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

30/9-16

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.
    30/9-16
    Type
    Brønnbanetype. Lovlige verdier: EXPLORATION, DEVELOPMENT, OTHER (se 'Formål' for mer informasjon)
    EXPLORATION
    Formål
    Endelig klassifisering av brønnbanen.

    Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS.

    Lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner:
    OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION, INJECTION-CCS, OBSERVATION-CCS.

    Lovlig verdier for andre brønnbaner:
    SOIL DRILLING (boring ifm trase og andre grunnundersøkelser som gjøres for å undersøke grunnforholdene i forkant av plassering av innretninger),
    SHALLOW GAS (undersøke grunn gass før første boring på lokasjon),
    PILOT (undersøke geologi og væskekontakter for plassering av hovedbrønnbanen),
    SCIENTIFIC (bores ihhtLov om vitenskapelige undersøkelser),
    STRATIGRAPHIC (bores ihht Petroleumsloven §2-1).
    WILDCAT
    Status
    Status for brønnbanen. Lovlige verdier:

    BLOWOUT: Det har vært blowout i brønnen.
    CLOSED: Utvinningsbrønnbane som er stengt for produksjon/injeksjon i kortere eller lengre periode. Statusen er også brukt på ferdig borete brønnbaner, der månedlig produksjon/injeksjon ikke har blitt rapportert enda.
    DRILLING: Brønnen er i borefasen. Kan være i aktiv boring, logging, testing eller plugging.
    JUNKED: Boringen ble avsluttet pga tekniske problemer,
    P&A: For letebrønnbane: brønnbanen er plugget og forlatt, og kan ikke re-entres for videre bruk. For utvinningsbrønnbane: produksjon/injeksjon er avsluttet og brønnen er plugget. Brønnhodet er fjernet eller på annet vis gjort utilgjengelig for nye brønnoperasjoner.
    PLUGGED: Brønnbane som er plugget, men øvre deler av brønnbanen kan brukes til å bore nye sidesteg mot nye boremål.
    PRODUCING: Det ble produsert fra brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    INJECTING: Det ble injisert i brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    SUSPENDED: Brønnbane der boringen er midlertidig stoppet. Rettighetshaverne planlegger å fortsette boringen på et senere tidspunkt.
    WILL NEVER BE DRILLED: Brønnbane som er registrert med navn og WellID av Sokkeldirektoratet, men som av ulike årsaker ikke vil bli boret.
    P&A
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORTH SEA
    Felt
    Navn på feltet som brønnbanen er relatert til.
    Funn
    Navn på funnet som brønnbanen er relatert til.
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    30/9-16
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH9111- ROW 1047& COLUMN 713
    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.
    789-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    56
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    14.06.1994
    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.
    08.08.1994
    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.
    08.08.1996
    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.
    13.01.2015
    Opprinnelig formål
    Formålet med brønnbanen definert før borestart.Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS. Eksempler på lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner: OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION.
    WILDCAT
    Gjenåpnet
    Status om brønnbanen er gjenåpnet (YES) eller ikke (NO). Når en teller antall brønnbaner på norsk sokkel, teller en bare de som ikke er gjenåpnet (NO).
    NO
    Innhold
    For letebrønnbaner, funn status.

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

    For utvinningsbrønnbaner, type produsert eller injisert fluid.
    Lovlige verdier: WATER, CUTTINGS, NOT AVAILABLE, OIL, GAS/CONDENSATE, OIL/GAS, CO2, GAS, WATER/GAS, NOT APPLICABLE.
    OIL/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.
    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.
    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).
    22.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    101.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3550.0
    Totalt vertikalt dybde (TVD) [m RKB]
    Vertikalt dybde fra dypet ved slutten av brønnbanen til boredekket. Vises bare på brønner som er frigitt. Referert til som sant vertikalt dyp (TVD: TrueVerticalDepth).
    3549.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    4
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    131
    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.
    EIRIKSSON FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 15' 10.35'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 45' 0.84'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6679756.73
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    486174.38
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2361

  • Brønnhistorie
    General
    Well 30/9-16 was drilled on the Bjørgvin Arch south of the Oseberg Fault block in the North Sea. The primary objective was to prove hydrocarbon accumulations in the Tarbert Formation and the “NORE” (lower Brent Group) reservoir. Secondary objective was to test the hydrocarbon potential in the Cook Formation and Statfjord Group reservoirs within closure.
    Operations and results
    Wildcat well 30/9-16 was spudded with the semi-submersible installation West Vanguard on 14 June 1994 and drilled to TD at 3550 m in the Early Jurassic Eiriksson Formation. No significant problem was encountered in the operations. The well was drilled with spud mud down to 165 m, with ANCO 2000 mud from 165 m to 2668 m, and with KCl/polymer mud from 2668 m to TD.
    Intra Heather Formation sandstone came in at 2685 m and proved to be gas bearing with GOC at 2706 m, based on geochemical data. Based on RFT pressure gradients the GOC is at 2711 m. The Tarbert Formation came in at 2718 m and was 101 m thick, 11 m thicker than prognosed. It was oil-bearing with an OWC at 2764 m. There is a 10 bars pressure difference in the oil zone, between 30/9-13 S and 30/9-16. The 30/9-9 Lower Ness oil gradient is 14 bars higher than the 30/9-16 oil gradient. The water gradient is only 1.5 bars higher than 30/9-13 S and three bars lower than 30/9-9. No hydrocarbons or shows were reported below OWC in the Brent Group, but weak shows, with gas shows at the top and oil shows below, were reported from the Statfjord Group at 3455 – 3475 m. Further, down to TD, these shows disappeared or became localised.
    Four cores were cut. The three first were cut from 2694 m in the Heather Formation sandstone to 2796.4 m in the Tarbert Formation. Core 4 was cut from 3459 m to 3486.2 m in the upper part of the Statfjord Group. An RFT fluid sample was taken at 2727 m in the Tarbert Formation. It contained oil and water.
    The well was permanently abandoned on 8 August 1994 as an oil and gas discovery.
    Testing
    Two drill stem tests were performed.
    DST 1 tested the interval 2722 - 2753 m in the Tarbert Formation. It produced 264000 Sm3 gas and 1600 Sm3 oil/day through a 72/64” choke. The GOR was 165 Sm3/Sm3, the oil density was 0.836 g/cc density, and the gas gravity was 0.733 (air = 1) with 2.1 % CO2 and 1.5 ppm H2S. The flowing bottom hole temperature was 106.6 °C.
    DST2 tested the interval 2685.1 - 2694.1 min the Intra-Heather Formation sandstone.
    It produced 722000 Sm3 gas and 238 Sm3 oil/day through a 64/64” choke. The GOR was 3030 Sm3/Sm3, the condensate density was 0.836 g/cc density, and the gas gravity was 0.733 (air = 1) with 2.1 % CO2 and 1.5 ppm H2S. The flowing bottom hole temperature was 106.6 °C.
    No water was produced in the tests.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1590.00
    3550.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2694.0
    2722.4
    [m ]
    2
    2722.5
    2759.7
    [m ]
    3
    2759.7
    2796.4
    [m ]
    4
    3459.0
    3486.2
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    129.4
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2694-2699m
    Kjerne bilde med dybde: 2699-2704m
    Kjerne bilde med dybde: 2704-2709m
    Kjerne bilde med dybde: 2709-2714m
    Kjerne bilde med dybde: 2714-2719m
    2694-2699m
    2699-2704m
    2704-2709m
    2709-2714m
    2714-2719m
    Kjerne bilde med dybde: 2719-2722m
    Kjerne bilde med dybde: 2722-2727m
    Kjerne bilde med dybde: 2727-2732m
    Kjerne bilde med dybde: 2732-2737m
    Kjerne bilde med dybde: 2737-2742m
    2719-2722m
    2722-2727m
    2727-2732m
    2732-2737m
    2737-2742m
    Kjerne bilde med dybde: 2742-2747m
    Kjerne bilde med dybde: 2747-2752m
    Kjerne bilde med dybde: 2752-2757m
    Kjerne bilde med dybde: 2757-2759m
    Kjerne bilde med dybde: 2759-2764m
    2742-2747m
    2747-2752m
    2752-2757m
    2757-2759m
    2759-2764m
    Kjerne bilde med dybde: 2764-2769m
    Kjerne bilde med dybde: 2769-2774m
    Kjerne bilde med dybde: 2774-2779m
    Kjerne bilde med dybde: 2779-2784m
    Kjerne bilde med dybde: 2784-2789m
    2764-2769m
    2769-2774m
    2774-2779m
    2779-2784m
    2784-2789m
    Kjerne bilde med dybde: 2789-2794m
    Kjerne bilde med dybde: 2794-2796m
    Kjerne bilde med dybde: 3459-3464m
    Kjerne bilde med dybde: 3464-3469m
    Kjerne bilde med dybde: 3469-3474m
    2789-2794m
    2794-2796m
    3459-3464m
    3464-3469m
    3469-3474m
    Kjerne bilde med dybde: 3474-3479m
    Kjerne bilde med dybde: 3479-3484m
    Kjerne bilde med dybde: 3484-3486m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3474-3479m
    3479-3484m
    3484-3486m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1590.0
    [m]
    DC
    SPT
    1610.0
    [m]
    DC
    SPT
    1630.0
    [m]
    DC
    SPT
    1660.0
    [m]
    DC
    SPT
    1680.0
    [m]
    DC
    SPT
    1700.0
    [m]
    DC
    SPT
    1720.0
    [m]
    DC
    SPT
    1750.0
    [m]
    DC
    SPT
    1780.0
    [m]
    DC
    SPT
    1800.0
    [m]
    DC
    SPT
    1820.0
    [m]
    DC
    SPT
    1840.0
    [m]
    DC
    SPT
    1860.0
    [m]
    DC
    SPT
    1880.0
    [m]
    DC
    SPT
    1900.0
    [m]
    DC
    SPT
    1930.0
    [m]
    DC
    SPT
    1950.0
    [m]
    DC
    SPT
    1970.0
    [m]
    DC
    SPT
    1990.0
    [m]
    DC
    SPT
    2010.0
    [m]
    DC
    SPT
    2030.0
    [m]
    DC
    SPT
    2050.0
    [m]
    DC
    SPT
    2070.0
    [m]
    DC
    SPT
    2090.0
    [m]
    DC
    SPT
    2110.0
    [m]
    DC
    SPT
    2130.0
    [m]
    DC
    SPT
    2140.0
    [m]
    DC
    SPT
    2150.0
    [m]
    DC
    SPT
    2170.0
    [m]
    DC
    SPT
    2190.0
    [m]
    DC
    SPT
    2205.0
    [m]
    DC
    SPT
    2225.0
    [m]
    DC
    SPT
    2245.0
    [m]
    DC
    SPT
    2265.0
    [m]
    DC
    SPT
    2285.0
    [m]
    DC
    SPT
    2305.0
    [m]
    DC
    SPT
    2325.0
    [m]
    DC
    SPT
    2345.0
    [m]
    DC
    SPT
    2365.0
    [m]
    DC
    SPT
    2385.0
    [m]
    DC
    SPT
    2395.0
    [m]
    DC
    SPT
    2405.0
    [m]
    DC
    SPT
    2425.0
    [m]
    DC
    SPT
    2445.0
    [m]
    DC
    SPT
    2465.0
    [m]
    DC
    SPT
    2485.0
    [m]
    DC
    SPT
    2505.0
    [m]
    DC
    SPT
    2525.0
    [m]
    DC
    SPT
    2545.0
    [m]
    DC
    SPT
    2565.0
    [m]
    DC
    SPT
    2585.0
    [m]
    DC
    SPT
    2605.0
    [m]
    DC
    SPT
    2625.0
    [m]
    DC
    SPT
    2645.0
    [m]
    DC
    SPT
    2655.0
    [m]
    DC
    SPT
    2667.0
    [m]
    DC
    SPT
    2670.0
    [m]
    SWC
    SPT
    2672.5
    [m]
    SWC
    SPT
    2679.0
    [m]
    SWC
    SPT
    2682.0
    [m]
    SWC
    SPT
    2684.0
    [m]
    SWC
    SPT
    2695.7
    [m]
    C
    SPT
    2707.8
    [m]
    C
    SPT
    2720.8
    [m]
    DC
    SPT
    2739.0
    [m]
    C
    SPT
    2796.5
    [m]
    C
    SPT
    2798.0
    [m]
    SWC
    SPT
    2807.0
    [m]
    SWC
    SPT
    2813.0
    [m]
    SWC
    SPT
    2817.0
    [m]
    DC
    SPT
    2825.0
    [m]
    DC
    SPT
    2830.0
    [m]
    SWC
    SPT
    2839.0
    [m]
    SWC
    SPT
    2850.0
    [m]
    DC
    SPT
    2855.5
    [m]
    SWC
    SPT
    2862.0
    [m]
    DC
    SPT
    2870.0
    [m]
    DC
    SPT
    2880.0
    [m]
    SWC
    SPT
    2910.0
    [m]
    DC
    SPT
    2917.0
    [m]
    DC
    SPT
    2925.0
    [m]
    DC
    SPT
    2940.0
    [m]
    SWC
    SPT
    2955.0
    [m]
    SWC
    SPT
    2965.0
    [m]
    DC
    SPT
    2976.0
    [m]
    SWC
    SPT
    2992.0
    [m]
    SWC
    SPT
    2998.0
    [m]
    SWC
    SPT
    3010.0
    [m]
    DC
    SPT
    3016.0
    [m]
    SWC
    SPT
    3020.0
    [m]
    DC
    SPT
    3033.0
    [m]
    SWC
    SPT
    3040.0
    [m]
    DC
    SPT
    3050.0
    [m]
    DC
    SPT
    3056.0
    [m]
    SWC
    SPT
    3070.0
    [m]
    SWC
    SPT
    3080.0
    [m]
    DC
    SPT
    3080.0
    [m]
    SWC
    SPT
    3100.0
    [m]
    DC
    SPT
    3110.0
    [m]
    SWC
    SPT
    3120.0
    [m]
    DC
    SPT
    3130.0
    [m]
    SWC
    SPT
    3140.0
    [m]
    DC
    SPT
    3150.0
    [m]
    SWC
    SPT
    3160.0
    [m]
    DC
    SPT
    3170.0
    [m]
    SWC
    SPT
    3185.0
    [m]
    SWC
    SPT
    3190.0
    [m]
    DC
    SPT
    3203.0
    [m]
    SWC
    SPT
    3210.0
    [m]
    DC
    SPT
    3220.0
    [m]
    SWC
    SPT
    3230.0
    [m]
    DC
    SPT
    3240.0
    [m]
    SWC
    SPT
    3250.0
    [m]
    DC
    SPT
    3260.0
    [m]
    DC
    SPT
    3265.0
    [m]
    SWC
    SPT
    3280.0
    [m]
    SWC
    SPT
    3295.0
    [m]
    SWC
    SPT
    3305.0
    [m]
    DC
    SPT
    3315.0
    [m]
    SWC
    SPT
    3325.0
    [m]
    DC
    SPT
    3335.0
    [m]
    SWC
    SPT
    3345.0
    [m]
    DC
    SPT
    3355.0
    [m]
    SWC
    SPT
    3360.0
    [m]
    DC
    SPT
    3370.0
    [m]
    DC
    SPT
    3383.0
    [m]
    SWC
    SPT
    3400.0
    [m]
    DC
    SPT
    3412.0
    [m]
    DC
    SPT
    3420.0
    [m]
    DC
    SPT
    3430.0
    [m]
    DC
    SPT
    3440.0
    [m]
    DC
    SPT
    3450.0
    [m]
    DC
    SPT
    3459.0
    [m]
    C
    SPT
    3465.0
    [m]
    DC
    SPT
    3475.0
    [m]
    DC
    SPT
    3475.0
    [m]
    C
    SPT
    3481.0
    [m]
    C
    SPT
    3490.0
    [m]
    DC
    SPT
    3500.0
    [m]
    DC
    SPT
    3510.0
    [m]
    DC
    SPT
    3521.0
    [m]
    SWC
    SPT
    3533.0
    [m]
    SWC
    SPT
    3540.0
    [m]
    DC
    SPT
    3550.0
    [m]
    DC
    SPT

  • 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
    2753.00
    2722.00
    OIL
    23.04.1994 - 06:45
    YES
    DST
    DST2
    2694.10
    2685.10
    OIL
    02.08.1994 - 12:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.37
    pdf
    0.47

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    14.67
    pdf
    19.85

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2722
    2753
    28.6
    2.0
    2685
    2694
    25.4
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    1604
    264000
    0.836
    165
    2.0
    283
    722000
    0.750
    3030

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CST
    2970
    3550
    DLL LSS GP GR CAL AMS
    123
    3353
    FMI GR AMS
    2658
    3352
    LDL CNL
    1578
    3532
    NGT
    2658
    3301
    NGT
    2658
    3523
    RFT
    2688
    2990
    RFT
    2688
    2790
    RFT
    3185
    3519
    VSP
    460
    3540

  • 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
    207.0
    36
    208.0
    0.00
    SURF.COND.
    13 3/8
    1578.0
    17 1/2
    1588.0
    1.70
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2658.0
    12 1/2
    2668.0
    1.60
    FIT
    LINER
    7
    2958.0
    8 1/2
    3550.0
    0.00

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    123
    1.05
    WATER BASED
    14.06.1994
    208
    1.05
    WATER BASED
    15.06.1994
    488
    1.05
    WATER BASED
    17.06.1994
    1155
    1.05
    WATER BASED
    17.06.1994
    1588
    1.05
    WATER BASED
    20.06.1994
    1588
    1.05
    WATER BASED
    20.06.1994
    1905
    1.43
    30.0
    13.0
    WATER BASED
    24.06.1994
    2271
    1.43
    29.0
    17.0
    WATER BASED
    24.06.1994
    2379
    1.43
    29.0
    16.5
    WATER BASED
    28.06.1994
    2522
    1.43
    28.0
    15.5
    WATER BASED
    28.06.1994
    2668
    1.43
    26.0
    15.0
    WATER BASED
    28.06.1994
    2668
    1.43
    27.0
    14.5
    WATER BASED
    28.06.1994
    2668
    1.43
    27.0
    14.5
    WATER BASED
    30.06.1994
    2668
    1.45
    24.0
    16.0
    WATER BASED
    01.07.1994
    2675
    1.13
    12.0
    9.5
    WATER BASED
    08.08.1994
    2694
    1.12
    20.0
    12.5
    WATER BASED
    07.07.1994
    2760
    1.14
    16.0
    10.0
    WATER BASED
    07.07.1994
    2872
    1.14
    15.0
    11.5
    WATER BASED
    07.07.1994
    2872
    1.14
    15.0
    11.5
    WATER BASED
    07.07.1994
    2958
    1.43
    14.0
    10.0
    WATER BASED
    09.08.1994
    2958
    1.14
    15.0
    10.5
    WATER BASED
    22.07.1994
    2958
    1.13
    20.0
    12.0
    WATER BASED
    26.07.1994
    2958
    1.14
    15.0
    11.5
    WATER BASED
    01.08.1994
    2958
    1.13
    12.0
    9.5
    WATER BASED
    08.08.1994
    2958
    1.43
    15.0
    8.5
    WATER BASED
    09.08.1994
    2958
    1.13
    20.0
    12.0
    WATER BASED
    26.07.1994
    2958
    1.13
    20.0
    12.0
    WATER BASED
    27.07.1994
    2958
    1.13
    20.0
    12.0
    WATER BASED
    28.07.1994
    2958
    1.13
    18.0
    13.0
    WATER BASED
    29.07.1994
    2958
    1.13
    15.0
    12.5
    WATER BASED
    01.08.1994
    2958
    1.13
    13.0
    11.0
    WATER BASED
    02.08.1994
    2958
    1.13
    13.0
    11.5
    WATER BASED
    03.08.1994
    2958
    1.13
    21.0
    16.5
    WATER BASED
    15.07.1994
    2958
    1.13
    14.0
    13.5
    WATER BASED
    18.07.1994
    2958
    1.13
    14.0
    13.5
    WATER BASED
    18.07.1994
    2958
    1.13
    14.0
    14.0
    WATER BASED
    18.07.1994
    2958
    1.13
    13.0
    13.5
    WATER BASED
    19.07.1994
    2958
    1.13
    13.0
    13.5
    WATER BASED
    20.07.1994
    2958
    1.14
    15.0
    10.5
    WATER BASED
    21.07.1994
    2958
    1.13
    11.0
    11.0
    WATER BASED
    25.07.1994
    2959
    1.13
    20.0
    12.0
    WATER BASED
    26.07.1994
    3040
    1.12
    19.0
    11.0
    WATER BASED
    07.07.1994
    3040
    1.12
    19.0
    11.0
    WATER BASED
    07.07.1994
    3265
    1.30
    23.0
    21.0
    WATER BASED
    11.07.1994
    3265
    1.23
    213.0
    17.0
    WATER BASED
    12.07.1994
    3445
    1.30
    22.0
    16.5
    WATER BASED
    07.07.1994
    3486
    1.30
    24.0
    21.0
    WATER BASED
    11.07.1994
    3550
    1.30
    24.0
    21.0
    WATER BASED
    11.07.1994
    3550
    1.23
    20.0
    11.0
    WATER BASED
    13.07.1994
    3550
    1.30
    24.0
    21.0
    WATER BASED
    11.07.1994

  • 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