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

9/2-2

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.
    9/2-2
    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
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    9/2-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST 8626 - 418 SP. 173
    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.
    558-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    45
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    08.08.1987
    Boreslutt
    Letebrønner fra flyttbare innretninger:
    For flytende innretninger - dato når ankerhåndteringen startet.For oppjekkbare innretninger - dato for oppstart av nedjekking.
    Letebrønner fra faste innretninger og alle utvinningsbrønner:
    Dato for når totalt dyp er nådd og siste foringsrør, casing eller screen er satt. Ved umiddelbar plugging av brønnbanen, tilsvarer boreslutt datoen siste plugg er satt.
    21.09.1987
    Frigitt dato
    Dato for når rådata som er innrapportert til myndighetene fra brønnen ikke lenger er undergitt taushetsplikt. Normalt ca 2 år etter boreslutt. Kan være tidligere hvis arealet for utvinningstillatelsen er tilbakelevert.
    21.09.1989
    Publiseringsdato
    Dato kvalitetskontroll av informasjon om brønnbanen ble ferdig, slik at den kan publiseres på internett som en 'Well Data Summary Sheet brønnbane', dvs. med mer informasjon tilgjengelig enn for andre brønnbaner.
    25.04.2005
    Opprinnelig formål
    Formålet med brønnbanen definert før borestart.Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS. Eksempler på lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner: OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION.
    WILDCAT
    Gjenåpnet
    Status om brønnbanen er gjenåpnet (YES) eller ikke (NO). Når en teller antall brønnbaner på norsk sokkel, teller en bare de som ikke er gjenåpnet (NO).
    NO
    Innhold
    For letebrønnbaner, funn status.

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

    For utvinningsbrønnbaner, type produsert eller injisert fluid.
    Lovlige verdier: WATER, CUTTINGS, NOT AVAILABLE, OIL, GAS/CONDENSATE, OIL/GAS, CO2, GAS, WATER/GAS, NOT APPLICABLE.
    OIL SHOWS
    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
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    22.0
    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").
    3550.0
    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).
    3548.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    11.1
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    104
    Eldste penetrerte alder
    Alder (iflg. Geologic Time Scale 2004 by F. M. Gradstein, et al. (2004)) til den eldste formasjonen det er blitt boret gjennom. Kan avvike fra alder ved TD for eksempel i avviksbrønner. Eksempler for lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EARLY PERMIAN, EARLY TRIASSIC, EOCENE.
    LATE TRIASSIC
    Eldste penetrerte formasjon
    Navn på den eldste litostratigrafiske enheten som brønnbanen har penetrert. Vises bare på brønner som er frigitt. I de fleste brønnbaner er dette formasjonen eller gruppen påtruffet i bunnen av brønnbanen. Kan avvike fra formasjonen eller gruppen ved TD for eksempel i brønnbaner som er boret med høy avvik eller gjennom forkastninger. Eksempler på lovlige verdier: AMUNDSEN FM, BALDER FM, BASEMENT, BLODØKS FM, BRYNE FM, BURTON FM, COOK FM, DRAKE FM, DRAUPNE FM, EKOFISK FM, SHETLAND GP.
    SKAGERRAK FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    57° 52' 44.35'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    4° 24' 0.69'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6416242.45
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    583043.78
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1135

  • Brønnhistorie
    "
    General
    Wildcat well 9/2-2 was drilled on a fault-induced dome-formed structural trap (the Alpha structure) in the northwestern part of the block. The primary objective for the well was to test the Jurassic sandstones of the Sandnes- and Bryne Formations in the structure. In addition the well should test the structural and geophysical interpretations, and improve the geological, geochemical and paleontological understanding of the area. The well was programmed and designed as a possible future producer.
    Operations and results
    Wildcat well 9/2-2 was spudded with the semi-submersible installation Ross Isle 8 august 1987 and drilled to TD at 3550 m in the Triassic Skagerrak Formation. Drilling went on with some minor problems in the interval 2400 - 3000 m. Inclination increased in the 8 1/2" section towards TD and was 11.1° at 3539 m. The well was drilled with seawater and gel down to 363 m, with gypsum/polymer mud from 363 m to 2871 m, and with gel/lignosulphonate mud from 2871 m to TD.
    Top Sandnes and Bryne sandstones were reached at 3131 m and 3230 m respectively. From the logs the Middle Jurassic sandstones were interpreted as water bearing. The results of the log interpretation indicated some low hydrocarbon saturations in the lower part of the Sandnes formation and in major parts of the Bryne formation. Some residual hydrocarbons may be present, but the major part of the hydrocarbon saturations, particular in the Bryne formation, is unrealistic due to organic material and coal layers affecting the logs. The first show in the well was recorded at 3114 m and the deepest near TD at 3544 m. The shows were generally seen in shales and coals or in sandstones interbedded with shales and coals. The strongest and most continuous shows were seen in shales from 3114 m to 3234 m (base Egersund Formation - upper Sandnes Formation), and in interbedded sands, shales, and coals in the interval 3417 m to 3498 m (base Bryne Formation and throughout the Fjerritslev Formation). The core from top of the Sandnes reservoir sandstone was devoid of shows and the logs displayed a water-bearing reservoir. Organic geochemical analyses showed excellent source rock potential in the Tau Formation, particularly the upper part which had TOC up to 8 % and hydrogen index up to 570 mg HC/g TOC. Also the lower Bryne Formation had excellent properties with TOC in the range 2.6 to 13 % and hydrogen index in the range 100 to 480 mg HC/g TOC. From vitrinite reflectance and rock-eval Tmax the well is evaluated as mature for oil generation below ca 2900 m and immature above. One run with the FMT tool was made over the interval 3135.8 to 3182.8 m in the Sandnes Fm. The open-hole section below 3182.8 m was not investigated due to malfunction of the FMT tool. No fluid samples were taken. The pressure readings showed a clear water gradient of 1.135 g/cc. This is in good agreement with the water density measured on water samples from the well 9/2-1, DST 1. When comparing FMT data from the wells 9/2-2 and 9/2-1, it is most likely to believe that the Jurassic sandstone in the two wells is in pressure communication. Two cores were cut, one in the Sandnes Formation and one in the Fjerritslev Formation. After having run final electrical logs, it was decided not to test the well.
    The well was permanently abandoned on 21 September 1987 as a well with shows.
    Testing
    No drill stem test was performed.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    370.00
    3550.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3135.0
    3163.4
    [m ]
    2
    3414.0
    3431.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    45.4
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3135-3140m
    Kjerne bilde med dybde: 3140-3145m
    Kjerne bilde med dybde: 3145-3150m
    Kjerne bilde med dybde: 3150-3155m
    Kjerne bilde med dybde: 3155-3160m
    3135-3140m
    3140-3145m
    3145-3150m
    3150-3155m
    3155-3160m
    Kjerne bilde med dybde: 3160-3163m
    Kjerne bilde med dybde: 3414-3419m
    Kjerne bilde med dybde: 3419-3424m
    Kjerne bilde med dybde: 3424-3429m
    Kjerne bilde med dybde: 3429-3431m
    3160-3163m
    3414-3419m
    3419-3424m
    3424-3429m
    3429-3431m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    520.0
    [m]
    DC
    GEARH
    540.0
    [m]
    DC
    GEARH
    560.0
    [m]
    DC
    GEARH
    580.0
    [m]
    DC
    GEARH
    600.0
    [m]
    DC
    GEARH
    620.0
    [m]
    DC
    GEARH
    640.0
    [m]
    DC
    GEARH
    660.0
    [m]
    DC
    GEARH
    700.0
    [m]
    DC
    GEARH
    720.0
    [m]
    DC
    GEARH
    740.0
    [m]
    DC
    GEARH
    756.0
    [m]
    DC
    GEARH
    774.0
    [m]
    DC
    GEARH
    792.0
    [m]
    DC
    GEARH
    807.0
    [m]
    DC
    GEARH
    822.0
    [m]
    DC
    GEARH
    840.0
    [m]
    DC
    GEARH
    855.0
    [m]
    DC
    GEARH
    1446.0
    [m]
    DC
    GEARH
    1464.0
    [m]
    DC
    GEARH
    1482.0
    [m]
    DC
    GEARH
    1500.0
    [m]
    DC
    GEARH
    1518.0
    [m]
    DC
    GEARH
    1536.0
    [m]
    DC
    GEARH
    1554.0
    [m]
    DC
    GEARH
    1572.0
    [m]
    DC
    GEARH
    1590.0
    [m]
    DC
    GEARH
    1608.0
    [m]
    DC
    GEARH
    1626.0
    [m]
    DC
    GEARH
    1644.0
    [m]
    DC
    GEARH
    1662.0
    [m]
    DC
    GEARH
    1680.0
    [m]
    DC
    GEARH
    1698.0
    [m]
    DC
    GEARH
    1716.0
    [m]
    DC
    GEARH
    1734.0
    [m]
    DC
    GEARH
    1752.0
    [m]
    DC
    GEARH
    1770.0
    [m]
    DC
    GEARH
    1788.0
    [m]
    DC
    GEARH
    1806.0
    [m]
    DC
    GEARH
    1821.0
    [m]
    DC
    GEARH
    1836.0
    [m]
    DC
    GEARH
    1851.0
    [m]
    DC
    GEARH
    1866.0
    [m]
    DC
    GEARH
    1881.0
    [m]
    DC
    GEARH
    1896.0
    [m]
    DC
    GEARH
    1911.0
    [m]
    DC
    GEARH
    1926.0
    [m]
    DC
    GEARH
    1941.0
    [m]
    DC
    GEARH
    1956.0
    [m]
    DC
    GEARH
    1971.0
    [m]
    DC
    GEARH
    1986.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2001.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2016.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2031.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2046.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2061.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2076.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2091.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2106.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2121.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2136.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2151.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2166.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2181.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2196.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2211.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2226.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2241.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2256.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2271.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2298.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2313.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2328.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2343.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2358.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2373.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2388.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2403.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2418.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2433.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2448.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2463.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2478.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2493.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2508.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2523.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2538.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2553.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2568.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2583.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2598.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2613.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2628.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2643.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2658.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2673.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2688.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2703.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2718.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2733.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2748.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2766.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2778.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2793.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2808.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2823.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2838.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2853.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2868.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2916.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2931.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2946.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2952.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2961.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2976.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2982.0
    [m]
    SWC
    GEARH
    2991.0
    [m]
    DC
    GEARH
    2995.0
    [m]
    SWC
    GEARH
    3006.0
    [m]
    DC
    GEARH
    3015.0
    [m]
    SWC
    GEARH
    3021.0
    [m]
    DC
    GEARH
    3030.0
    [m]
    SWC
    GEARH
    3036.0
    [m]
    DC
    GEARH
    3051.0
    [m]
    DC
    GEARH
    3060.0
    [m]
    SWC
    GEARH
    3066.0
    [m]
    DC
    GEARH
    3081.0
    [m]
    DC
    GEARH
    3090.0
    [m]
    SWC
    GEARH
    3096.0
    [m]
    DC
    GEARH
    3111.0
    [m]
    DC
    GEARH
    3120.0
    [m]
    SWC
    GEARH
    3126.0
    [m]
    DC
    GEARH
    3130.0
    [m]
    SWC
    GEARH
    3137.7
    [m]
    C
    GEARH
    3146.9
    [m]
    C
    GEARH
    3152.0
    [m]
    C
    GEARH
    3154.4
    [m]
    C
    GEARH
    3159.3
    [m]
    C
    GEARH
    3170.0
    [m]
    SWC
    GEARH
    3174.0
    [m]
    DC
    GEARH
    3189.0
    [m]
    DC
    GEARH
    3204.0
    [m]
    DC
    GEARH
    3210.0
    [m]
    SWC
    GEARH
    3219.0
    [m]
    DC
    GEARH
    3225.0
    [m]
    SWC
    GEARH
    3234.0
    [m]
    DC
    GEARH
    3249.0
    [m]
    DC
    GEARH
    3264.0
    [m]
    DC
    GEARH
    3271.0
    [m]
    SWC
    GEARH
    3279.0
    [m]
    DC
    GEARH
    3294.0
    [m]
    DC
    GEARH
    3309.0
    [m]
    DC
    GEARH
    3324.0
    [m]
    DC
    GEARH
    3339.0
    [m]
    DC
    GEARH
    3354.0
    [m]
    DC
    GEARH
    3363.0
    [m]
    SWC
    GEARH
    3369.0
    [m]
    DC
    GEARH
    3384.0
    [m]
    DC
    GEARH
    3399.0
    [m]
    DC
    GEARH
    3410.0
    [m]
    SWC
    GEARH
    3414.0
    [m]
    DC
    GEARH
    3419.9
    [m]
    C
    GEARH
    3421.5
    [m]
    DC
    GEUS
    3426.4
    [m]
    C
    GEARHART
    3428.4
    [m]
    DC
    GEUS
    3428.7
    [m]
    DC
    GEUS
    3430.8
    [m]
    DC
    GEUS
    3434.0
    [m]
    SWC
    GEARHART
    3441.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    3456.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    3471.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    3486.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    3495.0
    [m]
    SWC
    GEARHA
    3501.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    3516.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    3523.0
    [m]
    SWC
    GEARHA
    3531.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    3540.0
    [m]
    SWC
    GEARHA
    3546.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    3550.0
    [m]
    DC
    GEARHA

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.57

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    4.02

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.38
    pdf
    0.28

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    26.67

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    ACBL VDL GR
    350
    1092
    ACBL VDL GR
    2000
    2835
    CDL GR CAL
    334
    2814
    CNL GR
    3050
    3517
    DIFL ACL GR SP CAL
    334
    2832
    DIFL ACL GR SP CAL MLL
    2835
    3547
    FMT
    3135
    3138
    HR DIP
    2856
    3521
    MWD - GR RES DIR
    189
    3550
    SWC
    2957
    3540
    SWC
    2960
    3543
    TEMP
    2000
    2825
    VELOCITY
    840
    3535
    ZDEN CNL GR CAL
    2835
    3543

  • 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
    182.0
    36
    182.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    334.0
    26
    366.0
    1.39
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1093.0
    17 1/2
    1128.0
    1.78
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2838.0
    12 1/4
    2875.0
    1.80
    LOT
    OPEN HOLE
    3577.0
    8 1/2
    3577.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    189
    1.05
    WATER BASED
    24.08.1987
    350
    1.31
    30.0
    5.7
    WATER BASED
    18.09.1987
    350
    1.05
    19.0
    5.5
    WATER BASED
    24.08.1987
    696
    1.13
    17.0
    4.8
    WATER BASED
    24.08.1987
    793
    1.12
    15.0
    5.3
    WATER BASED
    24.08.1987
    848
    1.13
    16.0
    4.8
    WATER BASED
    24.08.1987
    876
    1.15
    20.0
    6.2
    WATER BASED
    24.08.1987
    920
    1.31
    32.0
    6.2
    WATER BASED
    16.09.1987
    920
    1.31
    32.0
    7.2
    WATER BASED
    18.09.1987
    1030
    1.15
    17.0
    7.2
    WATER BASED
    24.08.1987
    1104
    1.15
    17.0
    6.7
    WATER BASED
    24.08.1987
    1125
    1.15
    16.0
    4.3
    WATER BASED
    24.08.1987
    1153
    1.10
    12.0
    7.7
    WATER BASED
    24.08.1987
    1246
    1.10
    15.0
    7.2
    WATER BASED
    24.08.1987
    1340
    1.10
    14.0
    6.7
    WATER BASED
    24.08.1987
    1379
    1.10
    15.0
    7.2
    WATER BASED
    24.08.1987
    1409
    1.10
    16.0
    6.7
    WATER BASED
    24.08.1987
    1463
    1.10
    15.0
    6.2
    WATER BASED
    24.08.1987
    1611
    1.10
    16.0
    6.7
    WATER BASED
    24.08.1987
    1695
    1.10
    22.0
    6.7
    WATER BASED
    24.08.1987
    1794
    1.10
    21.0
    5.7
    WATER BASED
    24.08.1987
    1940
    1.10
    24.0
    7.7
    WATER BASED
    24.08.1987
    2160
    1.10
    17.0
    4.8
    WATER BASED
    24.08.1987
    2520
    1.15
    18.0
    5.2
    WATER BASED
    24.08.1987
    2713
    1.31
    30.0
    3.8
    WATER BASED
    16.09.1987
    2738
    1.20
    19.0
    5.3
    WATER BASED
    24.08.1987
    2871
    1.23
    18.0
    4.8
    WATER BASED
    25.08.1987
    2871
    1.30
    21.0
    4.8
    WATER BASED
    27.08.1987
    2871
    1.27
    23.0
    5.7
    WATER BASED
    31.08.1987
    2871
    1.27
    12.0
    2.6
    WATER BASED
    31.08.1987
    2871
    1.27
    13.0
    3.5
    WATER BASED
    31.08.1987
    2871
    1.27
    13.0
    2.9
    WATER BASED
    31.08.1987
    2871
    1.30
    20.0
    4.8
    WATER BASED
    26.08.1987
    2942
    1.27
    28.0
    4.6
    WATER BASED
    03.09.1987
    3037
    1.31
    28.0
    3.8
    WATER BASED
    03.09.1987
    3105
    1.31
    28.0
    4.3
    WATER BASED
    04.09.1987
    3152
    1.31
    30.0
    4.3
    WATER BASED
    07.09.1987
    3235
    1.31
    27.0
    3.8
    WATER BASED
    07.09.1987
    3312
    1.31
    30.0
    3.8
    WATER BASED
    07.09.1987
    3356
    1.31
    25.0
    4.3
    WATER BASED
    09.09.1987
    3414
    1.31
    26.0
    4.3
    WATER BASED
    09.09.1987
    3431
    1.31
    25.0
    3.8
    WATER BASED
    10.09.1987
    3509
    1.31
    28.0
    4.3
    WATER BASED
    11.09.1987
    3550
    1.31
    29.0
    3.3
    WATER BASED
    14.09.1987

  • Trykkplott
    Trykkplott
    Porertrykksdataene kommer fra logging i brønnen hvis ingen annen kilde er oppgitt. I noen brønner der trykk ikke er logget, er det brukt informasjon fra formasjonstester eller brønnspark. Trykkdataene er rapportert inn til Oljedirektoratet og videre prosessert og kvalitetssikret av IHS Markit.
    Trykkplott
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.22