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

30/9-9

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.
    30/9-9
    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.
    30/9-9
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH 8502 COL. 1268 ROW 201
    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.
    621-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    42
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    26.09.1989
    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.
    06.11.1989
    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.
    06.11.1991
    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.
    12.01.2015
    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
    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.
    TARBERT FM
    2. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.
    MIDDLE JURASSIC
    2. nivå med hydrokarboner, formasjon
    Navn på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor hydrokarboner er blitt påvist. Vises bare på brønner som er frigitt.Eksempler på lovlige verdier: BASEMENT, COOK FM, EKOFISK FM, HEIMDAL FM, SANDNES FM, SOGNEFJORD FM, TARBERT FM, BRENT GP.
    NESS 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.
    101.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2809.0
    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).
    2809.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    115
    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° 19' 51.1'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 52' 29.47'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6688423.02
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    493089.05
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1442

  • Brønnhistorie
    General
    Well 30/9-9 was drilled on the J-South structure in the Oseberg Sør Field complex in the North Sea. The first well on J-South, well 30/9-5 S some 3.5 km to the north, encountered a highly eroded Brent Group with gas shows in the Brent, a gas bearing Cook Formation and a water bearing Statfjord Group. The primary objective of well 30/9-9 was to prove oil in the Brent Group and the Cook Formation, and define the oil-water contact.
    Operations and results
    Wildcat well 30/9-9 was spudded with the semi-submersible installation Polar Pioneer on 26 September 1989 and drilled to TD at 2809 m in the Early Jurassic Eiriksson Formation. No significant problem was encountered in the operations. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 919 m and with KCl/polymer mud from 919 m to TD.
    The Tarbert Formation and the uppermost part of the Ness Formation were found oil bearing down to 2319 m. The net pay was estimated to be 13.5 m and average water saturation calculated to 30.1%. Average porosity was 20.8%. The Ness Formation (2307 - 2412 m) was found oil bearing from 2391.5 to 2412.5 m. No oil water contact was proved, leaving oil down to base reservoir. The net pay was estimated to be 15.5 m and average water saturation calculated to 24.3%. Average porosity was 24.9%. RFT results showed no pressure communication between the hydrocarbon bearing intervals in the Tarbert and Ness Formations.
    The Etive-Rannoch Formations and the Oseberg Formation were not present in the well, most likely due to faulting. The lower Jurassic Cook Formation and the Statfjord Group were found water bearing. Oil shows were described on claystones and sandstones from 2115 to 2175 m, throughout the Våle Formation. Shows were described on limestones in the interval 2250 to top Brent Group. These shows increased in strength downwards towards the oil-bearing reservoir. No shows are described below the deepest oil in the Ness Formation.
    Seven cores were cut in the Middle Jurassic Brent Group in four intervals: 2291 - 2317 m, 2322 - 2327 m, 2347 - 2357 m and 2393 - 2427.5 m. RFT fluid samples were taken at 2295.5 m (gas, light oil and water) and at 2346 m (water)
    The well was suspended on 6 November 1989. It was plugged and permanently abandoned on 16 August 2003. It is classified as an oil discovery.
    Testing
    Two DST tests were performed in the well.
    DST l tested the interval 2394.4 - 2409.4 m (Ness Formation). It flowed on average 946 Sm3 oil and 158000 Sm3 gas /day on a 19.05 mm choke. The GOR was 166 Sm3/Sm3, the oil gravity was 0.82 g/cm3 and the gas gravity 0.743 (air=l). The bottom hole temperature was 100°.4 C measured at 2349.34 m. The well produced 1.5% CO2 and 1.3 ppm H2S.
    DST 2 tested the interval 2294.6 - 2310.6 (Tarbert Formation and uppermost part of Ness Formation). It flowed on average 966 Sm3/day oil and 158000 Sm3 gas on a 19.05mm choke. The GOR was 164 Sm3/Sm3, the oil gravity was 0.82 g/cc and the gas gravity 0.745 (air=l). The bottom hole temperature was 99.8°C measured at 2240.5 m. The well produced 1.6% C02 and 1.5 ppm H2S.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    930.00
    2809.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2291.0
    2304.7
    [m ]
    2
    2306.0
    2312.4
    [m ]
    3
    2313.0
    2316.0
    [m ]
    4
    2322.0
    2326.7
    [m ]
    5
    2347.0
    2357.0
    [m ]
    6
    2393.0
    2410.3
    [m ]
    7
    2411.0
    2426.9
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    70.9
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2291-2296m
    Kjerne bilde med dybde: 2296-2301m
    Kjerne bilde med dybde: 2301-2307m
    Kjerne bilde med dybde: 2307-2312m
    Kjerne bilde med dybde: 2312-2315m
    2291-2296m
    2296-2301m
    2301-2307m
    2307-2312m
    2312-2315m
    Kjerne bilde med dybde: 2322-2326m
    Kjerne bilde med dybde: 2347-2352m
    Kjerne bilde med dybde: 2352-2356m
    Kjerne bilde med dybde: 2393-2398m
    Kjerne bilde med dybde: 2398-2403m
    2322-2326m
    2347-2352m
    2352-2356m
    2393-2398m
    2398-2403m
    Kjerne bilde med dybde: 2403-2408m
    Kjerne bilde med dybde: 2408-2413m
    Kjerne bilde med dybde: 2413-2418m
    Kjerne bilde med dybde: 2418-2423m
    Kjerne bilde med dybde: 2423-2426m
    2403-2408m
    2408-2413m
    2413-2418m
    2418-2423m
    2423-2426m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1750.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1770.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1780.0
    [m]
    C
    HYDRO
    1800.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1810.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1830.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1840.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1860.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1870.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1890.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1900.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1920.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1930.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1950.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1960.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1980.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1990.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2010.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2020.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2040.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2050.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2070.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2080.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2100.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2110.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2130.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2140.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2160.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2196.5
    [m]
    DC
    STRAT
    2196.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2206.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2210.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2218.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2219.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2223.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2236.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2271.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2273.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2276.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2280.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2288.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2291.1
    [m]
    C
    HYDRO
    2292.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2293.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2293.7
    [m]
    C
    HYDRO
    2299.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2301.4
    [m]
    C
    HYDRO
    2304.2
    [m]
    C
    HYDRO
    2305.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2308.6
    [m]
    C
    HYDRO
    2311.0
    [m]
    C
    STRAT
    2312.3
    [m]
    C
    HYDRO
    2315.1
    [m]
    C
    HYDRO
    2318.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2321.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2325.6
    [m]
    C
    HYDRO
    2338.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2340.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2344.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2347.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2352.5
    [m]
    C
    HYDRO
    2355.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2355.8
    [m]
    C
    HYDRO
    2369.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2369.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2372.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2374.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2382.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2393.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2405.1
    [m]
    C
    HYDRO
    2407.8
    [m]
    C
    HYDRO
    2409.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2411.4
    [m]
    C
    HYDRO
    2415.2
    [m]
    C
    HYDRO
    2435.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2445.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2455.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2465.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2475.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2485.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2495.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2505.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2515.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2525.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2535.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2545.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2553.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2554.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2565.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2575.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2585.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2595.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2605.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2615.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2625.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2637.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2650.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2665.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2675.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2685.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2695.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2707.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2727.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2734.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2752.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2756.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2761.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2771.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2778.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2780.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2790.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2809.0
    [m]
    DC
    STRAT

  • 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
    2394.40
    2409.40
    OIL
    26.10.1989 - 00:00
    YES
    DST
    2294.60
    2310.60
    31.10.1989 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.13
    pdf
    1.40
    pdf
    3.53

  • 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
    0.27
    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
    4.32
    pdf
    12.45

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2394
    2409
    19.5
    2.0
    2295
    2311
    19.5
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    100
    2.0
    100
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    946
    158000
    0.822
    0.743
    166
    2.0
    966
    158000
    0.820
    0.745
    164

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    AMS
    1946
    2776
    CBL VDL
    1772
    2445
    CBL VDL
    2163
    2442
    CST
    2187
    2800
    CST
    2236
    2800
    DLL MSFL GR
    2180
    2437
    FMS
    2180
    2807
    LDL CNL
    904
    2788
    MWD
    124
    2193
    NGL
    2180
    2788
    RFT
    2257
    2784
    RFT
    2295
    2303
    SGR DIL LSS
    904
    2806
    VSP
    1000
    2800

  • 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
    211.0
    36
    213.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    905.0
    17 1/2
    919.0
    1.41
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2180.0
    12 1/4
    2193.0
    1.75
    LOT
    LINER
    7
    2523.0
    8 1/2
    2809.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    169
    1.05
    WATER BASED
    27.09.1989
    211
    1.05
    WATER BASED
    28.09.1989
    213
    1.05
    WATER BASED
    29.09.1989
    919
    1.15
    14.0
    8.0
    WATER BASED
    03.10.1989
    919
    1.05
    WATER BASED
    04.10.1989
    946
    1.15
    13.0
    7.0
    WATER BASED
    05.10.1989
    1382
    1.25
    14.0
    11.0
    WATER BASED
    06.10.1989
    1773
    1.36
    20.0
    11.0
    WATER BASED
    09.10.1989
    2074
    1.38
    24.0
    15.0
    WATER BASED
    09.10.1989
    2140
    1.15
    15.0
    7.0
    WATER BASED
    06.11.1989
    2193
    1.38
    21.0
    10.0
    WATER BASED
    09.10.1989
    2193
    1.38
    21.0
    10.0
    WATER BASED
    10.10.1989
    2193
    1.38
    21.0
    10.0
    WATER BASED
    11.10.1989
    2242
    1.13
    15.0
    11.0
    WATER BASED
    12.10.1989
    2306
    1.14
    18.0
    13.0
    WATER BASED
    13.10.1989
    2317
    1.13
    17.0
    10.0
    WATER BASED
    16.10.1989
    2327
    1.14
    18.0
    10.0
    WATER BASED
    16.10.1989
    2357
    1.14
    18.0
    10.0
    WATER BASED
    16.10.1989
    2388
    1.15
    14.0
    8.0
    WATER BASED
    01.11.1989
    2388
    1.15
    14.0
    8.0
    WATER BASED
    02.11.1989
    2388
    1.15
    14.0
    8.0
    WATER BASED
    03.11.1989
    2388
    1.15
    14.0
    8.0
    WATER BASED
    06.11.1989
    2411
    1.14
    20.0
    10.0
    WATER BASED
    18.10.1989
    2461
    1.14
    18.0
    11.0
    WATER BASED
    18.10.1989
    2469
    1.14
    12.0
    4.0
    WATER BASED
    25.10.1989
    2469
    1.14
    14.0
    8.0
    WATER BASED
    27.10.1989
    2469
    1.14
    14.0
    8.0
    WATER BASED
    27.10.1989
    2536
    1.14
    19.0
    8.0
    WATER BASED
    24.10.1989
    2555
    1.14
    23.0
    9.0
    WATER BASED
    19.10.1989
    2809
    1.14
    18.0
    7.0
    WATER BASED
    23.10.1989
    2809
    1.14
    17.0
    7.0
    WATER BASED
    23.10.1989
    2809
    1.14
    17.0
    7.0
    WATER BASED
    23.10.1989
    2809
    1.14
    18.0
    7.0
    WATER BASED
    23.10.1989
    2809
    1.14
    17.0
    7.0
    WATER BASED
    23.10.1989
    2809
    1.14
    17.0
    7.0
    WATER BASED
    23.10.1989

  • 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