Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
27.04.2024 - 01:34
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

15/6-3

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.
    15/6-3
    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).
    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
    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.
    15/6-3
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    LINE SC-21 SP.7642
    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.
    Esso Exploration and Production Norway A/S
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    114-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    106
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    05.09.1974
    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.
    19.12.1974
    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.
    19.12.1976
    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.
    24.09.2015
    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.
    GAS/CONDENSATE
    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.
    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.
    VESTLAND GP
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    24.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    113.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3795.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    106
    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.
    SKAGERRAK FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    58° 30' 15.84'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 42' 39.49'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6485737.84
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    424879.96
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    318

  • Brønnhistorie
    General
    Well 15/6-3 was drilled in the Ve Sub-basin in the south Viking Graben in the North Sea. The primary objective was to test the Dogger Sands (Middle Jurassic), which were gas bearing in 15/6-2 R, at a structurally higher position on a large north south trending anticline.
    Operations and results
    Wildcat well 15/6-3 was spudded with the semi-submersible installation Drillmaster on 5 September 1974 and drilled to TD at 3795 m in Late Triassic sediments of the Skagerrak Formation. A lignosulphonate seawater mud was used to drill the well.
    The Dogger sand from top at 3488 m to 3579 m was hydrocarbon bearing. The resistivity log indicate gas down to a massive coal layer at ca 3562 m. The true gas/water contact was not established. There was 63 m of net gas bearing sand with average porosity 21% and average water saturation 21.%. The Triassic was not a viable reservoir. The only major shows in the well were in the Dogger reservoir sands.
    A total of 125.8 m core was recovered (90.7 % overall recovery) in ten cores in the interval 3512.2 to  3650.9 m. FIT fluid samples were taken at 3505 m (gas, water, mud  and trace oil), 3553 m (gas, water, mud and trace oil), 3557 m (gas, mud filtrate and mud), and 3575 m (mud filtrate and mud).
    The well was permanently abandoned on 19 December 1974 m as a gas/condensate discovery.
    Testing
    Two production tests were run.
    The first was between 3601.2 and 3604.3 m, this failed to flow.
    The second was between 3514.3 and 3520.4 m. This test flowed 974300 Sm3 gas with 165 Sm3 condensate /day through a 1.5" choke. The GOR was 5910 Sm3/Sm3 and the condensate gravity was 41.5° API.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    192.02
    3795.37

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    11523.0
    11552.0
    [ft ]
    2
    11553.0
    11585.0
    [ft ]
    3
    11585.6
    11643.0
    [ft ]
    4
    11643.0
    11700.0
    [ft ]
    5
    11700.0
    11743.0
    [ft ]
    6
    11743.0
    11758.0
    [ft ]
    7
    11799.0
    11806.0
    [ft ]
    8
    11806.4
    11860.0
    [ft ]
    9
    11860.0
    11918.0
    [ft ]
    10
    11918.0
    11978.0
    [ft ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    125.6
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    0.1
    [ft]
    C
    4370.0
    [ft]
    DC
    4430.0
    [ft]
    DC
    4520.0
    [ft]
    DC
    4610.0
    [ft]
    DC
    4700.0
    [ft]
    DC
    4790.0
    [ft]
    DC
    4880.0
    [ft]
    C
    4970.0
    [ft]
    C
    5060.0
    [ft]
    C
    5150.0
    [ft]
    C
    5240.0
    [ft]
    C
    5330.0
    [ft]
    C
    5420.0
    [ft]
    C
    5510.0
    [ft]
    C
    5600.0
    [ft]
    C
    5690.0
    [ft]
    C
    5733.0
    [ft]
    SWC
    5780.0
    [ft]
    C
    5870.0
    [ft]
    C
    5930.0
    [ft]
    C
    6020.0
    [ft]
    DC
    6110.0
    [ft]
    DC
    6135.0
    [ft]
    SWC
    6230.0
    [ft]
    DC
    6320.0
    [ft]
    DC
    6410.0
    [ft]
    DC
    6500.0
    [ft]
    DC
    6590.0
    [ft]
    DC
    6675.0
    [ft]
    SWC
    6680.0
    [ft]
    DC
    6770.0
    [ft]
    DC
    6800.0
    [ft]
    DC
    6830.0
    [ft]
    DC
    6860.0
    [ft]
    DC
    6894.0
    [ft]
    SWC
    6950.0
    [ft]
    DC
    7040.0
    [ft]
    DC
    7076.0
    [ft]
    SWC
    7130.0
    [ft]
    DC
    7220.0
    [ft]
    DC
    7310.0
    [ft]
    DC
    7400.0
    [ft]
    DC
    7411.0
    [ft]
    SWC
    7476.0
    [ft]
    SWC
    7490.0
    [ft]
    DC
    7580.0
    [ft]
    DC
    7670.0
    [ft]
    DC
    7760.0
    [ft]
    DC
    7790.0
    [ft]
    DC
    7820.0
    [ft]
    DC
    7850.0
    [ft]
    DC
    7880.0
    [ft]
    DC
    7910.0
    [ft]
    DC
    7940.0
    [ft]
    DC
    7970.0
    [ft]
    DC
    8000.0
    [ft]
    DC
    8030.0
    [ft]
    DC
    8060.0
    [ft]
    DC
    8090.0
    [ft]
    DC
    8120.0
    [ft]
    DC
    8150.0
    [ft]
    DC
    8180.0
    [ft]
    DC
    8210.0
    [ft]
    DC
    8240.0
    [ft]
    DC
    8270.0
    [ft]
    DC
    8300.0
    [ft]
    DC
    8330.0
    [ft]
    DC
    8360.0
    [ft]
    DC
    8390.0
    [ft]
    DC
    8480.0
    [ft]
    DC
    8493.0
    [ft]
    SWC
    8566.0
    [ft]
    SWC
    8570.0
    [ft]
    DC
    8630.0
    [ft]
    DC
    8660.0
    [ft]
    DC
    8690.0
    [ft]
    DC
    8720.0
    [ft]
    SWC
    8720.0
    [ft]
    DC
    8750.0
    [ft]
    C
    8780.0
    [ft]
    C
    8810.0
    [ft]
    DC
    8813.0
    [ft]
    SWC
    8836.0
    [ft]
    SWC
    8840.0
    [ft]
    C
    8870.0
    [ft]
    DC
    8900.0
    [ft]
    DC
    8930.0
    [ft]
    DC
    9020.0
    [ft]
    DC
    9110.0
    [ft]
    DC
    9115.0
    [ft]
    SWC
    9200.0
    [ft]
    DC
    9290.0
    [ft]
    DC
    9380.0
    [ft]
    DC
    9470.0
    [ft]
    DC
    9570.0
    [ft]
    DC
    9670.0
    [ft]
    DC
    9720.0
    [ft]
    SWC
    9770.0
    [ft]
    DC
    9870.0
    [ft]
    DC
    9970.0
    [ft]
    DC
    10000.0
    [ft]
    SWC
    10070.0
    [ft]
    DC
    10100.0
    [ft]
    SWC
    10170.0
    [ft]
    DC
    10270.0
    [ft]
    DC
    10300.0
    [ft]
    SWC
    10370.0
    [ft]
    DC
    10400.0
    [ft]
    SWC
    10470.0
    [ft]
    DC
    10500.0
    [ft]
    SWC
    10570.0
    [ft]
    DC
    10600.0
    [ft]
    SWC
    10670.0
    [ft]
    DC
    10700.0
    [ft]
    SWC
    10770.0
    [ft]
    DC
    10810.0
    [ft]
    DC
    10870.0
    [ft]
    DC
    10880.0
    [ft]
    SWC
    10900.0
    [ft]
    SWC
    10920.0
    [ft]
    C
    10950.0
    [ft]
    SWC
    10950.0
    [ft]
    C
    10970.0
    [ft]
    DC
    11000.0
    [ft]
    DC
    11070.0
    [ft]
    DC
    11100.0
    [ft]
    SWC
    11100.0
    [ft]
    C
    11100.0
    [ft]
    DC
    RRI
    11120.0
    [ft]
    SWC
    11130.0
    [ft]
    DC
    RRI
    11140.0
    [ft]
    SWC
    11150.0
    [ft]
    SWC
    11150.0
    [ft]
    C
    11155.0
    [ft]
    SWC
    11160.0
    [ft]
    SWC
    11160.0
    [ft]
    DC
    RRI
    11165.0
    [ft]
    SWC
    11170.0
    [ft]
    SWC
    11170.0
    [ft]
    C
    11170.0
    [ft]
    DC
    11175.0
    [ft]
    SWC
    11185.0
    [ft]
    SWC
    11190.0
    [ft]
    DC
    RRI
    11200.0
    [ft]
    SWC
    11210.0
    [ft]
    C
    11220.0
    [ft]
    DC
    RRI
    11270.0
    [ft]
    DC
    11280.0
    [ft]
    DC
    RRI
    11300.0
    [ft]
    C
    11300.0
    [ft]
    SWC
    11310.0
    [ft]
    C
    RRI
    11340.0
    [ft]
    DC
    RRI
    11360.0
    [ft]
    C
    11370.0
    [ft]
    DC
    RRI
    11370.0
    [ft]
    DC
    11390.0
    [ft]
    DC
    HRS
    11400.0
    [ft]
    DC
    RRI
    11400.0
    [ft]
    SWC
    11400.0
    [ft]
    C
    11410.0
    [ft]
    SWC
    11410.0
    [ft]
    DC
    HRS
    11420.0
    [ft]
    SWC
    11430.0
    [ft]
    SWC
    11430.0
    [ft]
    DC
    RRI
    11430.0
    [ft]
    DC
    HRS
    11450.0
    [ft]
    SWC
    11460.0
    [ft]
    SWC
    11460.0
    [ft]
    DC
    RRI
    11465.0
    [ft]
    SWC
    11466.0
    [ft]
    SWC
    11470.0
    [ft]
    DC
    11480.0
    [ft]
    DC
    11480.0
    [ft]
    DC
    HRS
    11480.0
    [ft]
    DC
    RRI
    11490.0
    [ft]
    C
    11490.0
    [ft]
    DC
    11500.0
    [ft]
    DC
    11500.0
    [ft]
    DC
    RRI
    11505.0
    [ft]
    C
    11510.0
    [ft]
    DC
    HRS
    11520.0
    [ft]
    DC
    11523.0
    [ft]
    DC
    11523.0
    [ft]
    C
    11530.0
    [ft]
    C
    11530.5
    [ft]
    C
    11553.0
    [ft]
    C
    11556.8
    [ft]
    C
    11559.5
    [ft]
    C
    11564.8
    [ft]
    C
    HRS
    11575.0
    [ft]
    C
    11578.0
    [ft]
    C
    11583.0
    [ft]
    C
    11585.0
    [ft]
    C
    11592.4
    [ft]
    C
    11592.9
    [ft]
    C
    HRS
    11601.9
    [ft]
    C
    HRS
    11603.0
    [ft]
    C
    11624.6
    [ft]
    C
    11630.6
    [ft]
    C
    11632.0
    [ft]
    C
    11632.2
    [ft]
    C
    HRS
    11633.6
    [ft]
    C
    11640.6
    [ft]
    C
    11642.2
    [ft]
    C
    11643.0
    [ft]
    C
    11645.8
    [ft]
    C
    11658.0
    [ft]
    C
    11659.6
    [ft]
    C
    HRS
    11669.8
    [ft]
    C
    11676.0
    [ft]
    C
    11681.0
    [ft]
    C
    HRS
    11682.0
    [ft]
    C
    11685.0
    [ft]
    C
    11686.0
    [ft]
    C
    11691.0
    [ft]
    C
    11692.6
    [ft]
    C
    11693.0
    [ft]
    C
    HRS
    11701.0
    [ft]
    C
    HRS
    11717.8
    [ft]
    C
    11717.8
    [ft]
    C
    11721.0
    [ft]
    C
    11723.0
    [ft]
    C
    11736.0
    [ft]
    C
    11740.0
    [ft]
    C
    HRS
    11742.0
    [ft]
    C
    11742.0
    [ft]
    C
    11749.0
    [ft]
    C
    11754.0
    [ft]
    C
    HRS
    11755.0
    [ft]
    C
    11755.0
    [ft]
    C
    11799.0
    [ft]
    C
    11805.6
    [ft]
    C
    11807.0
    [ft]
    C
    11807.0
    [ft]
    C
    HRS
    11809.0
    [ft]
    C
    11825.0
    [ft]
    C
    11827.0
    [ft]
    C
    11832.9
    [ft]
    C
    11836.2
    [ft]
    C
    11844.0
    [ft]
    C
    11848.5
    [ft]
    C
    11855.6
    [ft]
    C
    11860.0
    [ft]
    C
    11860.3
    [ft]
    C
    11861.0
    [ft]
    C
    11867.3
    [ft]
    C
    11871.0
    [ft]
    C
    11874.4
    [ft]
    C
    11883.0
    [ft]
    C
    11889.1
    [ft]
    C
    11894.8
    [ft]
    C
    11899.0
    [ft]
    C
    11906.6
    [ft]
    C
    11911.0
    [ft]
    C
    11915.0
    [ft]
    C
    11917.0
    [ft]
    C
    11923.1
    [ft]
    C
    11927.6
    [ft]
    C
    11935.0
    [ft]
    C
    11940.0
    [ft]
    C
    11947.6
    [ft]
    C
    11953.1
    [ft]
    C
    11956.0
    [ft]
    C
    11956.3
    [ft]
    C
    11960.0
    [ft]
    C
    11962.6
    [ft]
    C
    11967.6
    [ft]
    C
    11975.5
    [ft]
    C
    11977.6
    [ft]
    C
    11990.0
    [ft]
    DC
    12040.0
    [ft]
    DC
    12090.0
    [ft]
    DC
    12120.0
    [ft]
    DC
    12180.0
    [ft]
    DC
    12190.0
    [ft]
    DC
    12230.0
    [ft]
    DC
    12234.0
    [ft]
    DC
    12279.0
    [ft]
    DC
    12290.0
    [ft]
    DC
    12300.0
    [ft]
    DC
    12310.0
    [ft]
    SWC
    12370.0
    [ft]
    DC
    12376.0
    [ft]
    SWC
    12390.0
    [ft]
    DC
    12390.0
    [ft]
    DC
    12399.0
    [ft]
    SWC
    12427.0
    [ft]
    SWC
    12440.0
    [ft]
    DC
    12452.0
    [ft]
    DC

  • 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
    TEST2
    3490.80
    3496.80
    15.12.1974 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.20
    pdf
    0.30

  • 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
    0.27

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    2.16
    pdf
    5.65

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3514
    3520
    12.5
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    165
    974099
    0.817
    5903

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    BHC
    393
    3794
    CDM
    1194
    3795
    CNL
    2835
    3764
    FDC
    1194
    3794
    GR
    178
    393
    IES
    386
    3795

  • 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
    172.0
    36
    178.0
    0.00
    SURF.COND.
    20
    386.0
    26
    396.0
    0.00
    INTERM.
    13 3/8
    1193.0
    17 1/2
    1204.0
    0.00
    INTERM.
    9 5/8
    2860.0
    12 1/4
    2876.0
    0.00
    LINER
    7
    3791.0
    8 1/2
    3795.0
    0.00

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    11390.00
    [ft ]

  • 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