Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
28.04.2024 - 01:35
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

30/9-4 S

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.
    30/9-4 S
    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.
    30/9-4
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH 82-064 SP. 444
    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.
    444-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    129
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    22.11.1984
    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.
    30.03.1985
    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.
    30.03.1987
    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.
    07.01.2015
    Opprinnelig formål
    Formålet med brønnbanen definert før borestart.Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS. Eksempler på lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner: OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION.
    WILDCAT
    Gjenåpnet
    Status om brønnbanen er gjenåpnet (YES) eller ikke (NO). Når en teller antall brønnbaner på norsk sokkel, teller en bare de som ikke er gjenåpnet (NO).
    NO
    Innhold
    For letebrønnbaner, funn status.

    Lovlige verdier: DRY, SHOWS (spor av hydrokarboner), GAS, GAS/CONDENSATE, OIL eller OIL/GAS.
    SHOWS (GAS SHOWS, OIL SHOWS eller OIL/GAS SHOWS) er oppdaget som fluorescerende kutt (organisk ekstrakt), lukt av petroleum, eller synlig belegg på borekaks eller borekjerner, eller som økte gassavlesninger i slamloggerens detekteringsutstyr.
    Lovlige verdier for WILDCAT-CCS og APPRAISAL-CCS: WATER

    For utvinningsbrønnbaner, type produsert eller injisert fluid.
    Lovlige verdier: WATER, CUTTINGS, NOT AVAILABLE, OIL, GAS/CONDENSATE, OIL/GAS, CO2, GAS, WATER/GAS, NOT APPLICABLE.
    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.
    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.
    BRENT GP
    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.
    110.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4303.0
    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).
    3577.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    43.4
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    111
    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.
    EIRIKSSON FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 28' 12.83'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 45' 32.05'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6703963.61
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    486742.81
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    452

  • Brønnhistorie
    General
    Well 30/9-4 S was drilled on the B-structure on the southeast flank of the Oseberg Field in the North Sea. The structure is an elongated rotated fault block bounded by faults in all directions. The Brent Group is truncated by the Base Cretaceous unconformity, and this well was expected to go directly from Cretaceous to the Ness formation. The objectives of the well were to find hydrocarbon accumulations in the Brent Group, secondary in the Statfjord Group. The well was designed to penetrate the Brent Group in a position where the sand in the Ness Formation is preserved. The well was deviated westwards at an angle of approxi­mately 40°.
    Operations and results
    Wildcat well 30/9-4 S was spudded with the semi-submersible installation Treasure Seeker on 22 November 1984 and drilled to TD at 4303 m (3577 m TVD) in the Early Jurassic Eiriksson Formation. No significant problems were encountered during operations. The well was drilled with spud mud down to 222 m, with seawater/gel from 222 m to 630 m, with oil based Safemul mud from 630 m to 3297 m, with NaCl/polymer mud from 3297 m to 3680 m, and with oil based Safemul mud from 3680 m to TD.
    The well 30/9-4 encountered two separate hydrocarbon reservoirs in the Middle Jurassic Brent Group. Pressure data indicated no communication between the two hydrocarbon columns. The Tarbert Formation and uppermost Ness Formation (3295-3379 m, 2773-2841 m TVD) sandstones were found to be gas bearing, but no definite gas/fluid contacts were evident. Net pay in the gas zone was calculated to be 27.6 m (22.1 m TVD), average porosity 18.6%, and the average water saturation 20.9%. The Ness Formation (3379-3551 m, 2841-2979 m TVD) proved to be oil bearing, but again no OWC could be discerned. Net pay in the oil zone was calculated to be 10.9 m (8.8 m TVD), average porosity to 22.2% and the average water saturation to 33.2%. The Statfjord Group was water bearing. No oil shows were reported above or below the hydrocarbon bearing Brent reservoir sands.
    Thirteen conventional cores were cut in the well. Cores no. 1-3 (3332 - 3381 m) and 4-11 (3432-3500 m) were cut in the gas bearing and oil bearing Brent Group sections, respectively. Core no. 12 (3580-3598.1 m) was cut in the Oseberg Formation and core no. 13 (4268-4277 m) was cut in the Eiriksson Formation. RFT fluid samples were taken in the Brent Group at 3319.5 m (oil and gas), 3421 m (condensate and gas), and in the top of the water bearing Statfjord Group at 4207.2 m.
    The well was permanently abandoned on 30 March 1985 as an oil and gas discovery.
    Testing
    Two drill stem tests were performed in the Brent Group.
    DST 1 tested the interval 3416.9 to 3422.9 m (2871.4 m to 2876.1 m TVD) in the oil bearing part of the Ness Formation. The well produced 783.2 Sm3 oil and 158600 Sm3 gas/day through a 72/64" choke. The GOR was 202.5 Sm3/Sm3. The oil gravity was 41.8 °API and the gas gravity was 0.8 (air=l). The bottom hole temperature was 111.1°C. The test produced 2.2% C02 and no H2S.
    DST 2 tested the interval 3311.3 to 3324.3 m (2787 to 2797.7 m TVD) in the gas bearing Tarbert Formation. It produced 1130000 Sm3 gas and 333.9 Sm3 condensate/day through a 64/64" choke. The GOR was 3384.3 Sm3/Sm3. The oil gravity was 55.7 °API and the gas gravity was 0.7 (air=l). The bottom hole temperature was 108.3°C. The test produced 1.5% C02 and 0.8 ppm H2S.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    230.00
    4300.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3332.0
    3350.3
    [m ]
    2
    3350.6
    3368.0
    [m ]
    3
    3368.6
    3379.0
    [m ]
    4
    3432.4
    3436.0
    [m ]
    5
    3437.0
    3444.5
    [m ]
    6
    3445.0
    3466.2
    [m ]
    7
    3457.0
    3462.7
    [m ]
    8
    3467.0
    3469.6
    [m ]
    9
    3472.0
    3474.7
    [m ]
    10
    3475.0
    3483.8
    [m ]
    11
    3484.0
    3498.1
    [m ]
    12
    3580.0
    3598.0
    [m ]
    13
    4268.0
    4276.3
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    138.6
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3332-3336m
    Kjerne bilde med dybde: 3336-3340m
    Kjerne bilde med dybde: 3340-3344m
    Kjerne bilde med dybde: 3344-3348m
    Kjerne bilde med dybde: 3348-3351m
    3332-3336m
    3336-3340m
    3340-3344m
    3344-3348m
    3348-3351m
    Kjerne bilde med dybde: 3351-3355m
    Kjerne bilde med dybde: 3355-3359m
    Kjerne bilde med dybde: 3359-3362m
    Kjerne bilde med dybde: 3363-3367m
    Kjerne bilde med dybde: 3367-3369m
    3351-3355m
    3355-3359m
    3359-3362m
    3363-3367m
    3367-3369m
    Kjerne bilde med dybde: 3370-3373m
    Kjerne bilde med dybde: 3374-3377m
    Kjerne bilde med dybde: 3378-3434m
    Kjerne bilde med dybde: 3434-3438m
    Kjerne bilde med dybde: 3438-3442m
    3370-3373m
    3374-3377m
    3378-3434m
    3434-3438m
    3438-3442m
    Kjerne bilde med dybde: 3442-3446m
    Kjerne bilde med dybde: 3446-3450m
    Kjerne bilde med dybde: 3450-3454m
    Kjerne bilde med dybde: 3454-3459m
    Kjerne bilde med dybde: 3459-3462m
    3442-3446m
    3446-3450m
    3450-3454m
    3454-3459m
    3459-3462m
    Kjerne bilde med dybde: 3467-3473m
    Kjerne bilde med dybde: 3473-3477m
    Kjerne bilde med dybde: 3477-3481m
    Kjerne bilde med dybde: 3481-3485m
    Kjerne bilde med dybde: 3485-3489m
    3467-3473m
    3473-3477m
    3477-3481m
    3481-3485m
    3485-3489m
    Kjerne bilde med dybde: 3489-3493m
    Kjerne bilde med dybde: 3393-3397m
    Kjerne bilde med dybde: 3497-3582m
    Kjerne bilde med dybde: 3497-3582m
    Kjerne bilde med dybde: 3582-3586m
    3489-3493m
    3393-3397m
    3497-3582m
    3497-3582m
    3582-3586m
    Kjerne bilde med dybde: 3586-3590m
    Kjerne bilde med dybde: 3590-3594m
    Kjerne bilde med dybde: 3594-3598m
    Kjerne bilde med dybde: 4268-4272m
    Kjerne bilde med dybde: 4272-4276m
    3586-3590m
    3590-3594m
    3594-3598m
    4268-4272m
    4272-4276m
    Kjerne bilde med dybde: 4276-4276m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    4276-4276m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2550.0
    [m]
    DC
    RRI
    2565.0
    [m]
    DC
    RRI
    3232.0
    [m]
    DC
    RRI
    3252.0
    [m]
    DC
    RRI
    3315.0
    [m]
    DC
    RRI
    3330.0
    [m]
    DC
    RRI
    3345.0
    [m]
    DC
    RRI
    3364.2
    [m]
    C
    RRI
    3395.0
    [m]
    DC
    RRI
    3412.0
    [m]
    DC
    RRI
    3417.0
    [m]
    DC
    RRI
    3432.0
    [m]
    DC
    RRI
    3432.6
    [m]
    C
    RRI
    3443.1
    [m]
    C
    RRI
    3452.8
    [m]
    C
    RRI
    3458.6
    [m]
    C
    RRI
    3467.8
    [m]
    C
    RRI
    3480.8
    [m]
    C
    RRI
    3498.1
    [m]
    C
    RRI
    3510.0
    [m]
    DC
    RRI
    3525.0
    [m]
    DC
    RRI
    3540.0
    [m]
    DC
    RRI
    3555.0
    [m]
    DC
    RRI
    3570.0
    [m]
    DC
    RRI
    3634.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3665.0
    [m]
    DC
    RRI
    3680.0
    [m]
    DC
    RRI
    3935.0
    [m]
    DC
    RRI
    3950.0
    [m]
    DC
    RRI
    3960.0
    [m]
    DC
    RRI
    3974.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3977.0
    [m]
    DC
    RRI
    3990.0
    [m]
    DC
    RRI
    4003.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4005.0
    [m]
    DC
    RRI
    4020.0
    [m]
    DC
    RRI
    4025.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4035.0
    [m]
    DC
    RRI
    4045.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4050.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4050.0
    [m]
    DC
    RRI
    4064.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4065.0
    [m]
    DC
    RRI
    4080.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4080.0
    [m]
    DC
    RRI
    4082.0
    [m]
    DC
    RRI
    4088.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4097.0
    [m]
    DC
    RRI
    4115.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4130.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4139.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4149.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4162.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4174.5
    [m]
    SWC
    RRI
    4268.3
    [m]
    C
    RRI
    4276.5
    [m]
    C
    RRI
    4287.0
    [m]
    DC
    RRI
    4292.0
    [m]
    SWC
    RRI
    4302.0
    [m]
    SWC
    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
    DST1
    3422.00
    3416.00
    OIL
    11.03.1985 - 00:00
    YES
    DST
    DST2
    3324.00
    3311.00
    CONDENSATE
    20.03.1985 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • 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
    0.30
    pdf
    0.38

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    6.42
    pdf
    30.68

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3417
    3423
    28.6
    2.0
    3311
    3324
    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
    783
    158000
    0.800
    0.800
    2025
    2.0
    334
    1100000
    0.800
    0.700
    3384

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR CCL
    272
    1648
    CBL VDL GR CCL
    1200
    3261
    CBL VDL GR CCL
    3167
    3475
    CET GR
    1200
    3261
    CET GR
    3167
    3475
    CST
    2739
    3285
    CST
    3307
    4080
    CST
    4088
    4307
    DIL LSS GR
    618
    4304
    DLL MSFL GR CAL
    3281
    3677
    HDT
    3281
    4305
    ISF LSS GR MSFL
    221
    3679
    LDL GR CAL CNL
    618
    4305
    NGT SDT
    3272
    4305
    RFT
    3296
    3626
    RFT
    3319
    0
    RFT
    3595
    4259
    RFT
    4207
    0
    SHDT
    3281
    3681
    VSP
    1624
    4307

  • 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
    221.0
    36
    222.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    619.0
    26
    630.0
    1.40
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1648.0
    17 1/2
    1667.0
    1.66
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3275.0
    12 1/4
    3297.0
    1.75
    LOT
    LINER
    7
    3553.0
    8 1/2
    4303.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    34
    1.27
    19.0
    5.0
    WATER BASED
    22.01.1985
    222
    0.00
    WATERBASED
    26.11.1984
    617
    1.09
    44.0
    7.0
    WATERBASED
    26.11.1984
    617
    1.09
    44.0
    7.0
    WATER BASED
    26.11.1984
    625
    1.10
    6.0
    15.0
    WATERBASED
    26.11.1984
    625
    1.10
    6.0
    15.0
    WATER BASED
    26.11.1984
    630
    1.11
    6.0
    16.0
    WATER BASED
    27.11.1984
    630
    1.10
    6.0
    16.0
    WATER BASED
    28.11.1984
    630
    1.07
    13.0
    4.0
    WATER BASED
    04.12.1984
    630
    1.15
    14.0
    4.0
    WATER BASED
    04.12.1984
    630
    0.00
    WATERBASED
    29.11.1984
    630
    1.11
    6.0
    16.0
    WATERBASED
    27.11.1984
    630
    0.00
    6.0
    16.0
    WATERBASED
    28.11.1984
    630
    0.00
    13.0
    4.0
    WATERBASED
    04.12.1984
    630
    0.00
    14.0
    4.0
    WATERBASED
    04.12.1984
    700
    1.15
    14.0
    4.5
    WATERBASED
    04.12.1984
    700
    1.15
    14.0
    4.5
    WATER BASED
    04.12.1984
    885
    1.15
    17.0
    9.0
    WATER BASED
    05.12.1984
    885
    1.15
    17.0
    9.0
    WATERBASED
    05.12.1984
    1076
    1.15
    20.0
    8.5
    WATERBASED
    06.12.1984
    1076
    1.15
    20.0
    8.5
    WATER BASED
    06.12.1984
    1227
    1.15
    20.0
    10.5
    WATER BASED
    07.12.1984
    1227
    1.15
    20.0
    10.5
    WATERBASED
    07.12.1984
    1354
    1.15
    23.0
    12.0
    WATERBASED
    11.12.1984
    1354
    1.15
    23.0
    12.0
    WATER BASED
    11.12.1984
    1444
    1.15
    22.0
    11.0
    WATER BASED
    11.12.1984
    1444
    1.15
    22.0
    11.0
    WATERBASED
    11.12.1984
    1581
    1.15
    23.0
    15.0
    WATERBASED
    11.12.1984
    1581
    1.15
    23.0
    15.0
    WATER BASED
    11.12.1984
    1667
    1.18
    25.0
    15.0
    WATER BASED
    11.12.1984
    1667
    1.25
    31.0
    11.0
    OIL BASED
    13.12.1984
    1667
    1.27
    37.0
    13.5
    OIL BASED
    16.12.1984
    1667
    1.05
    46.0
    15.0
    OIL BASED
    16.12.1984
    1667
    1.50
    42.0
    16.0
    OIL BASED
    16.12.1984
    1667
    1.25
    31.0
    11.0
    OIL BASED
    13.12.1984
    1667
    0.00
    46.0
    15.0
    OIL BASED
    15.12.1984
    1667
    1.18
    25.0
    15.0
    WATERBASED
    11.12.1984
    1667
    1.20
    26.0
    12.5
    OIL BASED
    11.12.1984
    1667
    0.00
    37.0
    13.5
    OIL BASED
    15.12.1984
    1667
    0.00
    42.0
    16.0
    OIL BASED
    15.12.1984
    1837
    1.50
    33.0
    11.5
    OIL BASED
    19.12.1984
    1837
    1.50
    33.0
    11.5
    OIL BASED
    18.12.1984
    2067
    1.50
    38.0
    14.0
    OIL BASED
    20.12.1984
    2211
    1.50
    39.0
    11.0
    OIL BASED
    20.12.1984
    2402
    1.50
    31.0
    10.0
    OIL BASED
    26.12.1984
    2460
    1.50
    34.0
    10.5
    OIL BASED
    26.12.1984
    2477
    1.50
    36.0
    12.0
    OIL BASED
    26.12.1984
    2576
    1.50
    39.0
    14.0
    OIL BASED
    26.12.1984
    2693
    1.50
    42.0
    17.0
    OIL BASED
    26.12.1984
    2738
    1.50
    45.0
    18.0
    OIL BASED
    26.12.1984
    2780
    1.51
    42.0
    16.0
    OIL BASED
    27.12.1984
    2921
    1.50
    45.0
    18.0
    OIL BASED
    01.01.1985
    3087
    1.50
    43.0
    15.0
    OIL BASED
    01.01.1985
    3117
    1.31
    32.0
    5.0
    OIL BASED
    24.03.1985
    3151
    1.50
    39.0
    16.0
    OIL BASED
    01.01.1985
    3253
    1.50
    42.0
    16.0
    OIL BASED
    01.01.1985
    3297
    1.27
    20.0
    6.5
    WATER BASED
    06.01.1985
    3297
    1.50
    40.0
    17.0
    OIL BASED
    02.01.1985
    3297
    1.50
    40.0
    17.0
    OIL BASED
    03.01.1985
    3297
    1.50
    40.0
    17.0
    OIL BASED
    06.01.1985
    3297
    1.27
    20.0
    6.5
    WATER BASED
    06.01.1985
    3297
    1.50
    39.0
    16.0
    OIL BASED
    01.01.1985
    3297
    1.50
    40.0
    17.0
    OIL BASED
    02.01.1985
    3297
    1.50
    40.0
    17.0
    OIL BASED
    03.01.1985
    3297
    1.50
    40.0
    17.0
    OIL BASED
    06.01.1985
    3301
    1.27
    19.0
    7.5
    WATER BASED
    06.01.1985
    3324
    1.27
    23.0
    4.0
    OIL BASED
    21.03.1985
    3340
    1.27
    20.0
    8.0
    WATER BASED
    07.01.1985
    3348
    1.27
    29.0
    5.0
    OIL BASED
    24.03.1985
    3348
    1.29
    31.0
    4.5
    OIL BASED
    24.03.1985
    3348
    1.27
    25.0
    5.0
    OIL BASED
    18.03.1985
    3348
    1.27
    24.0
    5.0
    OIL BASED
    19.03.1985
    3348
    1.27
    25.0
    4.0
    OIL BASED
    20.03.1985
    3348
    1.27
    24.0
    5.0
    OIL BASED
    19.03.1985
    3348
    1.27
    25.0
    4.0
    OIL BASED
    20.03.1985
    3348
    1.27
    29.0
    5.0
    OIL BASED
    24.03.1985
    3348
    1.29
    31.0
    4.5
    OIL BASED
    24.03.1985
    3350
    1.28
    47.0
    8.0
    OIL BASED
    17.03.1985
    3350
    1.27
    34.0
    6.0
    OIL BASED
    17.03.1985
    3350
    1.28
    33.0
    7.0
    OIL BASED
    17.03.1985
    3350
    1.28
    33.0
    7.0
    OIL BASED
    17.03.1985
    3350
    1.28
    47.0
    8.0
    OIL BASED
    17.03.1985
    3368
    1.27
    23.0
    9.0
    WATER BASED
    07.01.1985
    3387
    1.27
    21.0
    8.0
    WATER BASED
    07.01.1985
    3432
    1.27
    25.0
    11.0
    WATER BASED
    10.01.1985
    3445
    1.27
    24.0
    10.0
    WATER BASED
    14.01.1985
    3457
    1.27
    22.0
    5.5
    WATER BASED
    21.01.1985
    3457
    1.27
    17.0
    5.5
    WATER BASED
    14.01.1985
    3457
    1.27
    18.0
    6.0
    WATER BASED
    15.01.1985
    3457
    1.27
    20.0
    7.0
    WATER BASED
    16.01.1985
    3457
    1.27
    19.0
    8.0
    WATER BASED
    18.01.1985
    3457
    1.27
    19.0
    7.0
    WATER BASED
    21.01.1985
    3457
    1.27
    22.0
    5.5
    WATER BASED
    21.01.1985
    3457
    1.27
    20.0
    7.5
    WATER BASED
    14.01.1985
    3457
    1.27
    17.0
    5.5
    WATER BASED
    14.01.1985
    3457
    1.27
    18.0
    6.0
    WATER BASED
    15.01.1985
    3457
    1.27
    20.0
    7.0
    WATER BASED
    16.01.1985
    3457
    1.27
    19.0
    7.5
    WATER BASED
    17.01.1985
    3457
    1.27
    19.0
    8.0
    WATER BASED
    18.01.1985
    3457
    1.27
    19.0
    7.0
    WATER BASED
    21.01.1985
    3457
    1.27
    19.0
    7.5
    WATER BASED
    17.01.1985
    3467
    1.28
    21.0
    6.0
    WATER BASED
    21.01.1985
    3472
    1.27
    21.0
    5.0
    WATER BASED
    21.01.1985
    3500
    1.27
    18.0
    5.0
    WATER BASED
    23.01.1985
    3545
    1.31
    39.0
    12.0
    OIL BASED
    25.02.1985
    3545
    1.27
    29.0
    65.0
    OIL BASED
    25.02.1985
    3545
    1.27
    31.0
    6.0
    OIL BASED
    26.02.1985
    3545
    1.27
    20.0
    5.0
    OIL BASED
    27.02.1985
    3545
    1.27
    23.0
    5.0
    OIL BASED
    01.03.1985
    3545
    1.27
    24.0
    5.0
    OIL BASED
    03.03.1985
    3545
    1.27
    25.0
    5.0
    OIL BASED
    03.03.1985
    3545
    1.27
    23.0
    6.0
    OIL BASED
    04.03.1985
    3545
    1.27
    23.0
    6.0
    OIL BASED
    05.03.1985
    3545
    1.27
    23.0
    6.0
    OIL BASED
    06.03.1985
    3545
    1.27
    29.0
    6.5
    OIL BASED
    08.03.1985
    3545
    1.27
    25.0
    6.0
    OIL BASED
    10.03.1985
    3545
    1.27
    33.0
    8.0
    OIL BASED
    10.03.1985
    3545
    1.27
    24.0
    5.5
    OIL BASED
    10.03.1985
    3545
    1.27
    24.0
    6.0
    OIL BASED
    12.03.1985
    3545
    1.27
    24.0
    6.0
    OIL BASED
    13.03.1985
    3545
    1.27
    36.0
    6.0
    OIL BASED
    14.03.1985
    3545
    1.27
    31.0
    6.0
    OIL BASED
    26.02.1985
    3545
    1.27
    20.0
    5.0
    OIL BASED
    27.02.1985
    3545
    1.27
    23.0
    5.0
    OIL BASED
    01.03.1985
    3545
    1.27
    24.0
    5.0
    OIL BASED
    03.03.1985
    3545
    1.27
    25.0
    5.0
    OIL BASED
    03.03.1985
    3545
    1.27
    23.0
    6.0
    OIL BASED
    04.03.1985
    3545
    1.27
    23.0
    6.0
    OIL BASED
    05.03.1985
    3545
    1.27
    23.0
    6.0
    OIL BASED
    06.03.1985
    3545
    1.27
    29.0
    6.5
    OIL BASED
    08.03.1985
    3545
    1.27
    25.0
    6.0
    OIL BASED
    10.03.1985
    3545
    1.27
    33.0
    8.0
    OIL BASED
    10.03.1985
    3545
    1.27
    24.0
    5.5
    OIL BASED
    10.03.1985
    3545
    1.27
    24.0
    55.0
    OIL BASED
    11.03.1985
    3545
    1.27
    24.0
    6.0
    OIL BASED
    12.03.1985
    3545
    1.27
    36.0
    6.0
    OIL BASED
    14.03.1985
    3545
    1.27
    29.0
    65.0
    OIL BASED
    25.02.1985
    3545
    1.27
    24.0
    6.0
    OIL BASED
    13.03.1985
    3545
    1.27
    24.0
    55.0
    OIL BASED
    11.03.1985
    3558
    1.27
    20.0
    6.0
    WATER BASED
    24.01.1985
    3580
    1.27
    21.0
    6.5
    WATER BASED
    29.01.1985
    3680
    1.27
    33.0
    12.5
    OIL BASED
    04.02.1985
    3680
    1.27
    33.0
    12.5
    OIL BASED
    04.02.1985
    3680
    1.27
    22.0
    6.5
    WATER BASED
    04.02.1985
    3871
    1.27
    27.0
    13.0
    OIL BASED
    04.02.1985
    3972
    1.27
    28.0
    12.0
    OIL BASED
    05.02.1985
    4046
    1.27
    26.0
    11.0
    OIL BASED
    06.02.1985
    4120
    1.27
    31.0
    11.0
    OIL BASED
    07.02.1985
    4120
    1.27
    35.0
    11.0
    OIL BASED
    08.02.1985
    4120
    1.27
    35.0
    11.0
    OIL BASED
    08.02.1985
    4166
    1.27
    30.0
    10.0
    OIL BASED
    10.02.1985
    4189
    1.27
    31.0
    11.0
    OIL BASED
    10.02.1985
    4189
    1.27
    31.0
    10.5
    OIL BASED
    10.02.1985
    4189
    1.27
    31.0
    10.5
    OIL BASED
    10.02.1985
    4228
    1.27
    37.0
    10.0
    OIL BASED
    12.02.1985
    4268
    1.27
    32.0
    10.0
    OIL BASED
    12.02.1985
    4277
    1.27
    30.0
    9.0
    OIL BASED
    13.02.1985
    4303
    1.27
    35.0
    9.0
    OIL BASED
    18.02.1985
    4303
    1.27
    35.0
    10.0
    OIL BASED
    17.02.1985
    4303
    1.27
    36.0
    10.0
    OIL BASED
    17.02.1985
    4303
    1.27
    35.0
    9.0
    OIL BASED
    17.02.1985
    4303
    1.27
    35.0
    9.0
    OIL BASED
    18.02.1985
    4303
    1.27
    36.0
    10.0
    OIL BASED
    19.02.1985
    4303
    1.27
    37.0
    11.0
    OIL BASED
    21.02.1985
    4303
    1.29
    38.0
    11.0
    OIL BASED
    21.02.1985
    4303
    1.27
    31.0
    10.0
    OIL BASED
    14.02.1985
    4303
    1.27
    35.0
    10.0
    OIL BASED
    17.02.1985
    4303
    1.27
    36.0
    10.0
    OIL BASED
    17.02.1985
    4303
    1.27
    35.0
    9.0
    OIL BASED
    17.02.1985
    4303
    1.27
    36.0
    10.0
    OIL BASED
    19.02.1985
    4303
    1.27
    37.0
    11.0
    OIL BASED
    21.02.1985
    4303
    1.29
    38.0
    11.0
    OIL BASED
    21.02.1985

  • 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