Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
21.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

15/12-6 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.
    15/12-6 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).
    APPRAISAL
    Status
    Status for brønnbanen. Lovlige verdier:

    BLOWOUT: Det har vært blowout i brønnen.
    CLOSED: Utvinningsbrønnbane som er stengt for produksjon/injeksjon i kortere eller lengre periode. Statusen er også brukt på ferdig borete brønnbaner, der månedlig produksjon/injeksjon ikke har blitt rapportert enda.
    DRILLING: Brønnen er i borefasen. Kan være i aktiv boring, logging, testing eller plugging.
    JUNKED: Boringen ble avsluttet pga tekniske problemer,
    P&A: For letebrønnbane: brønnbanen er plugget og forlatt, og kan ikke re-entres for videre bruk. For utvinningsbrønnbane: produksjon/injeksjon er avsluttet og brønnen er plugget. Brønnhodet er fjernet eller på annet vis gjort utilgjengelig for nye brønnoperasjoner.
    PLUGGED: Brønnbane som er plugget, men øvre deler av brønnbanen kan brukes til å bore nye sidesteg mot nye boremål.
    PRODUCING: Det ble produsert fra brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    INJECTING: Det ble injisert i brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    SUSPENDED: Brønnbane der boringen er midlertidig stoppet. Rettighetshaverne planlegger å fortsette boringen på et senere tidspunkt.
    WILL NEVER BE DRILLED: Brønnbane som er registrert med navn og WellID av Sokkeldirektoratet, men som av ulike årsaker ikke vil bli boret.
    RE-CLASS TO DEV
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORTH SEA
    Felt
    Navn på feltet som brønnbanen er relatert til.
    Funn
    Navn på funnet som brønnbanen er relatert til.
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    15/12-6
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST 8802 - 381 SP. 948
    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.
    644-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    78
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    19.08.1990
    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.
    04.11.1990
    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.
    04.11.1992
    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.
    15.08.2008
    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
    Reklassifisert til brønnbane
    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.
    NO
    1. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    LATE 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.
    INTRA HEATHER FM SS
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    84.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3050.0
    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).
    3034.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    11.7
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    128
    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.
    SKAGERRAK FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    58° 4' 40.3'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 53' 25.41'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6438063.13
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    434552.91
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1524

  • Brønnhistorie
    Block 15/12 is situated between the Jæren High to the south, Central Graben to the south-southwest, Andrew Ridge to the west, Ling Graben to the north and Viking Graben to the north-northwest. Well 15/12-6 S was the third well within the license area. It was drilled ca 3 km north of the 15/12-4 Varg Discovery well, which found 1.5 oil column in Jurassic sandstone. The main objective of 15/12-6 S was to test the hydrocarbon potential in Oxfordian sandstone in the north-western segment of the Beta west structure. Secondary objectives were Palaeocene sandstones (Maureen formation) and Triassic sandstones. Due to possible shallow gas problems, the well was moved 100 south to avoid this problem.
    Operations and results
    Well 15/12-6 S was spudded 19 August 1990 with the semi-submersible rig Deepsea Bergen and drilled to 3050 m in the Triassic Skagerrak Formation. While drilling the 12 1/4" hole the penetration stopped at 2560 m. The BHA was pulled out and it was found that the MWD tool had been twisted off. The hole was cemented back and sidetracked from 2495 m with increased mud weight. Ran 7" liner to 3046 m, and cemented inside the liner to 2960 m. No shallow gas was encountered. The well was drilled with bentonite spud mud and CMC/seawater down to 615 m, with gypsum/polymer mud from 615 m to 2757 m, and with gel/lignosulphonate mud from 2757 m to TD.
    Logs and shows indicated presence of hydrocarbons in the interval from 2428 to 2473 m in the late Cretaceous chalk but tests were not performed here due to tight formation. The Late Jurassic Oxfordian sandstone (Hugin Formation) came in at 2871 m, 80.5 m deeper than prognosed. It contained oil and from logs the OWC was found to be at 2943 m. There were no shows or other hydrocarbon indications below this depth.
    A total of seven cores were cut, six in the interval 2838 to 2966 m and the seventh from 2980 to 2988.5 m. An FMT run in Oxfordian sandstone gave 12 pressure readings out of 27 attempts. One sample was taken at 2935.5 m. The sample contained a mixture of mud filtrate and formation water with traces of hydrocarbons.
    The well was suspended on 4 November 1990 as an oil appraisal well, and was converted to development well (15/12-A-2).
    Testing
    Two DST tests were performed in this well:
    DST 1 from 2922 - 2930 m produced 153.8 Sm3/d oil and 11.683 Sm3/d gas through a 12.7 mm choke. The GOR was 76 Sm3/Sm3. A breakthrough, possibly through a fault, occurred at the end of the cleanup flow in this test, and this totally changed well productivity and also altered the flowing temperature. Before the breakthrough the temperature was 127 deg C and still increasing. After breakthrough the temperature sunk to 123 deg C.
    DST 2 from 2875 - 2895 m produced 866 Sm3/d oil and 52530 Sm3/d gas through a 15.9 mm choke. The GOR was 61 Sm3/Sm3, the oil density was 0.843 g/cm3 and the gas gravity was 0.740 (air = 1). The reservoir temperature was measured to 127.5 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    620.00
    2787.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2838.0
    2864.6
    [m ]
    2
    2865.0
    2891.8
    [m ]
    3
    2892.0
    2907.9
    [m ]
    4
    2910.0
    2937.4
    [m ]
    5
    2937.6
    2953.0
    [m ]
    6
    2953.0
    2964.4
    [m ]
    7
    2980.0
    2988.3
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    131.8
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2838-2843m
    Kjerne bilde med dybde: 2848-2853m
    Kjerne bilde med dybde: 2853-2858m
    Kjerne bilde med dybde: 2858-2863m
    Kjerne bilde med dybde: 2863-2864m
    2838-2843m
    2848-2853m
    2853-2858m
    2858-2863m
    2863-2864m
    Kjerne bilde med dybde: 2865-2870m
    Kjerne bilde med dybde: 2870-2875m
    Kjerne bilde med dybde: 2875-2880m
    Kjerne bilde med dybde: 2880-2885m
    Kjerne bilde med dybde: 2885-2890m
    2865-2870m
    2870-2875m
    2875-2880m
    2880-2885m
    2885-2890m
    Kjerne bilde med dybde: 2890-2891m
    Kjerne bilde med dybde: 2892-2897m
    Kjerne bilde med dybde: 2897-2902m
    Kjerne bilde med dybde: 2902-2907m
    Kjerne bilde med dybde: 2907-2908m
    2890-2891m
    2892-2897m
    2897-2902m
    2902-2907m
    2907-2908m
    Kjerne bilde med dybde: 2910-2915m
    Kjerne bilde med dybde: 2915-2910m
    Kjerne bilde med dybde: 2920-2925m
    Kjerne bilde med dybde: 2925-2930m
    Kjerne bilde med dybde: 2930-2935m
    2910-2915m
    2915-2910m
    2920-2925m
    2925-2930m
    2930-2935m
    Kjerne bilde med dybde: 2935-2937m
    Kjerne bilde med dybde: 2937-2942m
    Kjerne bilde med dybde: 2942-2947m
    Kjerne bilde med dybde: 2947-2952m
    Kjerne bilde med dybde: 2952-2953m
    2935-2937m
    2937-2942m
    2942-2947m
    2947-2952m
    2952-2953m
    Kjerne bilde med dybde: 2953-2958m
    Kjerne bilde med dybde: 2958-2963m
    Kjerne bilde med dybde: 2963-2964m
    Kjerne bilde med dybde: 2980-2985m
    Kjerne bilde med dybde: 2985-2988m
    2953-2958m
    2958-2963m
    2963-2964m
    2980-2985m
    2985-2988m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1250.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1270.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1280.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1300.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1310.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1330.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1340.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1360.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1370.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1390.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1400.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1420.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1430.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1450.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1460.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1480.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1490.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1510.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1520.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1540.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1550.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1570.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1580.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1600.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1610.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1630.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1640.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1660.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1670.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1690.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1700.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1715.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1730.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1750.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1760.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1780.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1790.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1810.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1820.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1840.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1850.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1870.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1880.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1900.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1910.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1930.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1940.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1951.0
    [m]
    SWC
    STATOIL
    1960.0
    [m]
    DC
    GEOCHEM
    1970.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    1990.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    2000.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    2020.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    2030.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    2050.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    2060.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    2080.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    2110.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    2120.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    2140.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    2150.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    2170.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    2180.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    2200.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    2210.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    2230.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    2240.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    2260.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    2270.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    2290.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    2300.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    2306.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    2310.0
    [m]
    SWC
    STATOIL
    2318.0
    [m]
    DC
    GEOCHEM
    2324.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    2342.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    2360.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    2372.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    2384.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    2402.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    2417.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    2417.0
    [m]
    SWC
    STATOIL
    2426.0
    [m]
    DC
    GEOCHEM
    2432.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    2736.0
    [m]
    SWC
    STATOIL
    2747.5
    [m]
    SWC
    STATOI
    2755.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    2761.3
    [m]
    SWC
    STATOI
    2768.5
    [m]
    SWC
    STATOI
    2780.5
    [m]
    SWC
    STATOI
    2787.5
    [m]
    SWC
    STATOI
    2791.5
    [m]
    SWC
    STATOI
    2803.5
    [m]
    SWC
    STATOI
    2810.9
    [m]
    SWC
    STATOI
    2821.9
    [m]
    SWC
    STATOI
    2835.5
    [m]
    SWC
    STATOI
    2839.2
    [m]
    C
    STATOI
    2840.5
    [m]
    C
    2840.6
    [m]
    C
    2845.2
    [m]
    C
    STATOIL
    2845.2
    [m]
    C
    STATOI
    2849.5
    [m]
    C
    2850.5
    [m]
    C
    STATOIL
    2856.5
    [m]
    C
    STATOI
    2861.7
    [m]
    C
    STATOI
    2866.3
    [m]
    C
    STATOI
    2868.5
    [m]
    C
    2868.6
    [m]
    C
    STATOIL
    2869.5
    [m]
    C
    2871.4
    [m]
    C
    STATOIL
    2871.5
    [m]
    C
    2887.3
    [m]
    C
    STATOIL
    2896.4
    [m]
    C
    STATOI
    2899.1
    [m]
    C
    2900.8
    [m]
    C
    STATOIL
    2901.5
    [m]
    C
    STATOI
    2912.5
    [m]
    C
    2913.5
    [m]
    C
    2913.6
    [m]
    C
    STATOIL
    2926.3
    [m]
    C
    STATOI
    2929.5
    [m]
    C
    STATOI
    2936.5
    [m]
    C
    2936.7
    [m]
    C
    STATOIL
    2942.7
    [m]
    C
    STATOI
    2943.7
    [m]
    C
    STATOI
    2947.4
    [m]
    C
    STATOI
    2947.4
    [m]
    C
    2950.2
    [m]
    C
    STATOIL
    2951.0
    [m]
    C
    STATOI
    2951.8
    [m]
    C
    STATOI
    2953.9
    [m]
    C
    STATOI
    2957.2
    [m]
    C
    STATOI
    2960.0
    [m]
    C
    STATOI
    2986.2
    [m]
    C
    STATOI
    3047.0
    [m]
    SWC
    STATOI

  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    DST
    TEST1
    2922.00
    2930.00
    13.10.1990 - 20:00
    YES
    DST
    TEST2
    2875.00
    2895.00
    24.10.1990 - 19:30
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.50
    pdf
    0.15
    pdf
    1.96

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.22
    pdf
    0.18

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    2.12
    pdf
    13.79

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2922
    2930
    12.7
    2.0
    2875
    2895
    15.9
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    10.000
    123
    2.0
    8.000
    127
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    154
    11683
    0.850
    0.795
    76
    2.0
    866
    52530
    0.843
    0.740
    61

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    ACBL VDL GR
    95
    1701
    ACBL VDL GR
    1450
    2926
    CDL CNL GR CAL
    2345
    2756
    DIFL AC SP GR
    2742
    3048
    DIFL ACL SP GR
    1699
    2756
    DIPLOG GR
    2401
    2755
    DIPLOG GR
    2743
    3049
    FMT GR
    2429
    2470
    FMT HP GR
    2976
    3032
    MLL DLL GR
    2742
    3019
    MWD - GR RES DIR
    170
    3090
    SP
    2742
    3049
    VELOCITY
    500
    3050
    ZDL CN SL
    2742
    3049

  • 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
    167.0
    36
    167.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    599.0
    26
    615.0
    1.56
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1700.0
    17 1/2
    1715.0
    1.82
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2743.0
    12 1/4
    2757.0
    1.97
    LOT
    LINER
    7
    3046.0
    8 1/2
    3050.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    615
    0.00
    WATER BASED
    23.08.1990
    615
    1.03
    DUMMY
    27.08.1990
    618
    1.15
    15.0
    5.0
    WATER BASED
    27.08.1990
    1355
    1.15
    21.0
    5.5
    WATER BASED
    27.08.1990
    1710
    1.30
    21.0
    5.5
    WATER BASED
    28.08.1990
    1710
    1.30
    23.0
    6.5
    WATER BASED
    29.08.1990
    1710
    1.30
    23.0
    6.0
    WATER BASED
    30.08.1990
    1710
    1.30
    22.0
    6.0
    WATER BASED
    31.08.1990
    1851
    1.40
    20.0
    6.0
    WATER BASED
    04.09.1990
    2155
    1.40
    20.0
    6.0
    WATER BASED
    04.09.1990
    2200
    1.50
    22.0
    6.5
    WATER BASED
    04.09.1990
    2310
    1.50
    23.0
    6.0
    WATER BASED
    04.09.1990
    2310
    1.50
    23.0
    6.0
    WATER BASED
    05.09.1990
    2310
    1.50
    23.0
    6.5
    WATER BASED
    06.09.1990
    2310
    1.55
    23.0
    6.5
    WATER BASED
    07.09.1990
    2310
    1.55
    23.0
    7.0
    WATER BASED
    10.09.1990
    2310
    1.50
    22.0
    6.5
    WATER BASED
    04.09.1990
    2310
    1.55
    23.0
    6.0
    WATER BASED
    10.09.1990
    2310
    1.58
    23.0
    8.0
    WATER BASED
    14.09.1990
    2310
    1.61
    25.0
    10.0
    WATER BASED
    17.09.1990
    2310
    1.61
    26.0
    9.5
    WATER BASED
    17.09.1990
    2310
    1.61
    24.0
    10.0
    WATER BASED
    18.09.1990
    2310
    1.61
    25.0
    10.0
    WATER BASED
    17.09.1990
    2310
    1.55
    23.0
    6.0
    WATER BASED
    10.09.1990
    2310
    1.55
    23.0
    7.0
    WATER BASED
    13.09.1990
    2345
    1.50
    23.0
    6.0
    WATER BASED
    04.09.1990
    2474
    1.50
    22.0
    6.5
    WATER BASED
    04.09.1990
    2495
    1.55
    23.0
    6.5
    WATER BASED
    07.09.1990
    2511
    1.55
    23.0
    7.0
    WATER BASED
    10.09.1990
    2520
    1.55
    23.0
    6.0
    WATER BASED
    10.09.1990
    2560
    1.50
    23.0
    6.5
    WATER BASED
    06.09.1990
    2560
    1.50
    23.0
    6.0
    WATER BASED
    05.09.1990
    2587
    1.55
    23.0
    6.0
    WATER BASED
    10.09.1990
    2743
    1.32
    15.0
    4.0
    WATER BASED
    25.09.1990
    2743
    1.32
    28.0
    4.0
    WATER BASED
    05.10.1990
    2743
    1.32
    30.0
    5.0
    WATER BASED
    08.10.1990
    2743
    1.32
    28.0
    5.0
    WATER BASED
    08.10.1990
    2743
    1.32
    28.0
    4.5
    WATER BASED
    08.10.1990
    2743
    1.32
    24.0
    5.0
    WATER BASED
    26.09.1990
    2743
    1.32
    22.0
    5.0
    WATER BASED
    27.09.1990
    2743
    1.32
    24.0
    4.0
    WATER BASED
    01.10.1990
    2743
    1.32
    28.0
    5.0
    WATER BASED
    01.10.1990
    2743
    1.32
    23.0
    5.0
    WATER BASED
    26.09.1990
    2743
    1.32
    28.0
    4.0
    WATER BASED
    01.10.1990
    2743
    1.32
    21.0
    4.0
    WATER BASED
    01.10.1990
    2743
    1.32
    21.0
    4.0
    WATER BASED
    02.10.1990
    2743
    1.32
    26.0
    4.0
    WATER BASED
    03.10.1990
    2743
    1.32
    28.0
    4.0
    WATER BASED
    04.10.1990
    2757
    1.61
    26.0
    9.5
    WATER BASED
    17.09.1990
    2757
    1.61
    24.0
    10.0
    WATER BASED
    18.09.1990
    2757
    1.61
    25.0
    10.0
    WATER BASED
    17.09.1990
    2757
    1.61
    25.0
    10.0
    WATER BASED
    20.09.1990
    2757
    1.61
    25.0
    10.0
    WATER BASED
    20.09.1990
    2757
    1.61
    26.0
    10.0
    WATER BASED
    21.09.1990
    2757
    1.61
    26.0
    10.0
    WATER BASED
    24.09.1990
    2757
    1.61
    26.0
    10.0
    WATER BASED
    25.09.1990
    2757
    1.55
    23.0
    7.0
    WATER BASED
    13.09.1990
    2757
    1.61
    25.0
    10.0
    WATER BASED
    17.09.1990
    2757
    1.58
    23.0
    8.0
    WATER BASED
    14.09.1990
    2830
    1.32
    15.0
    4.0
    WATER BASED
    25.09.1990
    2865
    1.32
    23.0
    5.0
    WATER BASED
    26.09.1990
    2876
    1.32
    28.0
    4.0
    WATER BASED
    05.10.1990
    2876
    1.32
    28.0
    5.0
    WATER BASED
    08.10.1990
    2876
    1.32
    30.0
    5.0
    WATER BASED
    08.10.1990
    2876
    1.32
    28.0
    4.5
    WATER BASED
    08.10.1990
    2910
    1.32
    24.0
    5.0
    WATER BASED
    26.09.1990
    2952
    1.32
    22.0
    5.0
    WATER BASED
    27.09.1990
    2966
    1.32
    24.0
    4.0
    WATER BASED
    01.10.1990
    2985
    1.32
    28.0
    4.0
    WATER BASED
    01.10.1990
    2985
    1.32
    28.0
    5.0
    WATER BASED
    01.10.1990
    2985
    1.32
    21.0
    4.0
    WATER BASED
    02.10.1990
    2985
    1.32
    21.0
    4.0
    WATER BASED
    01.10.1990
    3019
    1.32
    26.0
    4.0
    WATER BASED
    03.10.1990
    3050
    1.32
    28.0
    4.0
    WATER BASED
    04.10.1990
    3050
    1.32
    30.0
    5.0
    WATER BASED
    08.10.1990
    3050
    1.32
    28.0
    4.0
    WATER BASED
    05.10.1990
    3050
    1.32
    28.0
    5.0
    WATER BASED
    08.10.1990
    3050
    1.32
    28.0
    4.5
    WATER BASED
    08.10.1990

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    2892.20
    [m ]
    2892.80
    [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
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.22