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

25/4-6 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.
    25/4-6 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.
    SUSPENDED
    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.
    25/4-6
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    EL8802 - 110 SP 205
    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.
    678-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    132
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    15.04.1991
    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.
    24.08.1991
    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.
    24.08.1993
    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.
    15.02.2006
    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.
    GAS/CONDENSATE
    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
    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.
    114.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4170.0
    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).
    4136.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    22.5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    143
    Eldste penetrerte alder
    Alder (iflg. Geologic Time Scale 2004 by F. M. Gradstein, et al. (2004)) til den eldste formasjonen det er blitt boret gjennom. Kan avvike fra alder ved TD for eksempel i avviksbrønner. Eksempler for lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EARLY PERMIAN, EARLY TRIASSIC, EOCENE.
    EARLY JURASSIC
    Eldste penetrerte formasjon
    Navn på den eldste litostratigrafiske enheten som brønnbanen har penetrert. Vises bare på brønner som er frigitt. I de fleste brønnbaner er dette formasjonen eller gruppen påtruffet i bunnen av brønnbanen. Kan avvike fra formasjonen eller gruppen ved TD for eksempel i brønnbaner som er boret med høy avvik eller gjennom forkastninger. Eksempler på lovlige verdier: AMUNDSEN FM, BALDER FM, BASEMENT, BLODØKS FM, BRYNE FM, BURTON FM, COOK FM, DRAKE FM, DRAUPNE FM, EKOFISK FM, SHETLAND GP.
    STATFJORD GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    59° 42' 35.43'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 19' 4.45'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6619449.04
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    461620.07
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1703

  • Brønnhistorie
    General
    Well 25/4-6 S was planned to prove the hydrocarbon potential in a structure located on the northern extension of the Heimdal Ridge. The structure is located in the NE corner of block 25/4, fairly close to the Heimdal, Frøy and Frigg Fields. Four-ways closures were mapped on all levels from the "Near top Frigg sequence" marker to the Base Vestland Group Marker. The structure above the Base Cretaceous Unconformity is a fairly simple dome/mounded feature, while the Vestland Group and deeper sections consist of an antithetic tilted block. The objective of the well was to explore all closures down to at least Vestland Group level. The primary target was the Vestland Group; secondary targets were the Frigg and Heimdal Formations, while the Statfjord Formation was a third, optional target. Based on data from surrounding wells, no abnormal pressure was expected. To achieve an optimal position in reaching the targets the well was planned deviated.
    Operations and results
    Wildcat well 25/4-6 S was spudded with the semi-submersible installation West Vanguard on 15 April 1991 and drilled to TD at 4170 m, 41 m into the Statfjord Formation. The well was drilled vertical (max 2 deg deviation) through the Frigg and Heimdal prospects down to 2424 m. From here angle was built up to a maximum of 22.5 deg at 3025 m before it was dropped off again to 3 deg at final TD. The hole opener cone was lost at 266 m resulting in 8 days and 15 hours lost time before drilling could be resumed. The FMT tool got stuck at 3836 m with fishing unsuccessful. Thus it was decided to set a cement plug on top of the tool and perform a sidetrack. The well was drilled with seawater and viscous pills down to 197 m, with bentonite mud from 197 m to 1220 m, with KCl/polymer mud from 1220 m to 2503 m, and with lignosulphonate mud from 2503 m to TD.
    The Early Eocene Frigg reservoir was not found, and the Palaeocene Heimdal reservoir was water bearing. Top Vestland Group came in at a depth of 3716 m, 37 m deeper than predicted. The group was 222 m thick and hydrocarbon bearing over the uppermost 120 m (hydrocarbon/water contact at 3836 m). The reservoir fluid type was assumed to be a condensate/wet gas with a 0.486 g/cc gradient over the HC-bearing zone, according to the RFT measurements. The Statfjord Formation was water bearing.
    A total of 12 conventional cores were cut from the Vestland Group, Dunlin Group, and the Statfjord Formation. The mismatch between core depth and logger's depth was large. Core depth had to be added a correction of 8.5 m to 11 m in order to match with the logger's depth. A total of 25 sidewall cores were attempted and 19 were recovered. Two FMT fluid samples were taken, at 3803.5 m in the Hugin Formation and at 4141.5 m in the Statfjord Formation. Both recovered salt water with a small volume of gas.
    The well was suspended on 24 August 1991 as a gas/condensate discovery.
    Testing
    One DST tests was performed in the interval 3802-3819 m and flowed at a rate of 461700 Sm3/d gas and 688 Sm3/d oil through a 20.64 mm choke. The GOR was 671 Sm3/Sm3 with an oil density of 0.82 g/ml (41 deg API).

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    210.00
    4020.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3712.0
    3714.3
    [m ]
    2
    3715.0
    3733.2
    [m ]
    3
    3734.0
    3745.8
    [m ]
    4
    3746.0
    3774.0
    [m ]
    5
    3774.0
    3790.4
    [m ]
    6
    3791.0
    3818.8
    [m ]
    7
    3819.0
    3846.3
    [m ]
    8
    3846.5
    3873.0
    [m ]
    9
    3874.0
    3902.2
    [m ]
    10
    4061.0
    4070.0
    [m ]
    11
    4124.0
    4131.1
    [m ]
    12
    4131.5
    4134.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    205.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2100.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2110.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2120.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2130.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2140.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2150.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2160.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2170.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2180.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2190.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2200.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2220.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2240.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2310.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2330.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2340.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2360.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2380.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2390.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2420.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2440.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2450.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2460.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2490.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2510.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2520.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2530.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2545.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2555.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2570.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2580.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2610.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2620.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2630.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2650.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2665.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2685.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2700.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2715.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2730.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2740.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2750.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2846.5
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3680.0
    [m]
    DC
    SNEA(P)
    3700.0
    [m]
    DC
    SNEA(P)
    3710.0
    [m]
    DC
    SNEA(P)
    3712.1
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3713.2
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3715.5
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3716.5
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3717.3
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3718.0
    [m]
    DC
    SNEA(P)
    3719.5
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3721.0
    [m]
    DC
    SNEA(P)
    3723.0
    [m]
    DC
    SNEA(P)
    3725.5
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3727.0
    [m]
    DC
    SNEA(P)
    3729.4
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3731.0
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3734.0
    [m]
    DC
    SNEA(P)
    3736.0
    [m]
    DC
    SNEA(P)
    3738.5
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3740.0
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3742.0
    [m]
    DC
    SNEA(P)
    3744.0
    [m]
    DC
    SNEA(P)
    3746.3
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3749.3
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3751.0
    [m]
    DC
    SNEA(P)
    3753.0
    [m]
    DC
    SNEA(P)
    3754.9
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3756.0
    [m]
    DC
    SNEA(P)
    3759.3
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3761.0
    [m]
    DC
    SNEA(P)
    3763.0
    [m]
    DC
    SNEA(P)
    3765.0
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3768.0
    [m]
    DC
    SNEA(P)
    3769.9
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3770.5
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3772.0
    [m]
    DC
    SNEA(P)
    3774.0
    [m]
    DC
    SNEA(P)
    3777.0
    [m]
    DC
    SNEA(P)
    3779.5
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3781.0
    [m]
    DC
    SNEA(P)
    3783.9
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3784.5
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3784.6
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3785.9
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3787.4
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3788.5
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3789.0
    [m]
    DC
    SNEA(P)
    3791.0
    [m]
    DC
    SNEA(P)
    3793.0
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3795.0
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3797.0
    [m]
    DC
    SNEA(P)
    3799.0
    [m]
    DC
    SNEA(P)
    3801.0
    [m]
    DC
    SNEA(P)
    3802.4
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3802.6
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3804.0
    [m]
    DC
    SNEA(P)
    3806.3
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3810.2
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3811.0
    [m]
    DC
    SNEA(P)
    3814.0
    [m]
    DC
    SNEA(P)
    3817.0
    [m]
    DC
    SNEA(P)
    3819.5
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3820.2
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3820.4
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3822.0
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3825.0
    [m]
    DC
    SNEA(P)
    3828.0
    [m]
    DC
    SNEA(P)
    3831.0
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3834.0
    [m]
    DC
    SNEA(P)
    3835.1
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3835.8
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3837.0
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3840.0
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3843.0
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3849.5
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3852.6
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3855.5
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3858.5
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3862.5
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3864.1
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3864.3
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3864.5
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3864.8
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3865.3
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3866.3
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3866.5
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3869.5
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3873.0
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3875.0
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3876.7
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3877.8
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3880.8
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3881.4
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3882.8
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3885.8
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3888.4
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3889.8
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3892.6
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3892.7
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3894.3
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3894.7
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3895.3
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3897.0
    [m]
    DC
    SNEA(P)
    3898.0
    [m]
    DC
    SNEA(P)
    3901.6
    [m]
    C
    SNEA(P)
    3905.0
    [m]
    DC
    SNEA(P)
    3920.0
    [m]
    DC
    SNEA(P)
    3935.0
    [m]
    DC
    SNEA(P)
    3940.0
    [m]
    DC
    SNEA(P)
    3950.0
    [m]
    DC
    SNEA(P)
    3970.0
    [m]
    DC
    SNEA(P)
    3990.0
    [m]
    DC
    SNEA(P)
    4010.0
    [m]
    DC
    SNEA(P)
    4030.0
    [m]
    DC
    SNEA(P)
    4061.0
    [m]
    DC
    SNEA(P)
    4063.0
    [m]
    DC
    SNEA(P)
    4065.0
    [m]
    DC
    SNEA(P)
    4067.0
    [m]
    DC
    SNEA(P)
    4121.0
    [m]
    DC
    SNEA(P)
    4126.0
    [m]
    DC
    SNEA(P)
    4128.0
    [m]
    DC
    SNEA(P)
    4130.0
    [m]
    C
    SNEA(P)
    4131.5
    [m]
    C
    SNEA(P)
    4133.0
    [m]
    C
    SNEA(P)

  • 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
    3802.00
    3819.00
    14.08.1991 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.53

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    5.25

  • 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
    0.67
    pdf
    0.23

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    4.69
    pdf
    102.09

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3802
    3819
    20.6
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    126
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    688
    461700
    0.810
    0.720
    671

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CAL
    130
    3430
    DIF AC GR
    4021
    4140
    DIF AC GR CBL
    2706
    4002
    DIFL AC ZDEN GR
    1910
    2499
    DIFL AC ZDL GR
    2493
    3591
    DIL SLS GR LDT CNL
    3700
    4170
    DIP
    1207
    2499
    DIP
    3595
    3970
    DIP GR
    3581
    3591
    DL GR
    4021
    4170
    DLL MLL SL
    3578
    4022
    FMT
    2205
    2225
    FMT
    3736
    3838
    MCL
    150
    3490
    MFC
    3585
    3590
    MWD RWD
    198
    4022
    SBT GR CCL
    3430
    4021
    SWC
    2037
    2462
    VSP
    1800
    4021
    ZDL CN GR
    3578
    3878

  • 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
    197.0
    36
    200.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    1207.0
    26
    1210.0
    1.75
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2493.0
    17 1/2
    2495.0
    1.84
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3578.0
    12 1/4
    3580.0
    1.98
    LOT
    LINER
    7
    4021.0
    8 1/2
    4170.0
    2.15
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    313
    1.05
    7.0
    16.0
    WATER BASED
    22.04.1991
    717
    1.08
    8.0
    22.0
    WATER BASED
    23.04.1991
    973
    1.08
    9.0
    23.0
    WATER BASED
    24.04.1991
    1215
    1.09
    9.0
    19.0
    WATER BASED
    25.04.1991
    1215
    1.08
    8.0
    14.0
    WATER BASED
    26.04.1991
    1215
    1.09
    7.0
    20.0
    WATER BASED
    29.04.1991
    1220
    1.08
    7.0
    17.0
    WATER BASED
    29.04.1991
    1220
    1.09
    WATER BASED
    29.04.1991
    1220
    1.09
    WATER BASED
    30.04.1991
    1220
    1.09
    WATER BASED
    02.05.1991
    1220
    1.09
    WATER BASED
    03.05.1991
    1220
    1.09
    WATER BASED
    06.05.1991
    1240
    1.25
    20.0
    14.0
    WATER BASED
    06.05.1991
    1240
    1.25
    25.0
    36.0
    WATER BASED
    07.05.1991
    1503
    1.25
    21.0
    32.0
    WATER BASED
    06.05.1991
    2000
    1.25
    28.0
    18.0
    WATER BASED
    08.05.1991
    2066
    1.30
    29.0
    19.0
    WATER BASED
    10.05.1991
    2303
    1.30
    31.0
    19.0
    WATER BASED
    10.05.1991
    2433
    1.30
    30.0
    19.5
    WATER BASED
    13.05.1991
    2433
    1.30
    29.0
    16.0
    WATER BASED
    13.05.1991
    2433
    1.30
    29.0
    16.0
    WATER BASED
    13.05.1991
    2433
    1.35
    26.0
    14.5
    WATER BASED
    15.05.1991
    2433
    1.38
    25.0
    12.5
    WATER BASED
    16.05.1991
    2433
    1.38
    24.0
    14.0
    WATER BASED
    21.05.1991
    2433
    1.38
    22.0
    14.5
    WATER BASED
    21.05.1991
    2433
    1.38
    23.0
    29.0
    WATER BASED
    21.05.1991
    2433
    1.38
    25.0
    15.0
    WATER BASED
    21.05.1991
    2433
    1.38
    26.0
    15.5
    WATER BASED
    21.05.1991
    2433
    1.35
    22.0
    17.0
    WATER BASED
    14.05.1991
    2446
    1.38
    23.0
    14.5
    WATER BASED
    22.05.1991
    2503
    1.38
    21.0
    14.0
    WATER BASED
    23.05.1991
    2503
    1.38
    24.0
    12.0
    WATER BASED
    27.05.1991
    2503
    1.38
    23.0
    11.5
    WATER BASED
    27.05.1991
    2503
    1.38
    23.0
    11.5
    WATER BASED
    28.05.1991
    2503
    1.38
    23.0
    12.0
    WATER BASED
    24.05.1991
    2503
    1.38
    23.0
    24.0
    WATER BASED
    27.05.1991
    2535
    1.36
    29.0
    15.0
    WATER BASED
    29.05.1991
    2609
    1.36
    33.0
    13.0
    WATER BASED
    30.05.1991
    2695
    1.36
    28.0
    33.0
    WATER BASED
    03.06.1991
    2695
    1.36
    25.0
    17.5
    WATER BASED
    31.05.1991
    2712
    1.36
    26.0
    31.0
    WATER BASED
    03.06.1991
    2738
    1.36
    24.0
    13.5
    WATER BASED
    03.06.1991
    2761
    1.36
    26.0
    12.0
    WATER BASED
    04.06.1991
    2761
    1.36
    26.0
    12.0
    WATER BASED
    05.06.1991
    2777
    1.42
    28.0
    14.0
    WATER BASED
    07.06.1991
    2788
    1.42
    28.0
    14.0
    WATER BASED
    07.06.1991
    2820
    1.42
    31.0
    28.0
    WATER BASED
    10.06.1991
    2871
    1.42
    31.0
    13.5
    WATER BASED
    10.06.1991
    3080
    1.42
    32.0
    25.0
    WATER BASED
    12.06.1991
    3184
    1.42
    32.0
    13.5
    WATER BASED
    13.06.1991
    3376
    1.42
    28.0
    10.0
    WATER BASED
    14.06.1991
    3414
    1.42
    22.0
    19.0
    WATER BASED
    19.06.1991
    3429
    1.75
    45.0
    12.0
    WATER BASED
    29.07.1991
    3470
    1.42
    24.0
    20.0
    WATER BASED
    19.06.1991
    3591
    1.56
    28.0
    17.0
    WATER BASED
    19.06.1991
    3591
    1.56
    27.0
    17.0
    WATER BASED
    19.06.1991
    3591
    1.56
    25.0
    5.7
    WATER BASED
    20.06.1991
    3591
    1.56
    25.0
    7.5
    WATER BASED
    21.06.1991
    3591
    1.57
    27.0
    10.5
    WATER BASED
    25.06.1991
    3591
    1.57
    27.0
    8.1
    WATER BASED
    25.06.1991
    3591
    1.56
    30.0
    22.0
    WATER BASED
    19.06.1991
    3591
    1.56
    21.0
    7.5
    WATER BASED
    25.06.1991
    3591
    1.75
    23.0
    8.6
    WATER BASED
    26.06.1991
    3608
    1.75
    23.0
    9.6
    WATER BASED
    26.06.1991
    3650
    1.75
    31.0
    10.1
    WATER BASED
    27.06.1991
    3700
    1.75
    31.0
    12.0
    WATER BASED
    28.06.1991
    3712
    1.75
    28.0
    10.5
    WATER BASED
    01.07.1991
    3712
    1.75
    25.0
    9.6
    WATER BASED
    01.07.1991
    3733
    1.75
    28.0
    9.6
    WATER BASED
    01.07.1991
    3746
    1.75
    29.0
    9.6
    WATER BASED
    02.07.1991
    3774
    1.75
    28.0
    9.5
    WATER BASED
    03.07.1991
    3782
    1.75
    29.0
    10.5
    WATER BASED
    04.07.1991
    3817
    1.75
    32.0
    10.5
    WATER BASED
    05.07.1991
    3819
    1.75
    31.0
    9.6
    WATER BASED
    09.07.1991
    3854
    1.75
    32.0
    10.5
    WATER BASED
    09.07.1991
    3886
    1.75
    35.0
    12.0
    WATER BASED
    09.07.1991
    3902
    1.75
    32.0
    10.1
    WATER BASED
    09.07.1991
    3930
    1.75
    34.0
    9.1
    WATER BASED
    12.08.1991
    3930
    1.75
    34.0
    9.6
    WATER BASED
    13.08.1991
    3972
    1.75
    40.0
    8.6
    WATER BASED
    23.07.1991
    3976
    1.75
    40.0
    12.0
    WATER BASED
    24.07.1991
    3986
    1.75
    39.0
    10.5
    WATER BASED
    25.07.1991
    3999
    1.75
    34.0
    12.4
    WATER BASED
    10.07.1991
    4021
    1.75
    45.0
    10.5
    WATER BASED
    29.07.1991
    4022
    1.75
    43.0
    12.0
    WATER BASED
    26.07.1991
    4022
    1.75
    43.0
    12.0
    WATER BASED
    29.07.1991
    4022
    1.75
    30.0
    11.0
    WATER BASED
    11.07.1991
    4022
    1.75
    28.0
    9.6
    WATER BASED
    15.07.1991
    4022
    1.75
    43.0
    10.5
    WATER BASED
    30.07.1991
    4022
    1.75
    30.0
    10.1
    WATER BASED
    15.07.1991
    4022
    1.75
    27.0
    9.6
    WATER BASED
    15.07.1991
    4022
    1.75
    31.0
    9.6
    WATER BASED
    15.07.1991
    4022
    1.75
    28.0
    7.7
    WATER BASED
    16.07.1991
    4022
    1.75
    31.0
    9.1
    WATER BASED
    17.07.1991
    4022
    1.75
    27.0
    7.2
    WATER BASED
    18.07.1991
    4022
    1.75
    24.0
    5.7
    WATER BASED
    19.07.1991
    4022
    1.75
    25.0
    6.2
    WATER BASED
    22.07.1991
    4022
    1.75
    35.0
    6.7
    WATER BASED
    22.07.1991
    4022
    1.75
    40.0
    9.6
    WATER BASED
    22.07.1991
    4039
    1.75
    43.0
    10.5
    WATER BASED
    31.07.1991
    4039
    1.75
    40.0
    9.6
    WATER BASED
    05.08.1991
    4062
    1.75
    44.0
    9.6
    WATER BASED
    01.08.1991
    4072
    1.75
    44.0
    11.0
    WATER BASED
    02.08.1991
    4112
    1.75
    41.0
    10.1
    WATER BASED
    05.08.1991
    4131
    1.75
    40.0
    10.5
    WATER BASED
    05.08.1991
    4147
    1.75
    38.0
    8.6
    WATER BASED
    06.08.1991
    4170
    1.75
    38.0
    9.6
    WATER BASED
    07.08.1991
    4170
    1.75
    42.0
    9.1
    WATER BASED
    09.08.1991
    4170
    1.75
    41.0
    8.6
    WATER BASED
    12.08.1991
    4170
    1.75
    41.0
    8.6
    WATER BASED
    12.08.1991
    4170
    1.75
    44.0
    8.6
    WATER BASED
    14.08.1991
    4170
    1.75
    37.0
    7.7
    WATER BASED
    15.08.1991
    4170
    1.75
    35.0
    6.7
    WATER BASED
    19.08.1991
    4170
    1.75
    35.0
    6.7
    WATER BASED
    19.08.1991
    4170
    1.75
    48.0
    10.1
    WATER BASED
    20.08.1991
    4170
    1.75
    45.0
    9.6
    WATER BASED
    21.08.1991
    4170
    1.75
    38.0
    10.5
    WATER BASED
    22.08.1991
    4170
    0.00
    WATER BASED
    26.08.1991
    4170
    1.75
    38.0
    8.6
    WATER BASED
    08.08.1991
    4170
    1.75
    35.0
    7.2
    WATER BASED
    16.08.1991
    4170
    1.75
    34.0
    7.7
    WATER BASED
    19.08.1991
    4170
    1.75
    WATER BASED
    23.08.1991

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    3718.50
    [m ]
    3724.80
    [m ]
    3734.50
    [m ]
    3745.45
    [m ]
    3752.65
    [m ]
    3755.29
    [m ]
    3771.76
    [m ]
    3774.72
    [m ]
    3782.79
    [m ]
    3794.70
    [m ]
    3798.40
    [m ]
    3818.51
    [m ]
    3824.77
    [m ]
    3828.25
    [m ]
    3844.10
    [m ]
    3849.20
    [m ]
    3854.55
    [m ]
    3869.97
    [m ]
    3902.00
    [m ]
    3879.55
    [m ]

  • 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