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

9/2-1

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.
    9/2-1
    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).
    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.
    9/2-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST 8626 - 212 SP 160
    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.
    538-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    67
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    21.02.1987
    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.
    28.04.1987
    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.
    28.04.1989
    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.
    22.04.2005
    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
    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.
    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.
    SANDNES 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.
    99.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3756.0
    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).
    3755.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    3.3
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    116
    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.
    57° 49' 58.1'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    4° 31' 27.92'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6411261.00
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    590526.87
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1038

  • Brønnhistorie
    General
    Well 9/2-1 was drilled in a new separate structure and designed to test the hydrocarbon potential of the Egersund Basin. The main target of the well was to test sandstones of middle Jurassic age. Furthermore, the well was expected to improve the paleontological, the geological and the geochemical understanding of the area.
    Operations and results
    Wildcat well 9/2-1 was spudded with the semi-submersible installation Dyvi Delta on 21 February 1987 and drilled to TD at 3756 m in the Triassic Skagerrak Formation. The well was drilled with a 36" bit down to 189 m, but the drill bit got stuck due to boulders and the string had to be blown off just above the bit. The well was respudded 23 February 1987 and this time a 17 1/2" pilot hole was drilled before opening to 36". It was drilled to 587 m without a riser. NPD gave suspension from conventional logging through this sequence because the MWD log was of good quality, with continuity and correlatable to other wells in the area. Further drilling proceeded without significant problems. The well was drilled with spud mud down to 788 m and with gypsum/polymer mud from 788 m to TD.
    The top of the Jurassic sand (Sandnes Formation) was reached at 3174 m, 178 m deeper than prognosed. The oil water contact was difficult to determine exactly from logs, but was believed to be somewhere in the transition zone between 3230 and 3239 m. There were good shows down to 3240 m. Core and log analysis indicated a fairly low porosity sandstone with small amounts of silt, shale and limestone. Compaction, quartz cementation, calcite cement, and clay minerals occurring as fine-grained pore filling aggregates, are the main porosity-reducing factor in the reservoir. The core and log analysis indicate a general trend of decreasing reservoir quality with increasing depth. The Bryne Formation at 3309 m to 3601 m was water wet. Organic geochemical analyses show many intervals with good to excellent source rock potential. The best of these is the Late Jurassic shales of the Tau Formation with TOC in the range 1.0 to 4.3 % and hydrogen index from 140 to 560 mg HC/g TOC. Also coals and shales of the Bryne Formation and shales of the Fjerritslev Formation show good source potential. Analyses of the DST 3 oil indicate a maturity corresponding to a source with %Ro = 0.8 to 0.9 (peak oil window), more mature than any source horizon penetrated in the well location. The chemical and isotopic composition of the oil correlate primarily with extracts from the Tau shales, but has also some resemblance with shale extracts from the Fjerritslev Formation. The Bryne coals and shales appear to be the least likely candidate as source for the oil. The gas from DST 3 has a rather unusual isotopic composition that indicates a mixed source.
    One core was cut in the interval 3113 m to 3123 m, and 4 cores in the interval 3174 m to 3287 m. Two FMT runs were performed for fluid and pressure sampling. Several of the pressure readings were affected by super charge due to low formation permeability. The poor quality of the data made it difficult to draw conclusive fluid gradients and to determine an oil/water contact. Four FMT fluid samples were taken at 3346.5 m, 3251.6 m, 3251.0 m, and 3245.0 m. All samples were drained on the rig and all contained mud filtrate.
    The well was permanently abandoned on 28 April 1987 as an oil and gas discovery.
    Testing
    Three DST's were performed to test the oil and water bearing sandstones of Jurassic age. DST 1 perforated the interval from 3245 m to 3263 m, DST 2 perforated 3220 m to 3236 m, and DST 3 perforated 3177 m to 3210 m. The well response from DST 1 (water test) and DST 2 was very poor due to formations of very low permeability. No reservoir fluid was produced to surface during the tests. DST 3 was a successful oil test of the upper part of the oil-bearing reservoir. It produced during main flow 659 m3 oil and 18452 Sm3 gas per day through a 9.53 mm choke. GOR was 28 m3/m3, oil density was 0.834 g/cm3, gas gravity was 0.818 (air = 1) with 1.8 ppm H2S and 3 % CO2.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    793.00
    3756.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3111.0
    3123.5
    [m ]
    2
    3174.0
    3202.2
    [m ]
    3
    3202.2
    3215.8
    [m ]
    4
    3231.0
    3259.2
    [m ]
    5
    3259.3
    3287.6
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    110.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3111-3123m
    Kjerne bilde med dybde: 3111-3123m
    Kjerne bilde med dybde: 3111-3123m
    Kjerne bilde med dybde: 3111-3123m
    Kjerne bilde med dybde: 3111-3123m
    3111-3123m
    3111-3123m
    3111-3123m
    3111-3123m
    3111-3123m
    Kjerne bilde med dybde: 3111-3123m
    Kjerne bilde med dybde: 3111-3123m
    Kjerne bilde med dybde: 3111-3123m
    Kjerne bilde med dybde: 3111-3123m
    Kjerne bilde med dybde: 3111-3123m
    3111-3123m
    3111-3123m
    3111-3123m
    3111-3123m
    3111-3123m
    Kjerne bilde med dybde: 3111-3123m
    Kjerne bilde med dybde: 3111-3123m
    Kjerne bilde med dybde: 3111-3123m
    Kjerne bilde med dybde: 3111-3123m
    Kjerne bilde med dybde: 3111-3123m
    3111-3123m
    3111-3123m
    3111-3123m
    3111-3123m
    3111-3123m
    Kjerne bilde med dybde: 3111-3123m
    Kjerne bilde med dybde: 3111-3123m
    Kjerne bilde med dybde: 3111-3123m
    Kjerne bilde med dybde: 3111-3123m
    Kjerne bilde med dybde: 3111-3123m
    3111-3123m
    3111-3123m
    3111-3123m
    3111-3123m
    3111-3123m
    Kjerne bilde med dybde: 3111-3123m
    Kjerne bilde med dybde: 3111-3123m
    Kjerne bilde med dybde: 3111-3123m
    Kjerne bilde med dybde: 3174-3202m
    Kjerne bilde med dybde: 3174-3202m
    3111-3123m
    3111-3123m
    3111-3123m
    3174-3202m
    3174-3202m
    Kjerne bilde med dybde: 3174-3202m
    Kjerne bilde med dybde: 3174-3202m
    Kjerne bilde med dybde: 3174-3202m
    Kjerne bilde med dybde: 3174-3202m
    Kjerne bilde med dybde: 3174-3202m
    3174-3202m
    3174-3202m
    3174-3202m
    3174-3202m
    3174-3202m
    Kjerne bilde med dybde: 3174-3202m
    Kjerne bilde med dybde: 3174-3202m
    Kjerne bilde med dybde: 3174-3202m
    Kjerne bilde med dybde: 3174-3202m
    Kjerne bilde med dybde: 3174-3202m
    3174-3202m
    3174-3202m
    3174-3202m
    3174-3202m
    3174-3202m
    Kjerne bilde med dybde: 3174-3202m
    Kjerne bilde med dybde: 3174-3202m
    Kjerne bilde med dybde: 3174-3202m
    Kjerne bilde med dybde: 3174-3202m
    Kjerne bilde med dybde: 3174-3202m
    3174-3202m
    3174-3202m
    3174-3202m
    3174-3202m
    3174-3202m
    Kjerne bilde med dybde: 3174-3202m
    Kjerne bilde med dybde: 3174-3202m
    Kjerne bilde med dybde: 3174-3202m
    Kjerne bilde med dybde: 3174-3202m
    Kjerne bilde med dybde: 3174-3202m
    3174-3202m
    3174-3202m
    3174-3202m
    3174-3202m
    3174-3202m
    Kjerne bilde med dybde: 3174-3202m
    Kjerne bilde med dybde: 3174-3202m
    Kjerne bilde med dybde: 3174-3202m
    Kjerne bilde med dybde: 3174-3202m
    Kjerne bilde med dybde: 3174-3202m
    3174-3202m
    3174-3202m
    3174-3202m
    3174-3202m
    3174-3202m
    Kjerne bilde med dybde: 3174-3202m
    Kjerne bilde med dybde: 3174-3202m
    Kjerne bilde med dybde: 3174-3202m
    Kjerne bilde med dybde: 3174-3202m
    Kjerne bilde med dybde: 3174-3202m
    3174-3202m
    3174-3202m
    3174-3202m
    3174-3202m
    3174-3202m
    Kjerne bilde med dybde: 3174-3202m
    Kjerne bilde med dybde: 3174-3202m
    Kjerne bilde med dybde: 3174-3202m
    Kjerne bilde med dybde: 3174-3202m
    Kjerne bilde med dybde: 3174-3202m
    3174-3202m
    3174-3202m
    3174-3202m
    3174-3202m
    3174-3202m
    Kjerne bilde med dybde: 3174-3202m
    Kjerne bilde med dybde: 3174-3202m
    Kjerne bilde med dybde: 3174-3202m
    Kjerne bilde med dybde: 3174-3202m
    Kjerne bilde med dybde: 3174-3202m
    3174-3202m
    3174-3202m
    3174-3202m
    3174-3202m
    3174-3202m
    Kjerne bilde med dybde: 3174-3202m
    Kjerne bilde med dybde: 3174-3202m
    Kjerne bilde med dybde: 3174-3202m
    Kjerne bilde med dybde: 3174-3202m
    Kjerne bilde med dybde: 3174-3202m
    3174-3202m
    3174-3202m
    3174-3202m
    3174-3202m
    3174-3202m
    Kjerne bilde med dybde: 3174-3202m
    Kjerne bilde med dybde: 3174-3202m
    Kjerne bilde med dybde: 3174-3202m
    Kjerne bilde med dybde: 3174-3202m
    Kjerne bilde med dybde: 3174-3202m
    3174-3202m
    3174-3202m
    3174-3202m
    3174-3202m
    3174-3202m
    Kjerne bilde med dybde: 3202-3216m
    Kjerne bilde med dybde: 3202-3216m
    Kjerne bilde med dybde: 3202-3216m
    Kjerne bilde med dybde: 3202-3216m
    Kjerne bilde med dybde: 3202-3216m
    3202-3216m
    3202-3216m
    3202-3216m
    3202-3216m
    3202-3216m
    Kjerne bilde med dybde: 3202-3216m
    Kjerne bilde med dybde: 3202-3216m
    Kjerne bilde med dybde: 3202-3216m
    Kjerne bilde med dybde: 3202-3216m
    Kjerne bilde med dybde: 3202-3216m
    3202-3216m
    3202-3216m
    3202-3216m
    3202-3216m
    3202-3216m
    Kjerne bilde med dybde: 3202-3216m
    Kjerne bilde med dybde: 3202-3216m
    Kjerne bilde med dybde: 3202-3216m
    Kjerne bilde med dybde: 3202-3216m
    Kjerne bilde med dybde: 3202-3216m
    3202-3216m
    3202-3216m
    3202-3216m
    3202-3216m
    3202-3216m
    Kjerne bilde med dybde: 3202-3216m
    Kjerne bilde med dybde: 3202-3216m
    Kjerne bilde med dybde: 3202-3216m
    Kjerne bilde med dybde: 3202-3216m
    Kjerne bilde med dybde: 3202-3216m
    3202-3216m
    3202-3216m
    3202-3216m
    3202-3216m
    3202-3216m
    Kjerne bilde med dybde: 3202-3216m
    Kjerne bilde med dybde: 3202-3216m
    Kjerne bilde med dybde: 3202-3216m
    Kjerne bilde med dybde: 3202-3216m
    Kjerne bilde med dybde: 3202-3216m
    3202-3216m
    3202-3216m
    3202-3216m
    3202-3216m
    3202-3216m
    Kjerne bilde med dybde: 3231-3259m
    Kjerne bilde med dybde: 3231-3259m
    Kjerne bilde med dybde: 3231-3259m
    Kjerne bilde med dybde: 3231-3259m
    Kjerne bilde med dybde: 3231-3259m
    3231-3259m
    3231-3259m
    3231-3259m
    3231-3259m
    3231-3259m
    Kjerne bilde med dybde: 3231-3259m
    Kjerne bilde med dybde: 3231-3259m
    Kjerne bilde med dybde: 3231-3259m
    Kjerne bilde med dybde: 3231-3259m
    Kjerne bilde med dybde: 3231-3259m
    3231-3259m
    3231-3259m
    3231-3259m
    3231-3259m
    3231-3259m
    Kjerne bilde med dybde: 3231-3259m
    Kjerne bilde med dybde: 3259-3287m
    Kjerne bilde med dybde: 3259-3287m
    Kjerne bilde med dybde: 3259-3287m
    Kjerne bilde med dybde: 3259-3287m
    3231-3259m
    3259-3287m
    3259-3287m
    3259-3287m
    3259-3287m
    Kjerne bilde med dybde: 3259-3287m
    Kjerne bilde med dybde: 3259-3287m
    Kjerne bilde med dybde: 3259-3287m
    Kjerne bilde med dybde: 3259-3287m
    Kjerne bilde med dybde: 3259-3287m
    3259-3287m
    3259-3287m
    3259-3287m
    3259-3287m
    3259-3287m
    Kjerne bilde med dybde: 3259-3287m
    Kjerne bilde med dybde: 3259-3287m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3259-3287m
    3259-3287m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2606.0
    [m]
    SWC
    GEAR
    2619.0
    [m]
    SWC
    GEARH
    2630.0
    [m]
    SWC
    GEARH
    2641.0
    [m]
    SWC
    GEARH
    2655.0
    [m]
    SWC
    GEARH
    2675.0
    [m]
    SWC
    GEARH
    2709.0
    [m]
    SWC
    GEARH
    2727.0
    [m]
    SWC
    GEARH
    2808.5
    [m]
    SWC
    GEARH
    2858.0
    [m]
    SWC
    GEARH
    2880.0
    [m]
    SWC
    GEARH
    2910.0
    [m]
    SWC
    GEARH
    2921.0
    [m]
    SWC
    GEARH
    2943.0
    [m]
    SWC
    GEARH
    2957.0
    [m]
    SWC
    GEARH
    2981.0
    [m]
    SWC
    GEARH
    2989.0
    [m]
    SWC
    GEARH
    3000.0
    [m]
    SWC
    GEARH
    3017.5
    [m]
    SWC
    GEARH
    3035.5
    [m]
    SWC
    GEARH
    3047.0
    [m]
    SWC
    GEARH
    3078.0
    [m]
    SWC
    GEARH
    3099.0
    [m]
    SWC
    GEARH
    3111.2
    [m]
    C
    GEARH
    3114.7
    [m]
    C
    GEARH
    3117.8
    [m]
    C
    GEARH
    3120.6
    [m]
    C
    GEARH
    3123.0
    [m]
    C
    GEARH
    3174.4
    [m]
    C
    GEARH
    3185.6
    [m]
    C
    GEARH
    3190.6
    [m]
    C
    GEARH
    3250.4
    [m]
    C
    GEARH
    3253.9
    [m]
    C
    GEARH
    3258.5
    [m]
    C
    GEARH
    3261.0
    [m]
    C
    GEARH
    3269.6
    [m]
    C
    GEARH
    3278.0
    [m]
    C
    GEARH
    3281.9
    [m]
    C
    GEARH
    3328.0
    [m]
    SWC
    GEARH
    3391.0
    [m]
    SWC
    GEARH
    3410.0
    [m]
    SWC
    GEARH
    3424.0
    [m]
    SWC
    GEARH
    3437.0
    [m]
    SWC
    GEARH
    3460.0
    [m]
    SWC
    GEARH
    3508.0
    [m]
    SWC
    GEARH
    3518.0
    [m]
    SWC
    GEARH
    3540.0
    [m]
    SWC
    GEARH
    3582.5
    [m]
    SWC
    GEARH
    3618.0
    [m]
    SWC
    GEARH
    3657.0
    [m]
    SWC
    GEARH
    3679.0
    [m]
    SWC
    GEARH
    3686.0
    [m]
    SWC
    GEARH

  • 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
    TEST3
    3177.00
    3210.00
    20.04.1987 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.58

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    1.30
    pdf
    2.23
    pdf
    1.59
    pdf
    0.23

  • 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
    0.38
    pdf
    0.30

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    22.83

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3245
    3263
    12.7
    2.0
    3220
    3236
    12.7
    3.0
    3177
    3210
    14.3
    3.1
    3177
    3210
    9.5
    3.2
    3177
    3210
    11.1
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    1.000
    35.000
    2.0
    28.000
    3.0
    6.000
    28.000
    3.1
    11.000
    8.000
    28.000
    3.2
    11.000
    4.000
    34.000
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    2.0
    3
    0.834
    3.0
    850
    20400
    0.835
    0.803
    24
    3.1
    580
    14500
    0.825
    0.845
    25
    3.2
    660
    18480
    0.829
    0.845
    28

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    ACBL VDL GR
    1780
    2571
    ACBL VDL GR
    2392
    3283
    CDL CNL GR CAL
    2571
    3743
    CDL GR CAL
    757
    2600
    DIFL BHC AC GR SP CAL
    757
    3742
    DLL MLL GR
    3150
    3400
    FMT
    3178
    3579
    FMT
    3245
    3251
    HR DIP
    2975
    3743
    MWD - GR RES DIR
    198
    3756
    SPECTRALOG
    3150
    3740
    VELOCITY
    900
    2500

  • 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
    189.0
    36
    318.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    757.0
    17 1/2
    788.0
    1.54
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2571.0
    12 1/4
    2603.0
    1.95
    LOT
    LINER
    7
    3756.0
    8 1/2
    3756.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    318
    1.05
    WATERBASED
    26.02.1987
    768
    1.05
    WATERBASED
    02.03.1987
    788
    1.02
    WATER BASED
    02.03.1987
    788
    0.00
    WATERBASED
    02.03.1987
    1028
    1.09
    14.0
    6.2
    WATERBASED
    03.03.1987
    1303
    1.09
    19.0
    6.2
    WATERBASED
    04.03.1987
    1426
    1.09
    16.0
    5.3
    WATERBASED
    05.03.1987
    1768
    1.10
    18.0
    5.8
    WATERBASED
    06.03.1987
    1989
    1.10
    14.0
    4.8
    WATER BASED
    09.03.1987
    2317
    1.10
    13.0
    6.5
    WATERBASED
    09.03.1987
    2482
    1.11
    12.0
    6.2
    WATER BASED
    10.03.1987
    2600
    1.11
    12.0
    5.7
    WATER BASED
    11.03.1987
    2600
    1.11
    12.0
    5.7
    WATER BASED
    12.03.1987
    2600
    1.12
    13.0
    5.7
    WATER BASED
    13.03.1987
    2603
    1.13
    11.0
    4.8
    WATER BASED
    16.03.1987
    2707
    1.13
    12.0
    5.3
    WATER BASED
    16.03.1987
    2807
    1.13
    13.0
    5.3
    WATER BASED
    16.03.1987
    2888
    1.13
    12.0
    5.7
    WATER BASED
    17.03.1987
    2992
    1.16
    18.0
    5.3
    WATER BASED
    18.03.1987
    3085
    1.20
    15.0
    4.8
    WATER BASED
    19.03.1987
    3117
    1.22
    15.0
    5.3
    WATER BASED
    20.03.1987
    3130
    1.25
    8.0
    2.9
    WATER BASED
    24.04.1987
    3139
    1.22
    15.0
    5.2
    WATER BASED
    23.03.1987
    3175
    1.25
    17.0
    5.7
    WATER BASED
    24.03.1987
    3202
    1.22
    14.0
    3.8
    WATER BASED
    23.03.1987
    3202
    1.23
    14.0
    5.3
    WATER BASED
    23.03.1987
    3263
    1.25
    15.0
    4.8
    WATER BASED
    25.03.1987
    3300
    1.26
    15.0
    4.8
    WATER BASED
    26.03.1987
    3340
    1.26
    14.0
    3.4
    WATER BASED
    09.04.1987
    3340
    1.26
    14.0
    3.3
    WATER BASED
    09.04.1987
    3340
    1.25
    14.0
    4.0
    WATER BASED
    09.04.1987
    3340
    1.26
    12.0
    3.4
    WATER BASED
    09.04.1987
    3340
    1.25
    12.0
    3.4
    WATER BASED
    14.04.1987
    3340
    1.25
    12.0
    3.4
    WATER BASED
    15.04.1987
    3386
    1.26
    20.0
    6.2
    WATER BASED
    30.03.1987
    3460
    1.25
    22.0
    7.2
    WATER BASED
    30.03.1987
    3521
    1.25
    20.0
    7.2
    WATER BASED
    30.03.1987
    3611
    1.25
    20.0
    6.2
    WATER BASED
    30.03.1987
    3643
    1.25
    18.0
    5.2
    WATER BASED
    01.04.1987
    3688
    1.25
    20.0
    5.7
    WATER BASED
    01.04.1987
    3756
    1.25
    16.0
    3.8
    WATER BASED
    03.04.1987
    3756
    1.25
    21.0
    6.2
    WATER BASED
    06.04.1987
    3756
    1.25
    17.0
    3.4
    WATER BASED
    06.04.1987
    3756
    1.25
    20.0
    5.7
    WATER BASED
    06.04.1987
    3756
    1.25
    19.0
    5.7
    WATER BASED
    08.04.1987
    3756
    1.25
    18.0
    4.3
    WATERBASED
    09.04.1987
    3756
    1.25
    19.0
    5.7
    WATER BASED
    03.04.1987
    3756
    1.25
    17.0
    3.8
    WATER BASED
    07.04.1987

  • 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