Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
29.04.2024 - 01:33
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

35/9-2

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.
    35/9-2
    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.
    35/9-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH 8902 - ROW 816 & KOL. 1229
    Utvinningstillatelse
    Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).
    Boreoperatør
    Navn på rettighetshaver som på vegne av den aktive utvinningstillatelsen (ved brønnhodeposisjon) starter boreoperasjonen. Dette tilsvarer vanligvis operatørselskapet for den aktuelle utvinningstillatelsen.
    Norsk Hydro Produksjon AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    663-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    92
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    01.01.1991
    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.
    03.04.1991
    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.
    03.04.1993
    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.
    15.12.2006
    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.
    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/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.
    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.
    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.
    367.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2885.0
    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).
    2877.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    14
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    100
    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.
    PRE-DEVONIAN
    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.
    BASEMENT
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 20' 8.62'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 56' 16.74'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6800705.66
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    550196.62
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1600

  • Brønnhistorie
    General
    Well 35/9-2 was designed to drill on the A-Structure in block 35/9 which is located in the northern part of the Horda Platform, in the footwall of the Sogn Graben boundary fault system. The well was drilled as a combined appraisal/wildcat well. The primary objective of the well was to appraise the hydrocarbon potential in the Late Jurassic Sognefjord and Fensfjord Formations, found oil and gas bearing in the 35/9-1 well. Secondary objective was to test the Middle -Early Jurassic sequence.
    The total depth of the well was prognosed to 2830 m RKB, approximately 30 m into the Caledonian basement.
    Operations and results
    Wildcat/Appraisal well 35/9-2 was spudded with the semi-submersible installation Vildkat Explorer on 1 January 1991 and drilled to TD at 2885 m in Caledonian basement. Due to hole angle problems, the well had to be re-spudded twice before drilling proceeded. No shallow gas or boulders were observed while drilling. In order to penetrate the target within the given tolerances, a kick-off was made at 1039 m. This resulted in a deviation of up to 14 deg. at 1287 m and TVD 8 m less than measured depth at final TD. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 1018 m and with KCl/polymer from 1018 m to TD.
    The well encountered oil and gas bearing sandstones from 2095 m in the Late Jurassic reservoirs. The gas/oil contact was found at 2324 m and oil was found down to 2341 m in the Fensfjord "C" Formation. Net pay gas zone was calculated to 171.26 m and net oil pay zone calculated to 13.13 m. The oil/water contact was not seen, but from extrapolation of RFT pressure gradients the OWC was estimated at 2367 m in the Fensfjord Formation. The best reservoir sand was found in the Sognefjord Formation. The Middle and Early Jurassic formations were penetrated and found water bearing. Above the Late Jurassic reservoirs only two weak shows were recorded in cuttings from thin sandstone stringers in the Tryggvason Formation. Weak patchy shows were recorded in the Fensford Formation at 2366 m to 2379 m, otherwise no shows were seen below OWC of the Late Jurassic reservoirs.
    Nine cores were cut in the Viking Group, 3 in the Brent Group and 5 in the Dunlin Group. RFT fluid samples were taken at 2368.6 m (water and filtrate with small volume of gas), and at 2331.5 m (6.5 l oil and 0.81 Sm3 gas).
    The well was permanently abandoned on 3 April 1991 as a gas/oil discovery.
    Testing
    Four production tests were performed in the Late Jurassic Formations, one oil test and three gas tests. Production test data quoted below refer to maximum rates at the specified choke sizes.
    Production test No. 1 was performed in the interval 2329.9 - 2342.4 m in the Fensfjord "C" Formation. It flowed oil at 289 Sm3/d and gas at 206300 Sm3/d on a 12.7 mm choke. The GOR was 714 Sm3/Sm3. The oil gravity was 0.826 g/cc and the gas gravity was 0.608 (air=l). The wellhead pressure was 144.4 bars with a wellhead temperature of 44.6 deg C. The well produced 0.6% CO2 and no H2S. Bottom hole temperature was 83.8 deg C.
    Production test No. 2 was performed in the interval 2295.5 - 2310.5 in the Fensfjord "C" Formation. It flowed condensate at 206. Sm3/d and gas at 881000 Sm3/d on a 25.4 mm choke. The GOR was 4276 Sm3/Sm3. The condensate density was 0.720 g/cc and the gas gravity was 0.668 (air=l). The wellhead pressure was 112.7 bars and the temperature was 47.3 deg C. The well produced 0.5% CO2 and no H2S. Bottom hole temperature was 83.2 deg C.
    Production test No. 3 was performed in the interval 2187.2 - 2211.2 Fensfjord "D" Formation. It flowed condensate at 206 Sm3/d and gas at 803000 Sm3/d on a 25.4 mm choke. The GOR was 3897 Sm3/Sm3. The condensate density was 0.732 g/cc and the gas gravity was 0.664 (air=l). The wellhead pressure was 106.6 bars and the temperature was 43.3 deg C. The well produced 0.5% CO2 and no H2S. Bottom hole temperature was 79.3 deg C.
    Production test No. 4 was performed in the interval 2100.6 - 2130.6 m in the Sognefjord Formation. It flowed condensate at 202 Sm3/d and gas at 954000 Sm3/d on a 25.4 mm choke. The GOR was 4717 Sm3/Sm3. The condensate density was 0.726 g/cc and the gas gravity was 0.664 (air=l). The wellhead pressure was 118.8 bars and the temperature was 43.8 deg C. The well produced 0.5% CO2 and no H2S. Bottom hole temperature was 76.7 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1020.00
    2885.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2110.5
    2111.2
    [m ]
    2
    2114.0
    2141.9
    [m ]
    3
    2271.0
    2299.0
    [m ]
    4
    2299.0
    2327.0
    [m ]
    5
    2327.0
    2350.2
    [m ]
    6
    2365.0
    2391.9
    [m ]
    7
    2393.0
    2421.0
    [m ]
    8
    2483.0
    2520.6
    [m ]
    9
    2520.6
    2554.3
    [m ]
    10
    2621.0
    2638.6
    [m ]
    11
    2638.6
    2665.6
    [m ]
    12
    2666.0
    2694.0
    [m ]
    13
    2694.0
    2722.3
    [m ]
    14
    2722.3
    2759.0
    [m ]
    15
    2759.8
    2763.0
    [m ]
    16
    2764.5
    2778.0
    [m ]
    17
    2778.3
    2784.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    394.1
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2110-2111m
    Kjerne bilde med dybde: 2114-2119m
    Kjerne bilde med dybde: 2119-2124m
    Kjerne bilde med dybde: 2124-2129m
    Kjerne bilde med dybde: 2129-2134m
    2110-2111m
    2114-2119m
    2119-2124m
    2124-2129m
    2129-2134m
    Kjerne bilde med dybde: 2134-2139m
    Kjerne bilde med dybde: 2139-2141m
    Kjerne bilde med dybde: 2271-2276m
    Kjerne bilde med dybde: 2276-2281m
    Kjerne bilde med dybde: 2281-2286m
    2134-2139m
    2139-2141m
    2271-2276m
    2276-2281m
    2281-2286m
    Kjerne bilde med dybde: 2286-2291m
    Kjerne bilde med dybde: 2291-2296m
    Kjerne bilde med dybde: 2296-2299m
    Kjerne bilde med dybde: 2299-2304m
    Kjerne bilde med dybde: 2304-2309m
    2286-2291m
    2291-2296m
    2296-2299m
    2299-2304m
    2304-2309m
    Kjerne bilde med dybde: 2309-2314m
    Kjerne bilde med dybde: 2314-2319m
    Kjerne bilde med dybde: 2319-2324m
    Kjerne bilde med dybde: 2324-2327m
    Kjerne bilde med dybde: 2327-2332m
    2309-2314m
    2314-2319m
    2319-2324m
    2324-2327m
    2327-2332m
    Kjerne bilde med dybde: 2332-2337m
    Kjerne bilde med dybde: 2337-2342m
    Kjerne bilde med dybde: 2342-2347m
    Kjerne bilde med dybde: 2347-2350m
    Kjerne bilde med dybde: 2365-2370m
    2332-2337m
    2337-2342m
    2342-2347m
    2347-2350m
    2365-2370m
    Kjerne bilde med dybde: 2370-2375m
    Kjerne bilde med dybde: 2375-2380m
    Kjerne bilde med dybde: 2380-2385m
    Kjerne bilde med dybde: 2385-2390m
    Kjerne bilde med dybde: 2390-2391m
    2370-2375m
    2375-2380m
    2380-2385m
    2385-2390m
    2390-2391m
    Kjerne bilde med dybde: 2393-2398m
    Kjerne bilde med dybde: 2398-2403m
    Kjerne bilde med dybde: 2403-2408m
    Kjerne bilde med dybde: 2408-2413m
    Kjerne bilde med dybde: 2413-2418m
    2393-2398m
    2398-2403m
    2403-2408m
    2408-2413m
    2413-2418m
    Kjerne bilde med dybde: 2418-2421m
    Kjerne bilde med dybde: 2483-2488m
    Kjerne bilde med dybde: 2488-2493m
    Kjerne bilde med dybde: 2493-2498m
    Kjerne bilde med dybde: 2498-2503m
    2418-2421m
    2483-2488m
    2488-2493m
    2493-2498m
    2498-2503m
    Kjerne bilde med dybde: 2503-2508m
    Kjerne bilde med dybde: 2508-2513m
    Kjerne bilde med dybde: 2513-2518m
    Kjerne bilde med dybde: 2518-2510m
    Kjerne bilde med dybde: 2520-2525m
    2503-2508m
    2508-2513m
    2513-2518m
    2518-2510m
    2520-2525m
    Kjerne bilde med dybde: 2525-2530m
    Kjerne bilde med dybde: 2530-2535m
    Kjerne bilde med dybde: 2535-2540m
    Kjerne bilde med dybde: 2540-2545m
    Kjerne bilde med dybde: 2545-2550m
    2525-2530m
    2530-2535m
    2535-2540m
    2540-2545m
    2545-2550m
    Kjerne bilde med dybde: 2550-2554m
    Kjerne bilde med dybde: 2621-2626m
    Kjerne bilde med dybde: 2626-2631m
    Kjerne bilde med dybde: 2631-2636m
    Kjerne bilde med dybde: 2636-2638m
    2550-2554m
    2621-2626m
    2626-2631m
    2631-2636m
    2636-2638m
    Kjerne bilde med dybde: 2638-2643m
    Kjerne bilde med dybde: 2643-2648m
    Kjerne bilde med dybde: 2648-2653m
    Kjerne bilde med dybde: 2653-2658m
    Kjerne bilde med dybde: 2658-2663m
    2638-2643m
    2643-2648m
    2648-2653m
    2653-2658m
    2658-2663m
    Kjerne bilde med dybde: 2663-2665m
    Kjerne bilde med dybde: 2666-2671m
    Kjerne bilde med dybde: 2671-2676m
    Kjerne bilde med dybde: 2676-2681m
    Kjerne bilde med dybde: 2681-2686m
    2663-2665m
    2666-2671m
    2671-2676m
    2676-2681m
    2681-2686m
    Kjerne bilde med dybde: 2686-2691m
    Kjerne bilde med dybde: 2691-2694m
    Kjerne bilde med dybde: 2694-2699m
    Kjerne bilde med dybde: 2704-2709m
    Kjerne bilde med dybde: 2709-2714m
    2686-2691m
    2691-2694m
    2694-2699m
    2704-2709m
    2709-2714m
    Kjerne bilde med dybde: 2714-2719m
    Kjerne bilde med dybde: 2719-2722m
    Kjerne bilde med dybde: 2722-2727m
    Kjerne bilde med dybde: 2727-2732m
    Kjerne bilde med dybde: 2732-2737m
    2714-2719m
    2719-2722m
    2722-2727m
    2727-2732m
    2732-2737m
    Kjerne bilde med dybde: 2737-2742m
    Kjerne bilde med dybde: 2742-2747m
    Kjerne bilde med dybde: 2747-2752m
    Kjerne bilde med dybde: 2752-2757m
    Kjerne bilde med dybde: 2757-2759m
    2737-2742m
    2742-2747m
    2747-2752m
    2752-2757m
    2757-2759m
    Kjerne bilde med dybde: 2759-2763m
    Kjerne bilde med dybde: 2764-2769m
    Kjerne bilde med dybde: 2769-2774m
    Kjerne bilde med dybde: 2774-2778m
    Kjerne bilde med dybde: 2778-2783m
    2759-2763m
    2764-2769m
    2769-2774m
    2774-2778m
    2778-2783m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1020.0
    [m]
    DC
    RRI
    1035.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1050.0
    [m]
    DC
    RRI
    1100.0
    [m]
    DC
    RRI
    1110.0
    [m]
    DC
    RRI
    1130.0
    [m]
    DC
    RRI
    1140.0
    [m]
    DC
    RRI
    1150.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1170.0
    [m]
    DC
    RRI
    1190.0
    [m]
    DC
    RRI
    1230.0
    [m]
    DC
    RRI
    1250.0
    [m]
    DC
    RRI
    1260.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1273.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1290.2
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1304.2
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1310.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1321.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1329.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1337.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1348.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1359.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1380.0
    [m]
    DC
    RRI
    1400.0
    [m]
    DC
    RRI
    1410.0
    [m]
    DC
    RRI
    1430.0
    [m]
    DC
    RRI
    1440.0
    [m]
    DC
    RRI
    1460.0
    [m]
    DC
    RRI
    1470.0
    [m]
    DC
    RRI
    1490.0
    [m]
    DC
    RRI
    1498.6
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1520.0
    [m]
    DC
    RRI
    1530.0
    [m]
    DC
    RRI
    1550.0
    [m]
    DC
    RRI
    1560.0
    [m]
    DC
    RRI
    1580.0
    [m]
    DC
    RRI
    1590.0
    [m]
    DC
    RRI
    1605.0
    [m]
    DC
    RRI
    1620.0
    [m]
    DC
    RRI
    1635.0
    [m]
    DC
    RRI
    1650.0
    [m]
    DC
    RRI
    1665.0
    [m]
    DC
    RRI
    1680.0
    [m]
    DC
    RRI
    1700.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1710.0
    [m]
    DC
    RRI
    1730.0
    [m]
    DC
    RRI
    1740.0
    [m]
    DC
    RRI
    1755.0
    [m]
    DC
    RRI
    1770.0
    [m]
    DC
    RRI
    1785.0
    [m]
    DC
    RRI
    1800.0
    [m]
    DC
    RRI
    1815.0
    [m]
    DC
    RRI
    1830.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1845.0
    [m]
    DC
    RRI
    1878.8
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1890.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1892.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1910.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1926.2
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1937.0
    [m]
    DC
    RRI
    1945.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1952.0
    [m]
    DC
    RRI
    1970.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1984.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1990.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2010.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2013.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2020.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2025.0
    [m]
    DC
    RRI
    2030.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2035.0
    [m]
    DC
    RRI
    2042.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2047.0
    [m]
    DC
    RRI
    2050.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2053.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2057.0
    [m]
    DC
    RRI
    2063.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2067.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2085.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2088.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2094.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2110.5
    [m]
    C
    RRI
    2128.0
    [m]
    C
    RRI
    2129.0
    [m]
    C
    RRI
    2138.0
    [m]
    C
    RRI
    2141.0
    [m]
    C
    RRI
    2159.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2170.0
    [m]
    DC
    RRI
    2174.0
    [m]
    SWC
    FUGRO
    2179.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2187.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2190.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2192.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2195.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2197.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2197.0
    [m]
    SWC
    FUGRO
    2197.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2200.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2202.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2205.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2205.0
    [m]
    SWC
    FUGRO
    2205.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2207.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2210.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2212.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2212.5
    [m]
    C
    FUGRO
    2212.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2215.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2217.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2220.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2222.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2225.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2227.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2228.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2230.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2232.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2235.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2237.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2240.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2242.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2243.5
    [m]
    C
    FUGRO
    2245.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2246.0
    [m]
    C
    FUGRO
    2246.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2247.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2250.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2252.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2255.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2257.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2257.5
    [m]
    C
    FUGRO
    2257.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2260.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2262.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2265.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2267.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2270.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2272.0
    [m]
    C
    ROBERTSO
    2282.6
    [m]
    C
    FUGRO
    2287.0
    [m]
    C
    ROBERTSO
    2287.1
    [m]
    C
    FUGRO
    2292.0
    [m]
    C
    FUGRO
    2302.8
    [m]
    C
    FUGRO
    2304.0
    [m]
    C
    ROBERTSO
    2306.4
    [m]
    C
    FUGRO
    2310.9
    [m]
    C
    FUGRO
    2315.0
    [m]
    C
    ROBERTSO
    2316.7
    [m]
    C
    FUGRO
    2319.5
    [m]
    C
    FUGRO
    2322.8
    [m]
    C
    FUGRO
    2323.0
    [m]
    C
    ROBERTSO
    2325.6
    [m]
    C
    FUGRO
    2326.7
    [m]
    C
    FUGRO
    2329.7
    [m]
    C
    FUGRO
    2332.9
    [m]
    C
    FUGRO
    2333.0
    [m]
    C
    ROBERTSO
    2338.8
    [m]
    C
    FUGRO
    2340.0
    [m]
    C
    ROBERTSO
    2349.0
    [m]
    C
    ROBERT
    2349.9
    [m]
    C
    FUGRO
    2365.0
    [m]
    C
    ROBERTSO
    2369.7
    [m]
    C
    FUGRO
    2373.0
    [m]
    C
    ROBERTSO
    2380.5
    [m]
    C
    FUGRO
    2382.0
    [m]
    C
    ROBERTSO
    2387.7
    [m]
    C
    FUGRO
    2388.0
    [m]
    C
    ROBERTSO
    2390.9
    [m]
    C
    ROBERTSO
    2392.0
    [m]
    C
    ROBERT
    2398.0
    [m]
    C
    ROBERTSO
    2398.3
    [m]
    C
    FUGRO
    2399.5
    [m]
    C
    FUGRO
    2401.3
    [m]
    C
    FUGRO
    2408.0
    [m]
    C
    ROBERTSO
    2408.6
    [m]
    C
    FUGRO
    2411.8
    [m]
    C
    FUGRO
    2415.3
    [m]
    C
    FUGRO
    2418.9
    [m]
    C
    FUGRO
    2420.0
    [m]
    C
    ROBERTSO
    2420.6
    [m]
    C
    FUGRO
    2422.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2425.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2427.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2430.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2432.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2435.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2437.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2437.0
    [m]
    C
    FUGRO
    2437.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2440.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2442.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2445.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2447.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2450.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2452.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2455.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2457.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2457.0
    [m]
    C
    FUGRO
    2457.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2460.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2462.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2465.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2467.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2470.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2472.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2475.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2477.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2477.0
    [m]
    C
    FUGRO
    2480.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2482.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2484.0
    [m]
    C
    ROBERTSO
    2485.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2487.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2487.1
    [m]
    C
    FUGRO
    2489.0
    [m]
    C
    ROBERTSO
    2489.2
    [m]
    C
    FUGRO
    2490.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2498.6
    [m]
    C
    FUGRO
    2501.0
    [m]
    C
    ROBERTSO
    2502.2
    [m]
    C
    FUGRO
    2511.0
    [m]
    C
    ROBERTSO
    2511.2
    [m]
    C
    FUGRO
    2514.5
    [m]
    C
    FUGRO
    2515.3
    [m]
    C
    FUGRO
    2516.2
    [m]
    C
    FUGRO
    2517.6
    [m]
    C
    FUGRO
    2519.2
    [m]
    C
    FUGRO
    2520.5
    [m]
    C
    FUGRO
    2521.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2524.0
    [m]
    C
    ROBERTSO
    2536.0
    [m]
    C
    ROBERT
    2541.0
    [m]
    C
    ROBERT
    2548.0
    [m]
    C
    ROBERT
    2554.3
    [m]
    C
    ROBERT
    2562.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2565.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2567.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2567.5
    [m]
    C
    FUGRO
    2567.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2570.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    2572.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2575.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2577.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2578.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2580.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2582.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2585.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2587.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2588.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2590.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2590.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    2592.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2595.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2600.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2600.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    2602.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2605.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2606.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2607.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2610.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2612.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2613.0
    [m]
    C
    FUGRO
    2613.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2615.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2617.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2620.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2621.8
    [m]
    C
    HYDRO
    2624.6
    [m]
    C
    HYDRO
    2627.1
    [m]
    C
    HYDRO
    2629.9
    [m]
    C
    HYDRO
    2630.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    2632.7
    [m]
    C
    HYDRO
    2633.9
    [m]
    C
    HYDRO
    2634.5
    [m]
    C
    HYDRO
    2636.1
    [m]
    C
    HYDRO
    2640.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    2654.1
    [m]
    C
    HYDRO
    2657.2
    [m]
    C
    HYDRO
    2662.6
    [m]
    C
    HYDRO
    2663.1
    [m]
    C
    HYDRO
    2664.8
    [m]
    C
    HYDRO
    2667.7
    [m]
    C
    HYDRO
    2670.9
    [m]
    C
    HYDRO
    2672.9
    [m]
    C
    HYDRO
    2674.8
    [m]
    C
    HYDRO
    2676.8
    [m]
    C
    HYDRO
    2679.6
    [m]
    C
    HYDRO
    2682.5
    [m]
    C
    HYDRO
    2682.6
    [m]
    C
    HYDRO
    2685.5
    [m]
    C
    HYDRO
    2688.5
    [m]
    C
    HYDRO
    2690.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    2691.6
    [m]
    C
    HYDRO
    2694.4
    [m]
    C
    HYDRO
    2694.4
    [m]
    C
    HYDRO
    2697.3
    [m]
    C
    HYDRO
    2699.2
    [m]
    C
    HYDRO
    2700.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    2700.1
    [m]
    C
    HYDRO
    2702.4
    [m]
    C
    HYDRO
    2712.5
    [m]
    C
    HYDRO
    2712.6
    [m]
    C
    HYDRO
    2716.5
    [m]
    C
    HYDRO
    2719.8
    [m]
    C
    HYDRO
    2720.4
    [m]
    C
    HYDRO
    2724.3
    [m]
    C
    HYDRO
    2733.4
    [m]
    C
    HYDRO
    2740.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    2742.6
    [m]
    C
    HYDRO
    2750.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    2750.6
    [m]
    C
    HYDRO
    2759.9
    [m]
    C
    HYDRO
    2770.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    2772.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2776.7
    [m]
    C
    HYDRO
    2779.5
    [m]
    C
    HYDRO
    2783.7
    [m]
    C
    HYDRO
    2785.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    2789.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2789.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2805.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2813.0
    [m]
    SWC
    HYDRO

  • 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
    TEST-1
    2342.00
    2330.00
    23.02.1991 - 02:45
    YES
    DST
    TEST-2
    2295.50
    2310.50
    11.03.1991 - 03:55
    YES
    DST
    TEST-3
    2187.20
    2211.20
    CONDENSATE
    19.03.1991 - 02:25
    YES
    DST
    TEST- 4
    2130.00
    2100.00
    CONDENSATE
    27.03.1991 - 16:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    2.72

  • 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
    0.67
    pdf
    0.18

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    24.25

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2330
    2342
    12.7
    2.0
    2295
    2310
    25.4
    3.0
    2187
    2211
    25.4
    4.0
    2100
    2130
    25.4
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    14.400
    83
    2.0
    11.200
    3.0
    10.600
    4.0
    11.900
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    289
    2063000
    0.826
    0.608
    714
    2.0
    206
    881000
    0.720
    0.668
    4276
    3.0
    205
    803000
    0.732
    0.664
    3897
    4.0
    202
    954000
    0.726
    0.664
    4717

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CST GR
    1035
    1952
    CST GR
    1962
    2813
    DIL BHC GR SP
    1003
    1950
    DIL DITE GR SP AMS
    1937
    2884
    DIL GR SP
    392
    614
    DLL MSFL GR SP AMS
    2075
    2400
    DSI NGS
    1895
    2887
    FMS4 GR
    1937
    2887
    LDL CNL GR
    1937
    2884
    LDL GR
    1003
    1950
    MWD LWD - GR RES DIR
    392
    2885
    RFT AMS
    2103
    2835
    RFT AMS
    2367
    2368
    VSP GR
    1280
    2870

  • 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
    477.0
    36
    479.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1003.0
    17 1/2
    1018.0
    1.37
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1939.0
    12 1/4
    1953.0
    1.40
    LOT
    LINER
    7
    2434.0
    8 1/2
    2885.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    464
    1.20
    1.0
    1.0
    WATER BASED
    03.01.1991
    477
    1.20
    1.0
    1.0
    WATER BASED
    07.01.1991
    477
    1.20
    1.0
    1.0
    WATER BASED
    03.01.1991
    478
    1.05
    1.0
    1.0
    WATER BASED
    08.01.1991
    478
    1.05
    1.0
    1.0
    WATER BASED
    09.01.1991
    479
    1.05
    1.0
    1.0
    WATER BASED
    11.01.1991
    1018
    1.05
    1.0
    1.0
    WATER BASED
    14.01.1991
    1018
    1.11
    19.0
    14.0
    WATER BASED
    14.01.1991
    1018
    1.12
    19.0
    14.0
    WATER BASED
    14.01.1991
    1060
    1.12
    10.0
    7.0
    WATER BASED
    15.01.1991
    1297
    1.13
    11.0
    11.0
    WATER BASED
    16.01.1991
    1310
    1.14
    10.0
    11.0
    WATER BASED
    17.01.1991
    1336
    1.18
    11.0
    10.0
    WATER BASED
    18.01.1991
    1646
    1.19
    8.0
    12.0
    WATER BASED
    21.01.1991
    1759
    1.20
    15.0
    11.0
    WATER BASED
    21.01.1991
    1918
    1.20
    15.0
    11.0
    WATER BASED
    21.01.1991
    1953
    1.22
    14.0
    10.0
    WATER BASED
    23.01.1991
    1953
    1.22
    16.0
    11.0
    WATER BASED
    25.01.1991
    2106
    1.22
    14.0
    11.0
    WATER BASED
    25.01.1991
    2111
    1.23
    15.0
    9.0
    WATER BASED
    29.01.1991
    2142
    1.22
    16.0
    11.0
    WATER BASED
    29.01.1991
    2181
    1.22
    10.0
    6.0
    WATER BASED
    26.03.1991
    2181
    1.22
    10.0
    6.0
    WATER BASED
    26.03.1991
    2181
    1.22
    10.0
    6.0
    WATER BASED
    27.03.1991
    2181
    1.22
    10.0
    6.0
    WATER BASED
    26.03.1991
    2272
    1.22
    13.0
    12.0
    WATER BASED
    29.01.1991
    2293
    1.22
    9.0
    8.0
    WATER BASED
    18.03.1991
    2293
    1.22
    9.0
    8.0
    WATER BASED
    18.03.1991
    2293
    1.22
    10.0
    6.0
    WATER BASED
    20.03.1991
    2293
    1.22
    10.0
    6.0
    WATER BASED
    20.03.1991
    2293
    1.22
    10.0
    6.0
    WATER BASED
    21.03.1991
    2293
    1.22
    10.0
    6.0
    WATER BASED
    22.03.1991
    2293
    1.22
    10.0
    6.0
    WATER BASED
    26.03.1991
    2311
    1.22
    10.0
    7.0
    WATER BASED
    15.03.1991
    2311
    1.22
    10.0
    7.0
    WATER BASED
    18.03.1991
    2311
    1.22
    10.0
    7.0
    WATER BASED
    15.03.1991
    2311
    1.22
    10.0
    7.0
    WATER BASED
    13.03.1991
    2311
    1.22
    10.0
    7.0
    WATER BASED
    14.03.1991
    2327
    1.22
    13.0
    11.0
    WATER BASED
    30.01.1991
    2350
    1.22
    13.0
    10.0
    WATER BASED
    30.01.1991
    2382
    1.22
    10.0
    8.0
    WATER BASED
    05.03.1991
    2382
    1.22
    8.0
    8.0
    WATER BASED
    05.03.1991
    2382
    1.22
    9.0
    7.0
    WATER BASED
    05.03.1991
    2382
    1.22
    9.0
    7.0
    WATER BASED
    06.03.1991
    2382
    1.22
    8.0
    7.0
    WATER BASED
    07.03.1991
    2382
    1.22
    8.0
    7.0
    WATER BASED
    08.03.1991
    2393
    1.22
    12.0
    10.0
    WATER BASED
    31.01.1991
    2421
    1.22
    15.0
    10.0
    WATER BASED
    01.02.1991
    2434
    1.22
    12.0
    8.0
    WATER BASED
    19.02.1991
    2434
    1.22
    12.0
    6.0
    WATER BASED
    19.02.1991
    2434
    1.22
    12.0
    6.0
    WATER BASED
    20.02.1991
    2436
    1.22
    13.0
    5.0
    WATER BASED
    19.02.1991
    2436
    1.22
    13.0
    5.0
    WATER BASED
    19.02.1991
    2436
    1.22
    10.0
    8.0
    WATER BASED
    01.03.1991
    2483
    1.22
    11.0
    9.0
    WATER BASED
    05.02.1991
    2537
    1.22
    12.0
    8.0
    WATER BASED
    05.02.1991
    2564
    1.22
    12.0
    9.0
    WATER BASED
    05.02.1991
    2621
    1.22
    13.0
    8.0
    WATER BASED
    05.02.1991
    2666
    1.22
    12.0
    10.0
    WATER BASED
    06.02.1991
    2694
    1.22
    12.0
    11.0
    WATER BASED
    07.02.1991
    2732
    1.22
    13.0
    10.0
    WATER BASED
    08.02.1991
    2732
    1.22
    13.0
    10.0
    WATER BASED
    08.02.1991
    2765
    1.22
    13.0
    9.0
    WATER BASED
    12.02.1991
    2778
    1.22
    11.0
    11.0
    WATER BASED
    12.02.1991
    2856
    1.22
    12.0
    11.0
    WATER BASED
    12.02.1991
    2885
    1.22
    13.0
    10.0
    WATER BASED
    12.02.1991
    2885
    1.22
    13.0
    10.0
    WATER BASED
    13.02.1991
    2885
    1.22
    13.0
    10.0
    WATER BASED
    14.02.1991
    2885
    1.22
    12.0
    10.0
    WATER BASED
    15.02.1991
    3436
    1.22
    12.0
    6.0
    WATER BASED
    21.02.1991
    3436
    1.22
    12.0
    6.0
    WATER BASED
    22.02.1991
    3436
    1.22
    12.0
    6.0
    WATER BASED
    26.02.1991
    3436
    1.22
    12.0
    6.0
    WATER BASED
    26.02.1991
    3436
    1.22
    11.0
    6.0
    WATER BASED
    26.02.1991
    3436
    1.22
    11.0
    6.0
    WATER BASED
    26.02.1991
    3436
    1.22
    10.0
    8.0
    WATER BASED
    27.02.1991
    3436
    1.22
    10.0
    8.0
    WATER BASED
    28.02.1991

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    2508.46
    [m ]
    2506.50
    [m ]
    2490.45
    [m ]
    2380.23
    [m ]
    2366.49
    [m ]
    2334.50
    [m ]
    2326.48
    [m ]
    2306.25
    [m ]
    2301.50
    [m ]
    2282.75
    [m ]
    2273.50
    [m ]
    2132.42
    [m ]
    2127.72
    [m ]
    2111.05
    [m ]
    2278.50
    [m ]
    2639.28
    [m ]
    2698.10
    [m ]
    2707.08
    [m ]
    2715.62
    [m ]

  • 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
    0.23