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

30/9-10

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.
    30/9-10
    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.
    30/9-10
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH 8502-332 X-OVER NH 8502-430
    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.
    646-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    53
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    31.07.1990
    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.
    21.09.1990
    Plugget og forlatt dato
    Dato P&A-operasjonen av brønnbanen var ferdig, som innmeldt av operatør til DDRS (Daily Drilling Reporting System). Forekommer bare en gang pr. brønnhode/overflateposisjon.
    11.05.2000
    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.
    21.09.1992
    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.
    06.01.2014
    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.
    INTRA DRAUPNE FM SS
    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.
    TARBERT 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.
    99.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3649.0
    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).
    3642.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    11
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    131
    Eldste penetrerte alder
    Alder (iflg. Geologic Time Scale 2004 by F. M. Gradstein, et al. (2004)) til den eldste formasjonen det er blitt boret gjennom. Kan avvike fra alder ved TD for eksempel i avviksbrønner. Eksempler for lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EARLY PERMIAN, EARLY TRIASSIC, EOCENE.
    EARLY JURASSIC
    Eldste penetrerte formasjon
    Navn på den eldste litostratigrafiske enheten som brønnbanen har penetrert. Vises bare på brønner som er frigitt. I de fleste brønnbaner er dette formasjonen eller gruppen påtruffet i bunnen av brønnbanen. Kan avvike fra formasjonen eller gruppen ved TD for eksempel i brønnbaner som er boret med høy avvik eller gjennom forkastninger. Eksempler på lovlige verdier: AMUNDSEN FM, BALDER FM, BASEMENT, BLODØKS FM, BRYNE FM, BURTON FM, COOK FM, DRAKE FM, DRAUPNE FM, EKOFISK FM, SHETLAND GP.
    STATFJORD GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 23' 23.2'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 47' 13.16'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6694997.50
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    488258.20
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1514

  • Brønnhistorie
    General
    Well 30/9-10 was drilled in the Omega South segment on the Oseberg Fault Block in the North Sea. The primary objective was to test the hydrocarbon potential in the Tarbert Formation. Secondary objectives were to test the Cook Formation and the Statfjord Group.
    Operations and results
    Wildcat well was spudded with the semi-submersible installation Vildkat on 31 July 1990 and drilled to TD at 3649 m in the Early Jurassic Statfjord Group. An 8 1/2" pilot hole was drilled from 210 to 350 m to check a possible shallow gas zone at 329 m. No gas was encountered. No significant problem was encountered in the operations. The well was drilled with spud mud down to 1059 m and with KCl/polymer mud from 1059 m to TD.
    The Draupne Formation was encountered at 2717 m and Intra Draupne Formation sandstone was penetrated from 2756 m to top Tarbert Formation at 2783 m. The Draupne Formation sandstone and the Upper Tarbert Formation were found to be oil bearing from 2756 - 2833 m. Poor to moderate oil shows continued down to 2858 m. No oil shows were recorded below this depth or above top Draupne Formation. The Middle Tarbert is poor or tight, and non-moveable hydrocarbons were present in the Lower Tarbert, which are interpreted from core analysis to be residual oil. The net pay was determined to be 55 m, with an average water saturation of 36.4% and average porosity of 17.5%. RFT data defines an oil gradient through Draupne and Upper Tarbert sandstones, which intersects with the Lower Tarbert water gradient at 2833 m in the Middle Tarbert. However, it is uncertain whether the oil gradient in the Upper Tarbert and the water gradient of the Lower Tarbert belong to the same pressure system. Consequently an oil-water contact was not proven in the well. The Cook Formation and the Statfjord Group were found water bearing with no shows.
    Three cores were cut from 2725 m to 2732.5 m in the Draupne Formation. Poor recovery was obtained in these cores. Another four cores were cut from 2747 m in the Draupne Formation, through Intra Draupne Formation sandstone, the Tarbert Formation, and to 2894.5 m in the Ness Formation. Good recovery was obtained in these cores. RFT fluid samples were taken at 2775 m (oil, gas and water/filtrate) and 2822 m (oil, gas and water/filtrate).
    The well was suspended on 21 September 1990 as an oil discovery.
    Testing
    Two drill stem tests were performed.
    DST 1A tested the interval 2757 - 2776 m in Intra Draupne Formation sandstones. It produced oil and gas at average rates of 379 Sm3/day and 42100 Sm3/day respectively on a 15.9 mm choke. The GOR was 111 Sm3/Sm3, with oil gravity 0.861 g/cc and gas gravity 0.754 (air =1). The flowing well head pressure was 43.6 bars and the bottom hole temperature 107.0 degrees C. The well produced 0.8% CO2 and no H2S.
    DST 1B tested the intervals 2757.0 - 2776.0 m Intra Draupne Formation sandstones and 2779.7 - 2824.7 m in upper Tarbert Formation. Oil flowed at an average rate of 986 Sm3/day and gas flowed at an average rate of 84800 Sm3/day on a 19.1 mm choke. The GOR was 86 Sm3/Sm3, with oil gravity 0.861 g/cc and gas gravity 0.754 (air=l). The flowing well head pressure was 80.8 bars and the bottom hole temperature 108.4 degrees C. The well produced 0.6% CO2 and no H2S.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1070.00
    3642.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2725.0
    2725.1
    [m ]
    2
    2726.0
    2729.0
    [m ]
    3
    2730.0
    2732.1
    [m ]
    4
    2747.0
    2771.0
    [m ]
    5
    2774.5
    2824.1
    [m ]
    6
    2825.0
    2871.3
    [m ]
    7
    2872.5
    2895.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    147.6
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2725-2731m
    Kjerne bilde med dybde: 2731-2750m
    Kjerne bilde med dybde: 2750-2755m
    Kjerne bilde med dybde: 2755-2760m
    Kjerne bilde med dybde: 2760-2765m
    2725-2731m
    2731-2750m
    2750-2755m
    2755-2760m
    2760-2765m
    Kjerne bilde med dybde: 2765-2770m
    Kjerne bilde med dybde: 2770-2775m
    Kjerne bilde med dybde: 2775-2780m
    Kjerne bilde med dybde: 2780-2785m
    Kjerne bilde med dybde: 2785-2790m
    2765-2770m
    2770-2775m
    2775-2780m
    2780-2785m
    2785-2790m
    Kjerne bilde med dybde: 2790-2795m
    Kjerne bilde med dybde: 2795-2800m
    Kjerne bilde med dybde: 2800-2805m
    Kjerne bilde med dybde: 2805-2810m
    Kjerne bilde med dybde: 2810-2815m
    2790-2795m
    2795-2800m
    2800-2805m
    2805-2810m
    2810-2815m
    Kjerne bilde med dybde: 2815-2810m
    Kjerne bilde med dybde: 2820-2824m
    Kjerne bilde med dybde: 2825-2830m
    Kjerne bilde med dybde: 2830-2835m
    Kjerne bilde med dybde: 2835-2840m
    2815-2810m
    2820-2824m
    2825-2830m
    2830-2835m
    2835-2840m
    Kjerne bilde med dybde: 2840-2845m
    Kjerne bilde med dybde: 2845-2850m
    Kjerne bilde med dybde: 2850-2855m
    Kjerne bilde med dybde: 2855-2860m
    Kjerne bilde med dybde: 2860-2865m
    2840-2845m
    2845-2850m
    2850-2855m
    2855-2860m
    2860-2865m
    Kjerne bilde med dybde: 2865-2870m
    Kjerne bilde med dybde: 2870-2875m
    Kjerne bilde med dybde: 2875-2880m
    Kjerne bilde med dybde: 2880-2885m
    Kjerne bilde med dybde: 2885-2890m
    2865-2870m
    2870-2875m
    2875-2880m
    2880-2885m
    2885-2890m
    Kjerne bilde med dybde: 2890-2895m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2890-2895m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1090.0
    [m]
    DC
    RRI
    1130.0
    [m]
    DC
    RRI
    1250.0
    [m]
    DC
    RRI
    1310.0
    [m]
    DC
    RRI
    1330.0
    [m]
    DC
    RRI
    1370.0
    [m]
    DC
    RRI
    1450.0
    [m]
    DC
    RRI
    1470.0
    [m]
    DC
    RRI
    1490.0
    [m]
    DC
    RRI
    1510.0
    [m]
    DC
    RRI
    1530.0
    [m]
    DC
    RRI
    1550.0
    [m]
    DC
    RRI
    1570.0
    [m]
    DC
    RRI
    1590.0
    [m]
    DC
    RRI
    1610.0
    [m]
    DC
    RRI
    1630.0
    [m]
    DC
    RRI
    1650.0
    [m]
    DC
    RRI
    1670.0
    [m]
    DC
    RRI
    1690.0
    [m]
    DC
    RRI
    1710.0
    [m]
    DC
    RRI
    1730.0
    [m]
    DC
    RRI
    1750.0
    [m]
    DC
    RRI
    1770.0
    [m]
    DC
    RRI
    1870.0
    [m]
    DC
    RRI
    1890.0
    [m]
    DC
    RRI
    1910.0
    [m]
    DC
    RRI
    1930.0
    [m]
    DC
    RRI
    1950.0
    [m]
    DC
    RRI
    1970.0
    [m]
    DC
    RRI
    1990.0
    [m]
    DC
    RRI
    2010.0
    [m]
    DC
    RRI
    2030.0
    [m]
    DC
    RRI
    2050.0
    [m]
    DC
    RRI
    2060.0
    [m]
    DC
    RRI
    2070.0
    [m]
    DC
    RRI
    2090.0
    [m]
    DC
    RRI
    2105.0
    [m]
    DC
    RRI
    2120.0
    [m]
    DC
    RRI
    2135.0
    [m]
    DC
    RRI
    2150.0
    [m]
    DC
    RRI
    2165.0
    [m]
    DC
    RRI
    2180.0
    [m]
    DC
    RRI
    2190.0
    [m]
    DC
    RRI
    2210.0
    [m]
    DC
    RRI
    2225.0
    [m]
    DC
    RRI
    2240.0
    [m]
    DC
    RRI
    2255.0
    [m]
    DC
    RRI
    2270.0
    [m]
    DC
    RRI
    2285.0
    [m]
    DC
    RRI
    2300.0
    [m]
    DC
    RRI
    2315.0
    [m]
    DC
    RRI
    2330.0
    [m]
    DC
    RRI
    2345.0
    [m]
    DC
    RRI
    2360.0
    [m]
    DC
    RRI
    2375.0
    [m]
    DC
    RRI
    2410.0
    [m]
    DC
    RRI
    2440.0
    [m]
    DC
    RRI
    2470.0
    [m]
    DC
    RRI
    2500.0
    [m]
    DC
    RRI
    2530.0
    [m]
    DC
    RRI
    2560.0
    [m]
    DC
    RRI
    2590.0
    [m]
    DC
    RRI
    2613.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2620.0
    [m]
    DC
    RRI
    2650.0
    [m]
    DC
    RRI
    2685.0
    [m]
    DC
    RRI
    2703.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2706.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2709.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2710.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2712.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2715.0
    [m]
    DC
    RRI
    2715.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2719.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2722.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2723.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2725.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2726.2
    [m]
    C
    HYDRO
    2727.2
    [m]
    C
    HYDRO
    2728.8
    [m]
    C
    HYDRO
    2730.6
    [m]
    C
    HYDRO
    2731.9
    [m]
    C
    HYDRO
    2737.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2740.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2742.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2745.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2747.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2748.8
    [m]
    C
    HYDRO
    2749.7
    [m]
    C
    HYDRO
    2750.3
    [m]
    C
    HYDRO
    2750.9
    [m]
    C
    HYDRO
    2755.2
    [m]
    C
    HYDRO
    2759.2
    [m]
    C
    HYDRO
    2763.3
    [m]
    C
    HYDRO
    2767.6
    [m]
    C
    HYDRO
    2769.9
    [m]
    C
    HYDRO
    2771.9
    [m]
    C
    HYDRO
    2773.4
    [m]
    C
    HYDRO
    2775.5
    [m]
    C
    HYDRO
    2777.5
    [m]
    C
    HYDRO
    2779.2
    [m]
    C
    HYDRO
    2781.1
    [m]
    C
    HYDRO
    2781.8
    [m]
    C
    HYDRO
    2782.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2782.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2792.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2792.5
    [m]
    C
    HYDRO
    2796.6
    [m]
    C
    HYDRO
    2797.2
    [m]
    C
    HYDRO
    2803.1
    [m]
    C
    HYDRO
    2804.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2812.7
    [m]
    C
    HYDRO
    2813.9
    [m]
    C
    HYDRO
    2815.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2819.3
    [m]
    C
    HYDRO
    2825.1
    [m]
    C
    HYDRO
    2827.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2830.6
    [m]
    C
    HYDRO
    2836.8
    [m]
    C
    HYDRO
    2839.2
    [m]
    C
    HYDRO
    2844.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2845.9
    [m]
    C
    HYDRO
    2848.8
    [m]
    C
    HYDRO
    2851.1
    [m]
    C
    HYDRO
    2857.3
    [m]
    C
    HYDRO
    2864.5
    [m]
    C
    HYDRO
    2867.3
    [m]
    C
    HYDRO
    2868.1
    [m]
    C
    HYDRO
    2869.1
    [m]
    C
    HYDRO
    2872.5
    [m]
    C
    HYDRO
    2876.5
    [m]
    C
    HYDRO
    2883.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2886.4
    [m]
    C
    HYDRO
    2891.3
    [m]
    C
    HYDRO
    2892.9
    [m]
    C
    HYDRO
    2899.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2908.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2914.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2925.0
    [m]
    DC
    RRI
    2932.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2947.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2953.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2965.0
    [m]
    DC
    RRI
    2975.0
    [m]
    DC
    RRI
    2984.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2992.0
    [m]
    DC
    RRI
    3002.0
    [m]
    DC
    RRI
    3011.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3022.0
    [m]
    DC
    RRI
    3026.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3028.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3036.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3051.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3066.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3082.0
    [m]
    DC
    RRI
    3085.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3091.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3095.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3109.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3112.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3115.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3130.0
    [m]
    DC
    RRI
    3130.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3131.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3140.0
    [m]
    DC
    RRI
    3152.0
    [m]
    DC
    RRI
    3162.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3172.0
    [m]
    DC
    RRI
    3180.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3192.0
    [m]
    DC
    RRI
    3201.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3212.0
    [m]
    DC
    RRI
    3232.0
    [m]
    DC
    RRI
    3242.0
    [m]
    DC
    RRI
    3248.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3262.0
    [m]
    DC
    RRI
    3272.0
    [m]
    DC
    RRI
    3282.0
    [m]
    DC
    RRI
    3295.0
    [m]
    DC
    RRI
    3302.0
    [m]
    DC
    RRI
    3315.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3322.0
    [m]
    DC
    RRI
    3332.0
    [m]
    DC
    RRI
    3342.0
    [m]
    DC
    RRI
    3352.0
    [m]
    DC
    RRI
    3362.0
    [m]
    DC
    RRI
    3372.0
    [m]
    DC
    RRI
    3382.0
    [m]
    DC
    RRI
    3392.0
    [m]
    DC
    RRI
    3402.0
    [m]
    DC
    RRI
    3412.0
    [m]
    DC
    RRI
    3425.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3432.0
    [m]
    DC
    RRI
    3446.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3452.0
    [m]
    DC
    RRI
    3462.0
    [m]
    DC
    RRI
    3478.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3482.0
    [m]
    DC
    RRI
    3502.0
    [m]
    DC
    RRI
    3512.0
    [m]
    DC
    RRI
    3521.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3532.0
    [m]
    DC
    RRI
    3542.0
    [m]
    DC
    RRI
    3552.0
    [m]
    DC
    RRI
    3562.0
    [m]
    DC
    RRI
    3572.0
    [m]
    DC
    RRI
    3582.0
    [m]
    DC
    RRI
    3591.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3602.0
    [m]
    DC
    RRI
    3622.0
    [m]
    DC
    RRI
    3625.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3637.0
    [m]
    DC
    RRI
    3638.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3646.0
    [m]
    DC
    RRI

  • 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
    DST1A
    2757.00
    2776.00
    10.12.1990 - 00:00
    YES
    DST
    DST1B
    2779.70
    2824.70
    10.12.1990 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.55
    pdf
    1.21
    pdf
    4.04

  • 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
    0.23
    pdf
    0.23

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    3.43
    pdf
    26.04

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2757
    2776
    15.9
    2.0
    2757
    2824
    19.1
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    379
    421000
    0.861
    0.754
    111
    2.0
    986
    848000
    0.861
    0.754
    86

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL
    2125
    2690
    CST
    2702
    3638
    DIL LSS GR SP AMS
    1041
    2705
    DIL SDT GR SP AMS
    2762
    2868
    DLL MSFL GR AMS
    2701
    2891
    FMS4 GR AMS
    2702
    3651
    LDL CNL
    1041
    2685
    LDL CNL
    2701
    2879
    LDL CNL GR AMS
    2820
    3651
    LWD GR RES DIR
    210
    350
    MWD - GR RES DIR
    124
    3565
    NGL
    2702
    2870
    NGL
    2820
    3642
    RFT AMS
    2757
    3103
    RFT AMS
    2762
    2868
    RFT AMS
    3622
    3634
    VSP
    2200
    3650

  • 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
    209.0
    36
    210.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1040.0
    17 1/2
    1059.0
    1.87
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2701.0
    12 1/4
    2716.0
    1.87
    LOT
    LINER
    7
    2996.0
    8 1/2
    3649.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    124
    1.20
    WATER BASED
    31.07.1990
    210
    1.20
    WATER BASED
    01.08.1990
    224
    1.20
    WATER BASED
    02.08.1990
    350
    1.16
    11.0
    10.0
    WATER BASED
    19.09.1990
    483
    1.20
    WATER BASED
    03.08.1990
    1059
    1.20
    WATER BASED
    06.08.1990
    1059
    1.20
    WATER BASED
    06.08.1990
    1132
    1.20
    10.0
    8.0
    WATER BASED
    06.08.1990
    1984
    1.40
    29.0
    9.0
    WATER BASED
    09.08.1990
    2306
    1.41
    29.0
    9.0
    WATER BASED
    10.08.1990
    2465
    1.40
    26.0
    12.0
    WATER BASED
    13.08.1990
    2716
    1.42
    25.0
    9.0
    WATER BASED
    13.08.1990
    2716
    1.42
    20.0
    11.0
    WATER BASED
    14.08.1990
    2716
    1.42
    25.0
    9.0
    WATER BASED
    13.08.1990
    2725
    1.27
    15.0
    9.0
    WATER BASED
    15.08.1990
    2730
    1.27
    16.0
    8.0
    WATER BASED
    16.08.1990
    2747
    1.28
    17.0
    8.0
    WATER BASED
    17.08.1990
    2774
    1.28
    16.0
    8.0
    WATER BASED
    20.08.1990
    2825
    1.28
    22.0
    8.0
    WATER BASED
    20.08.1990
    2873
    1.27
    19.0
    7.0
    WATER BASED
    20.08.1990
    2895
    1.90
    19.0
    1.0
    WATER BASED
    21.08.1990
    2895
    1.26
    19.0
    7.0
    WATER BASED
    22.08.1990
    3002
    1.22
    13.0
    5.0
    WATER BASED
    31.08.1990
    3002
    1.22
    13.0
    5.0
    WATER BASED
    03.09.1990
    3002
    1.22
    17.0
    10.0
    WATER BASED
    03.09.1990
    3002
    1.22
    18.0
    11.0
    WATER BASED
    04.09.1990
    3002
    1.22
    19.0
    11.0
    WATER BASED
    05.09.1990
    3002
    1.22
    22.0
    10.0
    WATER BASED
    06.09.1990
    3002
    1.22
    22.0
    10.0
    WATER BASED
    07.09.1990
    3002
    1.15
    11.0
    12.0
    WATER BASED
    10.09.1990
    3002
    1.15
    11.0
    13.0
    WATER BASED
    10.09.1990
    3002
    1.15
    11.0
    13.0
    WATER BASED
    10.09.1990
    3002
    1.15
    11.0
    13.0
    WATER BASED
    11.09.1990
    3002
    1.15
    11.0
    13.0
    WATER BASED
    13.09.1990
    3002
    1.15
    11.0
    13.0
    WATER BASED
    14.09.1990
    3002
    1.15
    11.0
    13.0
    WATER BASED
    17.09.1990
    3002
    1.15
    11.0
    10.0
    WATER BASED
    17.09.1990
    3002
    1.16
    11.0
    10.0
    WATER BASED
    18.09.1990
    3002
    1.22
    18.0
    11.0
    WATER BASED
    03.09.1990
    3002
    1.15
    11.0
    13.0
    WATER BASED
    17.09.1990
    3258
    1.27
    18.0
    7.0
    WATER BASED
    23.08.1990
    3649
    1.27
    23.0
    8.0
    WATER BASED
    27.08.1990
    3649
    1.27
    14.0
    6.0
    WATER BASED
    27.08.1990
    3649
    1.27
    21.0
    9.0
    WATER BASED
    27.08.1990
    3649
    1.27
    20.0
    8.0
    WATER BASED
    29.08.1990
    3649
    1.27
    20.0
    7.0
    WATER BASED
    29.08.1990

  • 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