_General_Information	pdf	0.15
236_02_WDSS_completion_log	pdf	0.18

Boreslam

Boreslam
Dybde MD [m]	Egenvekt, slam [g/cm3]	Viskositet, slam [mPa.s]	Type slam
789	1.31	54.0	seawater
1338	1.32	60.0	seawater
1433	1.28	52.0	seawater
1941	1.18	52.0	seawater
2267	1.19	48.0	seawater

Tynnslip i Sokkeldirektoratet

Tynnslip i Sokkeldirektoratet
Dybde	Enhet
1414.40	[m ]
1432.80	[m ]
1443.45	[m ]
1450.20	[m ]
1471.25	[m ]
1486.90	[m ]
1492.80	[m ]
1505.10	[m ]
1534.35	[m ]
1540.40	[m ]
1553.70	[m ]
1558.45	[m ]
1563.90	[m ]
1565.65	[m ]
1568.65	[m ]
7574.45	[m ]
1574.45	[m ]
1579.86	[m ]
1585.79	[m ]
7586.92	[m ]
1586.92	[m ]
1590.54	[m ]
1599.08	[m ]
1609.86	[m ]
1615.50	[m ]
1623.24	[m ]
1628.12	[m ]
1414.00	[m ]
1433.00	[m ]
1443.00	[m ]
1450.00	[m ]
1471.00	[m ]
1487.00	[m ]
1493.00	[m ]
1505.00	[m ]
1513.00	[m ]
1523.00	[m ]
1534.00	[m ]
1540.00	[m ]
1554.00	[m ]
1558.00	[m ]
1564.00	[m ]
1566.00	[m ]
1569.00	[m ]
1575.00	[m ]
1580.00	[m ]
1586.00	[m ]
1587.00	[m ]
1628.00	[m ]

31/2-3