Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

30/9-14

Eksport: PDF ikon PDF

  • Generell informasjon
    Generell informasjon
    Attributt Verdi
    Brønnbane navn
    Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    30/9-14
    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.
    P&A
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORTH SEA
    Felt
    Navn på feltet som brønnbanen er relatert til.
    Funn
    Navn på funnet som brønnbanen er relatert til.
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    30/9-14
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH 8502- REKKE 325 & KOLONNE 251
    Utvinningstillatelse
    Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).
    Boreoperatør
    Navn på rettighetshaver som på vegne av den aktive utvinningstillatelsen (ved brønnhodeposisjon) starter boreoperasjonen. Dette tilsvarer vanligvis operatørselskapet for den aktuelle utvinningstillatelsen.
    Norsk Hydro Produksjon AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    756-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    60
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    16.03.1993
    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.
    14.05.1993
    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.
    14.05.1995
    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.
    28.05.2003
    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.
    APPRAISAL
    Gjenåpnet
    Status om brønnbanen er gjenåpnet (YES) eller ikke (NO). Når en teller antall brønnbaner på norsk sokkel, teller en bare de som ikke er gjenåpnet (NO).
    NO
    Innhold
    For letebrønnbaner, funn status.

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

    For utvinningsbrønnbaner, type produsert eller injisert fluid.
    Lovlige verdier: WATER, CUTTINGS, NOT AVAILABLE, OIL, GAS/CONDENSATE, OIL/GAS, CO2, GAS, WATER/GAS, NOT APPLICABLE.
    OIL/GAS
    Funnbrønnbane
    Indikator som forteller om brønnbanen påviste et nytt funn. Lovlige verdier: YES, NO. For brønnbaner der resultatet ikke er pressemeldt eller på annet vis avklart, blir «NO» benyttet.
    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
    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.
    TARBERT FM
    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.
    107.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3680.0
    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).
    3678.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    8.4
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    135
    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.
    DRAKE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 23' 11.12'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 42' 19.37'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6694641.09
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    483758.05
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2076

  • Brønnhistorie
    General
    Well 30/9-14 is located in the western part of block 30/9, on the Southern Oseberg complex. The primary objectives of the well were to appraise oil within the G-North prospect and verify the potential resources of the G-North and G-West prospect, leaving a minimum of untested resources up dip of the well on the G-North prospect; to define fluid contacts, primarily the OWC in the Tarbert Formation; and to verify the structural mapping, depth conversion and the geological model for the G-North area. Secondary objectives were to verify the lateral extent of the lower Heather sand, to test a possible hydrocarbon potential within the Ness and ORE (Oseberg/Rannoch/Etive) Formations, and to obtain a good well tie of the base Brent reflector and the intra Dunlin reflector.
    Operations and results
    Appraisal well 30/9-14 was spudded with the semi-submersible installation "Polar Pioneer" on 16 March 1993 and drilled to total depth at 3680 m in the Early Jurassic Drake Formation. The well was drilled water based with sea water and hi-vis pills in the 36", 24", and 17 1/2" sections, down to 1040 m, and with a KCl / PHPA / Polymer mud from 104 m to TD. Sedimentological and lithological development was similar to 30/9-13 S, but approximately 250 m of Early Oligocene sand encountered in well 30/9-13 S was not present in well 30/9-14 where the same interval is dominated by clay stone. The Viking Group came in at 2967 m and the Top Tarbert Formation came in at 3059.5 m, 84 m deeper than prognosis due to too low velocities in the Tertiary section. Sixty-six m of Intra Heather Sandstone was verified from 2993.5 m to 3059.5 m. Poor to moderate shows were observed in the Draupne and Heather Formations from 2968.5 m to 3059.5 m. Moderate to good shows were seen from 3059.6 m to 3130 m in the Tarbert Formation. Good shows (residual oil) were also observed in the ORE Formation from 3503 - 3514 m. The Lower Heather and upper Tarbert Formations were proven to be gas bearing, with a GDT at 3163 m. Oil was encountered in Tarbert with an OWC at 3218 m. There was a four bar pressure difference, in the oil zone, between 30/9-13S and 30/9-14. The water gradient was similar to 30/9-13S. Eight conventional cores with near 100% recovery were cut in the interval 2968 m to 3219 m (Draupne, Heather, and Tarbert Formations). Three further cores were cut from 3470 m to 3534 m (Ness, ORE, and Drake Formations). Wireline MDT samples were recoverd from 3154.3 m (Tarbert Formation, water), 3126 m (Tarbert Formation, oil), and 3060.5 m (top Tarbert, Gas). An additional RFT sample containing gas was recovered from 3060.5 m. The well was plugged back and permanently abandoned as an oil and gas appraisal well on 14 May 1993.
    Testing
    The well was production tested from two intervals. Test no. 1 was perforated at 3144.5 m - 3157.5 m and produced water. Test no. 2 was perforated at 3084.0 m - 3127.0 m and produced saturated oil. Production test no. 1 was interpreted to flow from a net pay interval of 22.5 m with an average permeability of 478 mD. Test no. 2 was producing from a net pay interval of 14.25 m with an average permeability of 123 mD.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    490.00
    3680.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2968.5
    2980.0
    [m ]
    2
    2981.0
    2985.4
    [m ]
    3
    2985.5
    3003.0
    [m ]
    4
    3003.5
    3031.0
    [m ]
    5
    3031.1
    3058.0
    [m ]
    6
    3058.5
    3113.0
    [m ]
    7
    3113.1
    3166.0
    [m ]
    8
    3166.2
    3218.0
    [m ]
    9
    3470.0
    3500.0
    [m ]
    10
    3500.0
    3500.4
    [m ]
    11
    3503.0
    3534.1
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    308.4
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2968-2973m
    Kjerne bilde med dybde: 2973-2978m
    Kjerne bilde med dybde: 2978-2980m
    Kjerne bilde med dybde: 2981-2985m
    Kjerne bilde med dybde: 2985-2990m
    2968-2973m
    2973-2978m
    2978-2980m
    2981-2985m
    2985-2990m
    Kjerne bilde med dybde: 2990-2995m
    Kjerne bilde med dybde: 2995-3000m
    Kjerne bilde med dybde: 3000-3003m
    Kjerne bilde med dybde: 3003-3008m
    Kjerne bilde med dybde: 3008-3013m
    2990-2995m
    2995-3000m
    3000-3003m
    3003-3008m
    3008-3013m
    Kjerne bilde med dybde: 3013-3018m
    Kjerne bilde med dybde: 3018-3023m
    Kjerne bilde med dybde: 3023-3028m
    Kjerne bilde med dybde: 3028-3031m
    Kjerne bilde med dybde: 3031-3036m
    3013-3018m
    3018-3023m
    3023-3028m
    3028-3031m
    3031-3036m
    Kjerne bilde med dybde: 3036-3041m
    Kjerne bilde med dybde: 3041-3046m
    Kjerne bilde med dybde: 3046-3051m
    Kjerne bilde med dybde: 3051-3056m
    Kjerne bilde med dybde: 3056-3058m
    3036-3041m
    3041-3046m
    3046-3051m
    3051-3056m
    3056-3058m
    Kjerne bilde med dybde: 3059-3063m
    Kjerne bilde med dybde: 3063-3068m
    Kjerne bilde med dybde: 3068-3073m
    Kjerne bilde med dybde: 3073-3078m
    Kjerne bilde med dybde: 3078-3083m
    3059-3063m
    3063-3068m
    3068-3073m
    3073-3078m
    3078-3083m
    Kjerne bilde med dybde: 3088-3093m
    Kjerne bilde med dybde: 3093-3098m
    Kjerne bilde med dybde: 3098-3103m
    Kjerne bilde med dybde: 3103-3108m
    Kjerne bilde med dybde: 3108-3113m
    3088-3093m
    3093-3098m
    3098-3103m
    3103-3108m
    3108-3113m
    Kjerne bilde med dybde: 3113-3113m
    Kjerne bilde med dybde: 3113-3118m
    Kjerne bilde med dybde: 3118-3123m
    Kjerne bilde med dybde: 3123-3128m
    Kjerne bilde med dybde: 3128-3133m
    3113-3113m
    3113-3118m
    3118-3123m
    3123-3128m
    3128-3133m
    Kjerne bilde med dybde: 3133-3138m
    Kjerne bilde med dybde: 3138-3143m
    Kjerne bilde med dybde: 3143-3148m
    Kjerne bilde med dybde: 3148-3153m
    Kjerne bilde med dybde: 3153-3158m
    3133-3138m
    3138-3143m
    3143-3148m
    3148-3153m
    3153-3158m
    Kjerne bilde med dybde: 3158-3163m
    Kjerne bilde med dybde: 3163-3166m
    Kjerne bilde med dybde: 3166-3171m
    Kjerne bilde med dybde: 3171-3176m
    Kjerne bilde med dybde: 3176-3181m
    3158-3163m
    3163-3166m
    3166-3171m
    3171-3176m
    3176-3181m
    Kjerne bilde med dybde: 3181-3186m
    Kjerne bilde med dybde: 3186-3191m
    Kjerne bilde med dybde: 3191-3196m
    Kjerne bilde med dybde: 3196-3201m
    Kjerne bilde med dybde: 3201-3206m
    3181-3186m
    3186-3191m
    3191-3196m
    3196-3201m
    3201-3206m
    Kjerne bilde med dybde: 3206-3211m
    Kjerne bilde med dybde: 3211-3216m
    Kjerne bilde med dybde: 3216-3218m
    Kjerne bilde med dybde: 3470-3475m
    Kjerne bilde med dybde: 3475-3480m
    3206-3211m
    3211-3216m
    3216-3218m
    3470-3475m
    3475-3480m
    Kjerne bilde med dybde: 3480-3485m
    Kjerne bilde med dybde: 3485-3490m
    Kjerne bilde med dybde: 3490-3495m
    Kjerne bilde med dybde: 3495-3500m
    Kjerne bilde med dybde: 3500-3501m
    3480-3485m
    3485-3490m
    3490-3495m
    3495-3500m
    3500-3501m
    Kjerne bilde med dybde: 3500-3508m
    Kjerne bilde med dybde: 3508-3513m
    Kjerne bilde med dybde: 3513-3518m
    Kjerne bilde med dybde: 3518-3523m
    Kjerne bilde med dybde: 3523-3528m
    3500-3508m
    3508-3513m
    3513-3518m
    3518-3523m
    3523-3528m
    Kjerne bilde med dybde: 3528-3533m
    Kjerne bilde med dybde: 3533-3534m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3528-3533m
    3533-3534m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    500.0
    [m]
    DC
    GEOST
    520.0
    [m]
    DC
    GEOST
    540.0
    [m]
    DC
    GEOST
    560.0
    [m]
    DC
    GEOST
    580.0
    [m]
    DC
    GEOST
    600.0
    [m]
    DC
    GEOST
    620.0
    [m]
    DC
    GEOST
    640.0
    [m]
    DC
    GEOST
    660.0
    [m]
    DC
    GEOST
    680.0
    [m]
    DC
    GEOST
    700.0
    [m]
    DC
    GEOST
    720.0
    [m]
    DC
    GEOST
    740.0
    [m]
    DC
    GEOST
    760.0
    [m]
    DC
    GEOST
    780.0
    [m]
    DC
    GEOST
    800.0
    [m]
    DC
    GEOST
    820.0
    [m]
    DC
    GEOST
    840.0
    [m]
    DC
    GEOST
    860.0
    [m]
    DC
    GEOST
    880.0
    [m]
    DC
    GEOST
    900.0
    [m]
    DC
    GEOST
    910.0
    [m]
    DC
    GEOST
    940.0
    [m]
    DC
    GEOST
    960.0
    [m]
    DC
    GEOST
    980.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1000.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1020.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1040.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1048.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1080.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1100.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1120.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1140.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1160.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1180.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1200.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1220.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1240.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1260.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1280.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1300.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1320.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1350.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1360.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1380.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1400.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1420.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1441.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1460.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1481.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1500.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1520.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1530.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1560.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1572.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1600.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1620.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1640.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1660.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1680.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1698.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1720.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1730.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1740.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1760.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1780.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1800.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1820.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1840.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1860.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1870.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1900.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1922.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1930.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1960.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1980.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2000.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2020.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2038.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2060.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2080.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2100.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2120.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2125.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2140.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2150.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2151.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2160.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2170.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2190.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2210.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2235.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2240.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2260.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2280.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2300.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2320.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2340.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2358.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2381.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2400.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2420.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2440.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2460.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2480.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2500.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2520.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2540.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2560.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2580.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2600.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2620.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2640.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2660.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2680.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2700.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2720.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2740.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2760.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2780.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2800.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2836.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2850.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2870.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2890.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2900.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2910.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2915.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2925.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2935.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2945.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2955.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2959.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2960.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2962.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2964.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2965.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2965.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2967.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2968.5
    [m]
    C
    GEOST
    2970.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2973.0
    [m]
    C
    GEOST
    2973.5
    [m]
    C
    GEOST
    2980.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2981.0
    [m]
    C
    GEOST
    2990.6
    [m]
    C
    GEOST
    2991.5
    [m]
    C
    GEOST
    2995.5
    [m]
    C
    GEOST
    3005.3
    [m]
    C
    GEOST
    3015.0
    [m]
    C
    GEOST
    3024.0
    [m]
    C
    GEOST
    3032.6
    [m]
    C
    GEOST
    3041.0
    [m]
    C
    GEOST
    3050.5
    [m]
    C
    GEOST
    3058.0
    [m]
    C
    GEOST
    3059.5
    [m]
    C
    GEOST
    3068.9
    [m]
    C
    HYDRO
    3079.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3088.5
    [m]
    C
    HYDRO
    3098.7
    [m]
    C
    HYDRO
    3106.8
    [m]
    C
    HYDRO
    3114.1
    [m]
    C
    HYDRO
    3124.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3132.1
    [m]
    C
    HYDRO
    3134.7
    [m]
    C
    HYDRO
    3144.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3158.2
    [m]
    C
    HYDRO
    3161.6
    [m]
    C
    HYDRO
    3167.9
    [m]
    C
    HYDRO
    3178.9
    [m]
    C
    HYDRO
    3187.3
    [m]
    C
    GEOST
    3194.3
    [m]
    C
    GEOST
    3204.3
    [m]
    C
    GEOST
    3213.8
    [m]
    C
    GEOST
    3222.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3232.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3239.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3254.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3257.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3262.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3269.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3274.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3280.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3287.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3295.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3298.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3302.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3310.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3312.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3317.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3320.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3326.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3332.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3334.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3339.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3340.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3347.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3347.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3353.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3355.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3359.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3362.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3369.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3370.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3377.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3380.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3384.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3385.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3392.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3397.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3400.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3406.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3413.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3422.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3429.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3437.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3447.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3455.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3461.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3470.0
    [m]
    C
    GEOST
    3475.0
    [m]
    C
    GEOST
    3485.0
    [m]
    C
    GEOST
    3489.4
    [m]
    C
    GEOST
    3503.9
    [m]
    C
    GEOST
    3507.9
    [m]
    C
    GEOST
    3516.0
    [m]
    C
    GEOST
    3525.0
    [m]
    C
    GEOST
    3533.9
    [m]
    C
    GEOST
    3539.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3548.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3550.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3555.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3566.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3578.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3587.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3604.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3612.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3624.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3625.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3635.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3639.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3645.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3657.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3670.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3672.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3680.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3680.0
    [m]
    DC
    GEOST

  • 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
    TEST2
    3127.00
    3084.00
    OIL
    04.05.1993 - 01:06
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.75

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.76
    pdf
    1.85
    pdf
    1.72
    pdf
    1.96
    pdf
    1.93
    pdf
    1.85

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    27.74

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CST GR
    1048
    2909
    CST GR
    2918
    3667
    CST GR
    3269
    3667
    CST GR
    3286
    3672
    CST GR
    3289
    3680
    DLL LSS LDL SP ACT GR
    935
    2889
    DLL LSS SP CAL AMS GR
    130
    1036
    DLL MSFL DSI NGT SP AMS GR
    2902
    3678
    GHMT AMS GR
    2901
    3672
    LDL CNL FMI GR
    2902
    3681
    MDT GR
    2993
    3501
    MWD DPR - YGR DPR DIR
    2222
    2903
    MWD RGD - YGR RES DIR
    130
    3577
    RFT HP AMS GR
    2900
    3515
    VSP
    1200
    3590

  • 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
    217.0
    36
    217.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    18 5/8
    471.0
    24
    478.0
    1.88
    LOT
    INTERM.
    13 5/8
    1031.0
    17 1/2
    1040.0
    1.44
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2900.0
    12 1/4
    2912.0
    1.77
    LOT
    LINER
    7
    3680.0
    8 1/2
    3680.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    180
    1.13
    17.0
    8.0
    WATER BASED
    18.05.1993
    180
    1.13
    16.0
    11.0
    WATER BASED
    18.05.1993
    456
    1.20
    11.0
    22.0
    WATER BASED
    23.03.1993
    478
    1.20
    WATER BASED
    23.03.1993
    478
    1.20
    WATER BASED
    23.03.1993
    800
    1.13
    18.0
    11.0
    WATER BASED
    13.05.1993
    921
    1.20
    5.0
    10.0
    WATER BASED
    23.03.1993
    993
    1.10
    6.0
    9.0
    WATER BASED
    25.03.1993
    1040
    1.20
    6.0
    9.0
    WATER BASED
    24.03.1993
    1043
    1.10
    6.0
    9.0
    WATER BASED
    26.03.1993
    1188
    1.10
    19.0
    9.5
    WATER BASED
    30.03.1993
    1369
    1.32
    22.0
    11.5
    WATER BASED
    30.03.1993
    1995
    1.35
    26.0
    12.0
    WATER BASED
    30.03.1993
    2165
    1.05
    WATER BASED
    17.03.1993
    2165
    1.05
    WATER BASED
    18.03.1993
    2165
    1.05
    WATER BASED
    19.03.1993
    2231
    1.35
    25.0
    14.0
    WATER BASED
    30.03.1993
    2516
    1.35
    26.0
    10.0
    WATER BASED
    31.03.1993
    2860
    1.35
    26.0
    12.5
    WATER BASED
    31.03.1993
    2900
    1.13
    15.0
    8.0
    WATER BASED
    11.05.1993
    2912
    1.36
    31.0
    12.0
    WATER BASED
    01.04.1993
    2969
    1.15
    22.0
    7.0
    WATER BASED
    06.04.1993
    3141
    1.15
    17.0
    14.0
    WATER BASED
    03.05.1993
    3141
    1.13
    17.0
    12.0
    WATER BASED
    03.05.1993
    3141
    1.13
    15.0
    9.0
    WATER BASED
    10.05.1993
    3141
    1.13
    14.0
    11.0
    WATER BASED
    10.05.1993
    3470
    1.16
    14.0
    9.5
    WATER BASED
    14.04.1993
    3500
    1.16
    13.0
    8.5
    WATER BASED
    16.04.1993
    3534
    1.16
    14.0
    10.0
    WATER BASED
    16.04.1993
    3668
    1.19
    13.0
    11.5
    WATER BASED
    26.04.1993
    3668
    1.19
    15.0
    11.0
    WATER BASED
    26.04.1993
    3668
    1.19
    15.0
    11.0
    WATER BASED
    26.04.1993
    3668
    1.19
    15.0
    11.0
    WATER BASED
    27.04.1993
    3680
    1.19
    15.0
    12.0
    WATER BASED
    21.04.1993
    3680
    1.19
    15.0
    12.0
    WATER BASED
    21.04.1993
    3680
    1.19
    15.0
    12.0
    WATER BASED
    21.04.1993
    3680
    1.19
    15.0
    12.0
    WATER BASED
    21.04.1993
    3680
    1.19
    14.0
    12.0
    WATER BASED
    21.04.1993
    3680
    1.19
    12.0
    12.5
    WATER BASED
    22.04.1993
    3680
    1.19
    13.0
    11.0
    WATER BASED
    23.04.1993

  • 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
    0.23