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

15/9-1

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.
    15/9-1
    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).
    APPRAISAL
    Status
    Status for brønnbanen. Lovlige verdier:

    BLOWOUT: Det har vært blowout i brønnen.
    CLOSED: Utvinningsbrønnbane som er stengt for produksjon/injeksjon i kortere eller lengre periode. Statusen er også brukt på ferdig borete brønnbaner, der månedlig produksjon/injeksjon ikke har blitt rapportert enda.
    DRILLING: Brønnen er i borefasen. Kan være i aktiv boring, logging, testing eller plugging.
    JUNKED: Boringen ble avsluttet pga tekniske problemer,
    P&A: For letebrønnbane: brønnbanen er plugget og forlatt, og kan ikke re-entres for videre bruk. For utvinningsbrønnbane: produksjon/injeksjon er avsluttet og brønnen er plugget. Brønnhodet er fjernet eller på annet vis gjort utilgjengelig for nye brønnoperasjoner.
    PLUGGED: Brønnbane som er plugget, men øvre deler av brønnbanen kan brukes til å bore nye sidesteg mot nye boremål.
    PRODUCING: Det ble produsert fra brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    INJECTING: Det ble injisert i brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    SUSPENDED: Brønnbane der boringen er midlertidig stoppet. Rettighetshaverne planlegger å fortsette boringen på et senere tidspunkt.
    WILL NEVER BE DRILLED: Brønnbane som er registrert med navn og WellID av Sokkeldirektoratet, men som av ulike årsaker ikke vil bli boret.
    P&A
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORTH SEA
    Felt
    Navn på feltet som brønnbanen er relatert til.
    Funn
    Navn på funnet som brønnbanen er relatert til.
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    15/9-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    Line 610-402 & Sp 721
    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.
    171-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    96
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    24.02.1977
    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.
    30.05.1977
    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.
    30.05.1979
    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.
    11.02.2005
    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/GAS
    Funnbrønnbane
    Indikator som forteller om brønnbanen påviste et nytt funn. Lovlige verdier: YES, NO. For brønnbaner der resultatet ikke er pressemeldt eller på annet vis avklart, blir «NO» benyttet.
    NO
    1. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    MIDDLE JURASSIC
    1. nivå med hydrokarboner, formasjon.
    Navn på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor hydrokarboner er blitt påvist. Vises bare på brønner som er frigitt. Eksempler på lovlige verdier: BASEMENT, COOK FM, EKOFISK FM, HEIMDAL FM, SANDNES FM, SOGNEFJORD FM, TARBERT FM, BRENT GP. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    HUGIN 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.
    SLEIPNER 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.
    106.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3734.0
    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).
    3733.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    3.75
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    96
    Eldste penetrerte alder
    Alder (iflg. Geologic Time Scale 2004 by F. M. Gradstein, et al. (2004)) til den eldste formasjonen det er blitt boret gjennom. Kan avvike fra alder ved TD for eksempel i avviksbrønner. Eksempler for lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EARLY PERMIAN, EARLY TRIASSIC, EOCENE.
    LATE TRIASSIC
    Eldste penetrerte formasjon
    Navn på den eldste litostratigrafiske enheten som brønnbanen har penetrert. Vises bare på brønner som er frigitt. I de fleste brønnbaner er dette formasjonen eller gruppen påtruffet i bunnen av brønnbanen. Kan avvike fra formasjonen eller gruppen ved TD for eksempel i brønnbaner som er boret med høy avvik eller gjennom forkastninger. Eksempler på lovlige verdier: AMUNDSEN FM, BALDER FM, BASEMENT, BLODØKS FM, BRYNE FM, BURTON FM, COOK FM, DRAKE FM, DRAUPNE FM, EKOFISK FM, SHETLAND GP.
    SKAGERRAK FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    58° 28' 19'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 45' 11.76'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6482077.91
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    427277.67
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    322

  • Brønnhistorie
    General
    Well 15/9-1 is located in the Sleipner Field. It was drilled on a seismic structure in order to evaluate the Dogger sandstone (Hugin and Sleipner Formations) of Middle Jurassic age.
    Operations and results
    Wildcat well 15/9-1 was spudded with the semi-submersible installation Ross Rig on 24 February 1977 and drilled to TD at 3734 m in the Late Triassic Skagerrak Formation. Severe weather occurred on 31 March, at 3539 m, when the drill string was hung off in the wellhead and the lower marine package disconnected. Drilling commenced on 2 April. When washing/reaming back to TD at 3675 m with a bit to open up the rat hole the pipe stuck at 3647m. Jarring/fishing action was unsuccessful and the string was backed off at 3507 m. The hole was then plugged back, sidetracked and drilled to TD. The well was drilled with seawater and hi-vis pills to 415.5 m and with a seawater/conditioned bentonite/spersene mud system from 415.5 m to TD.
    Top of the Dogger sandstone (Hugin Formation) was encountered at 3530 m. Log evaluation gave a net productive pay of 56 m, of which 38 m was gas bearing and 18 m was oil bearing. Lowest producible hydrocarbon depth was top of coal bed at 3672 m. Good shows were recorded on cuttings in the interval 3633 m to 3687 m, and in porous sandstones on cores from 3545 m to 3667 m. The Jurassic sandstone was cored in nine cores between 3521 m and 3675.5 m. RFT fluid samples were taken at 9 depths in the interval 3525.5 m to 3701 m. Most of them recovered traces of condensate or oil together with mud filtrate and gas. Only three samples recovered measurable quantities of fluid hydrocarbons: 3528.8 m (5 - 15 ml condensate), 3596.5 m (500 ml condensate), and 3621 m (5 - 15 ml oil).
    The well was permanently abandoned on 30 May 1977 as an oil and gas appraisal.
    Testing
    Two DST's were performed.
    DST 1 perforated the interval 3660 m to 3655 m and flowed 1330 STBOPD (211.5 Sm3 oil /day) and 1420000 SCF/D (40210 Sm3 gas/day). This gives a GOR of 1070 SCF/STB (191 Sm3/Sm3). The gas gravity was 0.738 (air = 1), and oil gravity was 26 °API. Foam problems made it difficult to get reliable separator data: oil rates are probably maximum rates and GOR could thus be substantially higher.
    DST 2 perforated 3602 m to 3607 m and flowed 812 STBOPD (129.1 Sm3 oil/day) and 26000000 SCF/D (7362400 Sm3 gas/day). This gives a GOR of 32000 SCF/STB (5700 Sm3/Sm3). The gas gravity was 0.704 (air = 1) and oil gravity was 45.5 °API.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    170.00
    3734.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3521.0
    3539.3
    [m ]
    2
    3539.3
    3557.5
    [m ]
    3
    3557.5
    3567.7
    [m ]
    4
    3570.0
    3584.5
    [m ]
    5
    3587.8
    3602.3
    [m ]
    6
    3603.1
    3621.3
    [m ]
    7
    3621.3
    3639.1
    [m ]
    8
    3639.1
    3657.4
    [m ]
    9
    3657.4
    3675.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    148.2
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3539-3539m
    Kjerne bilde med dybde: 3536-3538m
    Kjerne bilde med dybde: 3534-3536m
    Kjerne bilde med dybde: 3531-3534m
    Kjerne bilde med dybde: 3529-3531m
    3539-3539m
    3536-3538m
    3534-3536m
    3531-3534m
    3529-3531m
    Kjerne bilde med dybde: 3526-3529m
    Kjerne bilde med dybde: 3523-3526m
    Kjerne bilde med dybde: 3521-3523m
    Kjerne bilde med dybde: 3555-3556m
    Kjerne bilde med dybde: 3552-3555m
    3526-3529m
    3523-3526m
    3521-3523m
    3555-3556m
    3552-3555m
    Kjerne bilde med dybde: 3550-3552m
    Kjerne bilde med dybde: 3547-3550m
    Kjerne bilde med dybde: 3545-3547m
    Kjerne bilde med dybde: 3543-3545m
    Kjerne bilde med dybde: 3541-3543m
    3550-3552m
    3547-3550m
    3545-3547m
    3543-3545m
    3541-3543m
    Kjerne bilde med dybde: 3539-3541m
    Kjerne bilde med dybde: 3566-3567m
    Kjerne bilde med dybde: 3563-3566m
    Kjerne bilde med dybde: 3561-3563m
    Kjerne bilde med dybde: 3559-3561m
    3539-3541m
    3566-3567m
    3563-3566m
    3561-3563m
    3559-3561m
    Kjerne bilde med dybde: 3557-3559m
    Kjerne bilde med dybde: 3556-3557m
    Kjerne bilde med dybde: 3584-3585m
    Kjerne bilde med dybde: 3581-3584m
    Kjerne bilde med dybde: 3579-3581m
    3557-3559m
    3556-3557m
    3584-3585m
    3581-3584m
    3579-3581m
    Kjerne bilde med dybde: 3577-3579m
    Kjerne bilde med dybde: 3574-3577m
    Kjerne bilde med dybde: 3572-3574m
    Kjerne bilde med dybde: 3569-3572m
    Kjerne bilde med dybde: 3567-3569m
    3577-3579m
    3574-3577m
    3572-3574m
    3569-3572m
    3567-3569m
    Kjerne bilde med dybde: 3601-3603m
    Kjerne bilde med dybde: 3599-3601m
    Kjerne bilde med dybde: 3596-3599m
    Kjerne bilde med dybde: 3594-3596m
    Kjerne bilde med dybde: 3592-3594m
    3601-3603m
    3599-3601m
    3596-3599m
    3594-3596m
    3592-3594m
    Kjerne bilde med dybde: 3589-3592m
    Kjerne bilde med dybde: 3587-3589m
    Kjerne bilde med dybde: 3586-3587m
    Kjerne bilde med dybde: 3619-2621m
    Kjerne bilde med dybde: 3617-3619m
    3589-3592m
    3587-3589m
    3586-3587m
    3619-2621m
    3617-3619m
    Kjerne bilde med dybde: 3615-3617m
    Kjerne bilde med dybde: 3612-3615m
    Kjerne bilde med dybde: 3610-3612m
    Kjerne bilde med dybde: 3608-3610m
    Kjerne bilde med dybde: 3605-3608m
    3615-3617m
    3612-3615m
    3610-3612m
    3608-3610m
    3605-3608m
    Kjerne bilde med dybde: 3603-3605m
    Kjerne bilde med dybde: 3636-3639m
    Kjerne bilde med dybde: 3633-3636m
    Kjerne bilde med dybde: 3631-3633m
    Kjerne bilde med dybde: 3629-3631m
    3603-3605m
    3636-3639m
    3633-3636m
    3631-3633m
    3629-3631m
    Kjerne bilde med dybde: 3626-3629m
    Kjerne bilde med dybde: 3624-3626m
    Kjerne bilde med dybde: 3621-3624m
    Kjerne bilde med dybde: 3649-3652m
    Kjerne bilde med dybde: 3647-3649m
    3626-3629m
    3624-3626m
    3621-3624m
    3649-3652m
    3647-3649m
    Kjerne bilde med dybde: 3644-3647m
    Kjerne bilde med dybde: 3641-3644m
    Kjerne bilde med dybde: 3639-3641m
    Kjerne bilde med dybde: 3655-3657m
    Kjerne bilde med dybde: 3652-3655m
    3644-3647m
    3641-3644m
    3639-3641m
    3655-3657m
    3652-3655m
    Kjerne bilde med dybde: 3660-3662m
    Kjerne bilde med dybde: 3657-3660m
    Kjerne bilde med dybde: 3665-3668m
    Kjerne bilde med dybde: 3662-3665m
    Kjerne bilde med dybde: 3668-3670m
    3660-3662m
    3657-3660m
    3665-3668m
    3662-3665m
    3668-3670m
    Kjerne bilde med dybde: 3670-3673m
    Kjerne bilde med dybde: 3673-3675m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3670-3673m
    3673-3675m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1640.0
    [m]
    DC
    RRI
    1670.0
    [m]
    DC
    RRI
    1700.0
    [m]
    DC
    RRI
    1730.0
    [m]
    DC
    RRI
    1760.0
    [m]
    DC
    RRI
    1790.0
    [m]
    DC
    RRI
    1810.0
    [m]
    DC
    RRI
    1820.0
    [m]
    DC
    RRI
    1860.0
    [m]
    DC
    RRI
    1870.0
    [m]
    DC
    RRI
    1890.0
    [m]
    DC
    RRI
    1910.0
    [m]
    DC
    RRI
    1920.0
    [m]
    DC
    RRI
    1940.0
    [m]
    DC
    RRI
    1960.0
    [m]
    DC
    RRI
    2000.0
    [m]
    DC
    RRI
    2020.0
    [m]
    DC
    RRI
    2040.0
    [m]
    DC
    RRI
    2060.0
    [m]
    DC
    RRI
    2070.0
    [m]
    DC
    RRI
    2140.0
    [m]
    DC
    RRI
    2160.0
    [m]
    DC
    RRI
    2180.0
    [m]
    DC
    RRI
    2200.0
    [m]
    DC
    RRI
    2220.0
    [m]
    DC
    RRI
    2230.0
    [m]
    DC
    RRI
    2350.0
    [m]
    DC
    RRI
    2362.0
    [m]
    DC
    RRI
    2380.0
    [m]
    DC
    RRI
    2395.0
    [m]
    DC
    RRI
    2410.0
    [m]
    SWC
    OD
    2425.0
    [m]
    DC
    RRI
    2440.0
    [m]
    DC
    RRI
    2455.0
    [m]
    DC
    RRI
    2470.0
    [m]
    DC
    RRI
    2479.0
    [m]
    DC
    RRI
    2506.0
    [m]
    DC
    RRI
    2521.0
    [m]
    DC
    RRI
    2536.0
    [m]
    DC
    RRI
    2551.0
    [m]
    DC
    RRI
    2566.0
    [m]
    DC
    RRI
    2581.0
    [m]
    DC
    RRI
    2596.0
    [m]
    DC
    RRI
    2614.0
    [m]
    DC
    RRI
    2620.0
    [m]
    DC
    RRI
    2623.0
    [m]
    DC
    RRI
    2647.0
    [m]
    DC
    RRI
    2656.0
    [m]
    DC
    RRI
    2665.0
    [m]
    DC
    RRI
    2674.0
    [m]
    DC
    RRI
    2683.0
    [m]
    DC
    RRI
    2692.0
    [m]
    DC
    RRI
    2701.0
    [m]
    DC
    RRI
    2710.0
    [m]
    DC
    RRI
    2719.0
    [m]
    DC
    RRI
    2737.0
    [m]
    DC
    RRI
    2746.0
    [m]
    DC
    RRI
    3301.0
    [m]
    DC
    3325.0
    [m]
    DC
    3331.0
    [m]
    DC
    3343.0
    [m]
    DC
    3349.0
    [m]
    DC
    3352.0
    [m]
    DC
    3361.0
    [m]
    DC
    3367.0
    [m]
    DC
    3373.0
    [m]
    DC
    3379.0
    [m]
    DC
    3391.0
    [m]
    DC
    3403.0
    [m]
    DC
    3415.0
    [m]
    DC
    3427.0
    [m]
    DC
    3450.0
    [m]
    DC
    3462.0
    [m]
    DC
    3474.0
    [m]
    DC
    3486.0
    [m]
    DC
    3498.0
    [m]
    DC
    3498.0
    [m]
    DC
    3510.0
    [m]
    DC
    3516.0
    [m]
    DC
    3521.2
    [m]
    C
    3522.0
    [m]
    DC
    3522.0
    [m]
    DC
    3526.6
    [m]
    C
    3526.9
    [m]
    C
    3527.4
    [m]
    C
    3529.7
    [m]
    C
    3531.1
    [m]
    C
    3533.7
    [m]
    C
    3535.6
    [m]
    C
    3538.2
    [m]
    C
    3543.6
    [m]
    C
    3569.8
    [m]
    C
    3572.2
    [m]
    C
    3572.9
    [m]
    C
    3573.6
    [m]
    C
    3575.9
    [m]
    C
    3582.0
    [m]
    C
    3587.0
    [m]
    SWC
    3611.9
    [m]
    C
    3622.5
    [m]
    C
    3625.1
    [m]
    C
    3626.0
    [m]
    C
    3631.5
    [m]
    C
    3648.2
    [m]
    C
    3661.0
    [m]
    C
    3675.0
    [m]
    DC
    3681.0
    [m]
    DC
    3687.0
    [m]
    DC
    3693.0
    [m]
    DC
    3699.0
    [m]
    DC
    3705.0
    [m]
    DC
    3711.0
    [m]
    DC
    3717.0
    [m]
    DC
    3723.0
    [m]
    DC
    3729.0
    [m]
    DC

  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    DST
    TEST1
    0.00
    0.00
    17.05.1977 - 07:00
    YES
    DST
    TEST2
    0.00
    0.00
    23.05.1977 - 00:00
    NO

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.49

  • 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
    0.25

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    25.68
    pdf
    2.29
    pdf
    11.61
    pdf
    2.30
    pdf
    3.10
    pdf
    6.71
    pdf
    3.05
    pdf
    17.54
    pdf
    4.88
    pdf
    1.37
    pdf
    0.31
    pdf
    3.04
    pdf
    7.27
    pdf
    8.94
    pdf
    1.66
    pdf
    1.80
    pdf
    0.49
    pdf
    0.33
    pdf
    11.12
    pdf
    4.82
    pdf
    0.94
    pdf
    1.28
    pdf
    2.76
    pdf
    2.14
    pdf
    1.08
    pdf
    3.28
    pdf
    2.03
    pdf
    0.45

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3655
    3660
    19.0
    2.0
    3602
    3607
    25.0
    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
    211
    40210
    0.890
    0.738
    191
    2.0
    129
    736242
    0.780
    0.703
    5700

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL CCL GR
    400
    1203
    CBL VDL CCL GR
    1450
    2842
    CBL VDL CCL GR
    2710
    3709
    CPI
    3499
    3725
    FDC CNL GR
    397
    3736
    HDT
    2846
    3736
    ISF SONIC
    397
    3735
    RFT
    2856
    3690
    SONIC
    131
    402
    VELOCITY
    620
    3734

  • 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
    168.0
    36
    170.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    397.0
    26
    400.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1203.0
    17 1/2
    1205.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2849.0
    12 1/4
    2850.0
    0.00
    LOT
    LINER
    7
    3734.0
    8 1/2
    3734.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    352
    1.05
    40.0
    26.0
    spud mud
    1190
    1.06
    39.0
    24.0
    water based
    2280
    1.22
    49.0
    11.0
    water based
    2867
    1.24
    50.0
    14.0
    water based
    3518
    1.41
    57.0
    11.0
    water based
    3733
    1.42
    50.0
    12.0
    water based

  • 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