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

25/5-1

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.
    25/5-1
    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).
    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.
    25/5-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    EL 8503 - 417 SP. 600
    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.
    Elf Petroleum Norge AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    543-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    82
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    12.05.1987
    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.
    01.08.1987
    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.
    01.08.1989
    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.
    17.12.2003
    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.
    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.
    118.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3429.0
    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).
    3429.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    3.6
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    122
    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.
    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.
    NO GROUP DEFINED
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    59° 43' 47.19'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 34' 13.46'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6621549.92
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    475841.98
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    884

  • Brønnhistorie
    General
    Well 25/5-1 was drilled on a Jurassic structure straddling the two blocks 25/5 and 25/2. It is located near the crest of a westward tilted Jurassic fault block in the northern part of block 25/5. The northern extension of this structure was drilled in 1977 by well 25/2-6 which is located In the southern part of the neighbouring block 25/2, in a down dip position relative to well 25/5-1. Well 25/2-6 was plugged and abandoned with limited oil shows in sandstones of the Early Jurassic Statfjord Formation. The main objectives of well 25/5-1 were to test the hydrocarbon potential of the middle Jurassic Vestland Group sandstones and the Early Jurassic Statfjord Formation sandstones up dip of well 25/2-6.
    Operations and results
    Wildcat well 25/5-1 was spudded 12 May 1987 by Norcem semi-submersible rig Nortrym and completed 1 August 1987 at a depth of 3430 m in the Triassic Group. Drilling proceeded without significant problems. There was no sign of shallow gas. One core was cut in the Draupne Formation between 2916 and 2925 m. Top reservoir (Hugin Formation) was encountered at 2984 m. Five cores were cut between 2990 - 3081 m in the Hugin and Sleipner formations and into the Drake Formation. The logs showed that the whole reservoir section contained oil down to base Sleipner / top Drake Formation, which formed a lithological sand / shale contact at 3060 m. RFT pressure measurements indicated an oil/water contact at ca 65 m below this level, implying a vertical oil column of 166 m. Due to this the hole was decided to be sidetracked to find the oil/water contact in the Sleipner Formation. Top Statfjord came in at 3232 m, and 3 cores were cut in the interval 3235 - 3291 m. There were shows down to 3264 m; below this depth the sandstones were water bearing. The Triassic was also water bearing. RFT fluid samples were taken at 3025 m and 2989.5 m. Both samples contained oil and mud filtrate.
    The well was plugged and abandoned on 1 August 1987 as an oil discovery.
    Testing
    Three DSTs were performed, two of them with re-runs due to technical problems.
    Three DSTs were performed, two of them with re-runs due to technical problems.
    DST 1 tested the interval 3233 to 3254 m in the Statfjord Group. This test did not produce formation flow to surface, but a bottom hole sample was taken, containing mud filtrate and water.
    DST 2A and 2B tested the interval 3025 to 3045 m in the Middle Sleipner Formation. DST 2A did not obtain reliable data due to technical problems. Bottom hole samples were taken. The re-run DST 2B produced 437 Sm3 oil/day through a 32/64 choke. The GOR was 201 m3/m3 and the oil density was 0.8373 g/cm3.
    DST 3A and 3B tested the interval 2987 to 3002 m in the Upper Sleipner Formation. DST 3A had technical problems and only the clean-up flow and the first build-up gave valid data. Maximum temperature measured at 2986.4 m was 106.4 C. The re-run DST 3B produced 442 Sm3/oil/day through a 32/64 choke. The GOR was 186 Sm3/Sm3 and the oil density was 0.825 g/cm3.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    620.00
    3430.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    2
    2990.0
    3007.8
    [m ]
    3
    3008.5
    3027.3
    [m ]
    4
    3027.5
    3046.2
    [m ]
    5
    3046.2
    3063.5
    [m ]
    6
    3064.0
    3080.4
    [m ]
    7
    3235.1
    3253.0
    [m ]
    8
    3253.5
    3272.0
    [m ]
    9
    3272.6
    3291.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    143.9
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2990-2995m
    Kjerne bilde med dybde: 2995-3000m
    Kjerne bilde med dybde: 3000-3005m
    Kjerne bilde med dybde: 3005-3007m
    Kjerne bilde med dybde: 3008-3013m
    2990-2995m
    2995-3000m
    3000-3005m
    3005-3007m
    3008-3013m
    Kjerne bilde med dybde: 3013-3018m
    Kjerne bilde med dybde: 3018-3023m
    Kjerne bilde med dybde: 3023-3027m
    Kjerne bilde med dybde: 3027-3032m
    Kjerne bilde med dybde: 3032-3037m
    3013-3018m
    3018-3023m
    3023-3027m
    3027-3032m
    3032-3037m
    Kjerne bilde med dybde: 3037-3042m
    Kjerne bilde med dybde: 3042-3048m
    Kjerne bilde med dybde: 3046-3051m
    Kjerne bilde med dybde: 3051-3056m
    Kjerne bilde med dybde: 3056-3061m
    3037-3042m
    3042-3048m
    3046-3051m
    3051-3056m
    3056-3061m
    Kjerne bilde med dybde: 3061-3063m
    Kjerne bilde med dybde: 3064-3069m
    Kjerne bilde med dybde: 3069-3074m
    Kjerne bilde med dybde: 3074-3079m
    Kjerne bilde med dybde: 3079-3080m
    3061-3063m
    3064-3069m
    3069-3074m
    3074-3079m
    3079-3080m
    Kjerne bilde med dybde: 3235-3240m
    Kjerne bilde med dybde: 3240-3245m
    Kjerne bilde med dybde: 3245-3250m
    Kjerne bilde med dybde: 3250-3253m
    Kjerne bilde med dybde: 3253-3258m
    3235-3240m
    3240-3245m
    3245-3250m
    3250-3253m
    3253-3258m
    Kjerne bilde med dybde: 3258-3263m
    Kjerne bilde med dybde: 3263-3268m
    Kjerne bilde med dybde: 3268-3272m
    Kjerne bilde med dybde: 3272-3277m
    Kjerne bilde med dybde: 3277-3282m
    3258-3263m
    3263-3268m
    3268-3272m
    3272-3277m
    3277-3282m
    Kjerne bilde med dybde: 3282-3287m
    Kjerne bilde med dybde: 3287-3291m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3282-3287m
    3287-3291m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2922.4
    [m]
    C
    APT
    2923.8
    [m]
    C
    APT
    2950.0
    [m]
    DC
    2972.0
    [m]
    DC
    2980.0
    [m]
    DC
    2982.0
    [m]
    DC
    2983.0
    [m]
    DC
    2987.0
    [m]
    DC
    2990.3
    [m]
    C
    2990.3
    [m]
    C
    OD
    2990.8
    [m]
    C
    APT
    2991.4
    [m]
    C
    APT
    2992.3
    [m]
    C
    2992.3
    [m]
    C
    APT
    2992.3
    [m]
    C
    OD
    2992.8
    [m]
    C
    APT
    2992.8
    [m]
    C
    OD
    2993.7
    [m]
    C
    OD
    2994.2
    [m]
    C
    APT
    2994.5
    [m]
    C
    APT
    2994.5
    [m]
    C
    OD
    2994.5
    [m]
    C
    2994.8
    [m]
    C
    APT
    2995.0
    [m]
    DC
    2996.0
    [m]
    C
    OD
    2996.3
    [m]
    C
    2996.9
    [m]
    C
    APT
    2997.3
    [m]
    C
    2998.2
    [m]
    C
    OD
    2998.3
    [m]
    C
    2998.7
    [m]
    C
    APT
    2998.8
    [m]
    C
    APT
    2998.9
    [m]
    C
    APT
    2999.0
    [m]
    C
    OD
    2999.3
    [m]
    C
    3000.0
    [m]
    C
    APT
    3000.5
    [m]
    C
    3000.5
    [m]
    C
    OD
    3001.7
    [m]
    C
    APT
    3002.5
    [m]
    C
    3003.5
    [m]
    C
    OD
    3004.5
    [m]
    C
    3004.8
    [m]
    C
    APT
    3005.0
    [m]
    C
    APT
    3005.5
    [m]
    C
    3005.5
    [m]
    C
    APT
    3006.5
    [m]
    C
    OD
    3006.5
    [m]
    C
    3006.6
    [m]
    C
    APT
    3007.8
    [m]
    C
    APT
    3008.5
    [m]
    C
    APT
    3008.7
    [m]
    C
    OD
    3008.8
    [m]
    C
    APT
    3008.8
    [m]
    C
    3009.1
    [m]
    C
    APT
    3009.2
    [m]
    C
    APT
    3009.7
    [m]
    C
    OD
    3009.8
    [m]
    C
    3010.5
    [m]
    C
    3011.5
    [m]
    C
    3012.3
    [m]
    C
    OD
    3013.5
    [m]
    C
    3015.4
    [m]
    C
    3016.4
    [m]
    C
    OD
    3016.5
    [m]
    C
    OD
    3017.5
    [m]
    C
    3019.5
    [m]
    C
    3020.4
    [m]
    C
    OD
    3021.5
    [m]
    C
    3023.5
    [m]
    C
    3025.5
    [m]
    C
    3025.7
    [m]
    C
    OD
    3027.0
    [m]
    C
    3028.5
    [m]
    C
    3030.5
    [m]
    C
    3031.5
    [m]
    C
    OD
    3032.5
    [m]
    C
    3034.7
    [m]
    C
    OD
    3034.8
    [m]
    C
    3034.8
    [m]
    C
    APT
    3035.5
    [m]
    C
    3037.5
    [m]
    C
    3038.2
    [m]
    C
    APT
    3038.4
    [m]
    C
    APT
    3038.5
    [m]
    C
    OD
    3039.5
    [m]
    C
    3040.5
    [m]
    C
    APT
    3041.5
    [m]
    C
    3042.3
    [m]
    C
    APT
    3042.8
    [m]
    C
    APT
    3042.8
    [m]
    C
    OD
    3043.1
    [m]
    C
    OD
    3043.3
    [m]
    C
    APT
    3044.0
    [m]
    C
    3044.7
    [m]
    C
    APT
    3044.8
    [m]
    C
    3044.8
    [m]
    C
    APT
    3045.4
    [m]
    C
    APT
    3045.5
    [m]
    C
    OD
    3046.5
    [m]
    C
    APT
    3046.5
    [m]
    C
    APT
    3046.7
    [m]
    C
    APT
    3046.9
    [m]
    C
    APT
    3047.8
    [m]
    C
    3048.2
    [m]
    C
    APT
    3048.8
    [m]
    C
    APT
    3048.8
    [m]
    C
    OD
    3049.0
    [m]
    C
    3049.2
    [m]
    C
    APT
    3049.5
    [m]
    C
    APT
    3050.4
    [m]
    C
    APT
    3051.0
    [m]
    C
    3051.8
    [m]
    C
    APT
    3052.0
    [m]
    C
    APT
    3052.0
    [m]
    C
    OD
    3052.4
    [m]
    C
    APT
    3052.7
    [m]
    C
    APT
    3053.2
    [m]
    C
    APT
    3053.8
    [m]
    C
    3054.0
    [m]
    C
    OD
    3054.2
    [m]
    C
    APT
    3054.4
    [m]
    C
    APT
    3054.6
    [m]
    C
    APT
    3055.0
    [m]
    C
    3055.3
    [m]
    C
    APT
    3055.3
    [m]
    C
    OD
    3055.9
    [m]
    C
    APT
    3056.5
    [m]
    C
    3056.6
    [m]
    C
    APT
    3057.5
    [m]
    C
    APT
    3057.6
    [m]
    C
    OD
    3058.7
    [m]
    C
    APT
    3060.9
    [m]
    C
    APT
    3061.0
    [m]
    C
    3078.0
    [m]
    C
    3094.0
    [m]
    C
    3125.5
    [m]
    C
    3131.0
    [m]
    C
    3142.0
    [m]
    C
    3155.5
    [m]
    C
    3171.0
    [m]
    C
    3190.0
    [m]
    C
    3212.0
    [m]
    C
    3220.5
    [m]
    C
    3235.8
    [m]
    C
    3236.8
    [m]
    C
    3238.3
    [m]
    C
    3240.0
    [m]
    C
    3240.3
    [m]
    C
    3241.3
    [m]
    C
    3242.8
    [m]
    C
    3244.0
    [m]
    C
    3244.5
    [m]
    C
    3245.8
    [m]
    C
    3247.0
    [m]
    C
    3248.3
    [m]
    C
    3249.8
    [m]
    C
    3251.3
    [m]
    C
    3254.0
    [m]
    C
    3255.5
    [m]
    C
    3256.0
    [m]
    C
    3257.3
    [m]
    C
    3258.5
    [m]
    C
    3259.0
    [m]
    C
    3261.0
    [m]
    C
    3263.0
    [m]
    C
    3264.5
    [m]
    C
    3266.0
    [m]
    C
    3268.0
    [m]
    C
    3280.0
    [m]
    C
    3285.5
    [m]
    C
    3289.0
    [m]
    C
    3334.5
    [m]
    C
    3340.0
    [m]
    C
    3349.0
    [m]
    C
    3362.0
    [m]
    C
    3376.0
    [m]
    C
    3383.0
    [m]
    C
    3386.7
    [m]
    C
    3392.5
    [m]
    C
    3399.0
    [m]
    C
    3408.0
    [m]
    C

  • 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
    0.00
    0.00
    YES
    DST
    DST3
    3002.00
    2987.00
    YES
    DST
    DST3B
    3254.00
    3233.00
    31.07.1987 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.51

  • 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
    0.44
    pdf
    0.27

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    26.28

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3233
    3254
    12.7
    2.0
    3045
    3025
    12.7
    2.1
    3045
    3025
    12.7
    3.0
    3002
    2987
    12.7
    3.1
    2987
    3002
    12.7
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    8.000
    2.1
    30.000
    11.000
    30.000
    3.0
    10.000
    3.1
    32.000
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    2.0
    396
    71000
    0.827
    0.705
    178
    2.1
    437
    88000
    0.837
    0.705
    201
    3.0
    339
    74000
    0.825
    0.790
    217
    3.1
    442
    82000
    0.825
    0.815
    186

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    BGT
    598
    1972
    CBL VDL
    310
    2910
    CST GR
    2086
    3410
    DIL LSS GR
    598
    3427
    DLL MSFL GR
    2910
    3425
    LDT CNL EPT NGT
    2910
    3429
    LDT CNL GR
    2910
    3149
    LDT GR
    598
    2916
    MWD
    219
    3426
    RFT GR
    0
    2989
    RFT GR
    2985
    3058
    RFT GR
    3234
    3399
    SHDT GR
    1977
    3429
    VSP
    1100
    3425

  • 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
    203.0
    36
    612.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    600.0
    26
    815.0
    1.14
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1978.0
    17 1/2
    2218.0
    1.66
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2910.5
    12 1/4
    2941.0
    1.86
    LOT
    LINER
    7
    3429.0
    8 1/2
    3429.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    1187
    1.09
    30.0
    7.8
    WATER BASED
    21.05.1987
    1358
    1.10
    28.0
    5.8
    WATER BASED
    21.05.1987
    1857
    1.13
    32.0
    8.8
    WATER BASED
    25.05.1987
    1996
    1.15
    24.0
    6.8
    WATER BASED
    25.05.1987
    2218
    1.13
    18.0
    4.9
    WATER BASED
    29.05.1987
    2239
    1.13
    19.0
    4.9
    WATER BASED
    02.06.1987
    2497
    1.14
    18.0
    4.4
    WATER BASED
    02.06.1987
    2581
    1.14
    182.0
    5.8
    WATER BASED
    02.06.1987
    2641
    1.14
    19.0
    4.9
    WATER BASED
    03.06.1987
    2729
    1.14
    19.0
    5.8
    WATER BASED
    04.06.1987
    2746
    1.14
    19.0
    4.9
    WATER BASED
    09.06.1987
    2883
    1.14
    23.0
    6.8
    WATER BASED
    09.06.1987
    2916
    1.14
    26.0
    6.8
    WATER BASED
    09.06.1987
    2925
    1.15
    26.0
    6.8
    WATER BASED
    09.06.1987
    2941
    1.21
    28.0
    5.3
    WATER BASED
    15.06.1987
    2967
    1.22
    35.0
    7.3
    WATER BASED
    16.06.1987
    2994
    1.22
    34.0
    5.3
    WATER BASED
    16.06.1987
    3079
    1.22
    31.0
    5.8
    WATER BASED
    22.06.1987
    3142
    1.22
    28.0
    5.8
    WATER BASED
    22.06.1987
    3147
    1.22
    28.0
    5.8
    WATER BASED
    22.06.1987
    3162
    1.22
    26.0
    5.8
    WATER BASED
    22.06.1987
    3235
    1.24
    27.0
    5.8
    WATER BASED
    23.06.1987
    3254
    1.24
    31.0
    5.8
    WATER BASED
    24.06.1987
    3291
    1.24
    31.0
    5.8
    WATER BASED
    25.06.1987
    3333
    1.24
    29.0
    5.8
    WATER BASED
    26.06.1987
    3430
    1.24
    32.0
    5.8
    WATER BASED
    29.06.1987

  • 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