Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
05.11.2024 - 01:27
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

30/9-13 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.
    30/9-13 S
    Type
    Brønnbanetype. Lovlige verdier: EXPLORATION, DEVELOPMENT, OTHER (se 'Formål' for mer informasjon)
    EXPLORATION
    Formål
    Endelig klassifisering av brønnbanen.

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

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

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

    BLOWOUT: Det har vært blowout i brønnen.
    CLOSED: Utvinningsbrønnbane som er stengt for produksjon/injeksjon i kortere eller lengre periode. Statusen er også brukt på ferdig borete brønnbaner, der månedlig produksjon/injeksjon ikke har blitt rapportert enda.
    DRILLING: Brønnen er i borefasen. Kan være i aktiv boring, logging, testing eller plugging.
    JUNKED: Boringen ble avsluttet pga tekniske problemer,
    P&A: For letebrønnbane: brønnbanen er plugget og forlatt, og kan ikke re-entres for videre bruk. For utvinningsbrønnbane: produksjon/injeksjon er avsluttet og brønnen er plugget. Brønnhodet er fjernet eller på annet vis gjort utilgjengelig for nye brønnoperasjoner.
    PLUGGED: Brønnbane som er plugget, men øvre deler av brønnbanen kan brukes til å bore nye sidesteg mot nye boremål.
    PRODUCING: Det ble produsert fra brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    INJECTING: Det ble injisert i brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    SUSPENDED: Brønnbane der boringen er midlertidig stoppet. Rettighetshaverne planlegger å fortsette boringen på et senere tidspunkt.
    WILL NEVER BE DRILLED: Brønnbane som er registrert med navn og WellID av Sokkeldirektoratet, men som av ulike årsaker ikke vil bli boret.
    SUSPENDED
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORTH SEA
    Felt
    Navn på feltet som brønnbanen er relatert til.
    Funn
    Navn på funnet som brønnbanen er relatert til.
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    30/9-13
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH 8502-ROW 267 & COLUMN 592
    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.
    688-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    99
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    05.07.1991
    Boreslutt
    Letebrønner fra flyttbare innretninger:
    For flytende innretninger - dato når ankerhåndteringen startet.For oppjekkbare innretninger - dato for oppstart av nedjekking.
    Letebrønner fra faste innretninger og alle utvinningsbrønner:
    Dato for når totalt dyp er nådd og siste foringsrør, casing eller screen er satt. Ved umiddelbar plugging av brønnbanen, tilsvarer boreslutt datoen siste plugg er satt.
    11.10.1991
    Frigitt dato
    Dato for når rådata som er innrapportert til myndighetene fra brønnen ikke lenger er undergitt taushetsplikt. Normalt ca 2 år etter boreslutt. Kan være tidligere hvis arealet for utvinningstillatelsen er tilbakelevert.
    11.10.1993
    Publiseringsdato
    Dato kvalitetskontroll av informasjon om brønnbanen ble ferdig, slik at den kan publiseres på internett som en 'Well Data Summary Sheet brønnbane', dvs. med mer informasjon tilgjengelig enn for andre brønnbaner.
    29.06.2004
    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.
    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.
    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).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    106.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4027.0
    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).
    3964.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    31.2
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    140
    Eldste penetrerte alder
    Alder (iflg. Geologic Time Scale 2004 by F. M. Gradstein, et al. (2004)) til den eldste formasjonen det er blitt boret gjennom. Kan avvike fra alder ved TD for eksempel i avviksbrønner. Eksempler for lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EARLY PERMIAN, EARLY TRIASSIC, EOCENE.
    EARLY JURASSIC
    Eldste penetrerte formasjon
    Navn på den eldste litostratigrafiske enheten som brønnbanen har penetrert. Vises bare på brønner som er frigitt. I de fleste brønnbaner er dette formasjonen eller gruppen påtruffet i bunnen av brønnbanen. Kan avvike fra formasjonen eller gruppen ved TD for eksempel i brønnbaner som er boret med høy avvik eller gjennom forkastninger. Eksempler på lovlige verdier: AMUNDSEN FM, BALDER FM, BASEMENT, BLODØKS FM, BRYNE FM, BURTON FM, COOK FM, DRAKE FM, DRAUPNE FM, EKOFISK FM, SHETLAND GP.
    STATFJORD GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 21' 37.69'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 43' 17.78'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6691746.63
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    484640.30
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1811

  • Brønnhistorie
    General
    The primary objective of the 30/9-13 S well was to prove hydrocarbon potential in the Tarbert Formation in the G-East prospect, south west of the Oseberg Field. The well should define fluid contacts in the prospect and test the sealing capacity of the eastern fault. The location was chosen to drill through untruncated Tarbert Formation, and it should leave a minimum of untested reserves up dip in order to establish the fluid contacts in the lower part of the Tarbert Formation.
    As secondary objectives the well should test the resource potential within the Ness, Oseberg, Rannoch, Etive, Cook and Statfjord Formations. The well was planned deviated due to a very high amplitude reflection, resulting in a shallow gas
    warning for a sand layer at 496 ± 10 m.
    Operations and results
    Wildcat well 30/9-13 S was spudded with the semi-submersible installation Vildkat Explorer on 5 May 1991 and drilled to a total depth of 4027 m in Early Jurassic Statfjord Formation sandstone. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 1030 m, with KCl/polymer mud from 1030 m to 3031 m, and with Thermadrill/KCl/polymer mud from 3031 m to TD. The well was drilled vertical to the 13 3/8" casing shoe and was kicked off from there using a steerable motor. A maximum inclination of 31 ° was obtained at 1434 m. At 1483 m the steerable system was pulled and a drop assembly was run in hole to continue drilling. Intra Heather Formation Sandstone was encountered at 2959 m in the 12 l/4" hole before the planned 9 5/8" casing point had been reached. The well was plugged back and casing was set above the hydrocarbon-bearing interval. On drilling out of the casing the well was sidetracked down to the top of the Heather Formation at 2963 m. The greater part of the Heather Formation proved to be sand with a total net gas column of 28.5 m. A total oil reservoir zone of 77 m with a 60 m net pay zone was identified. A Free Oil Level (FOL) was encountered in the Heather Formation and an Oil Water Contact (OWC) was interpreted from logs at 3101 m in the Tarbert
    Formation. The Statfjord Formation consisted of water bearing moderately over pressured sandstones of low permeability. A total of 11 conventional cores were cut continuously from 2957 m through the Heather GOC and the Tarbert OWC down to 3154 m at the base of the Tarbert Formation. Wire line RFT fluid samples were taken at 3097.1 m in the Tarbert Formation (gas/water/mud filtrate), at 3025.6 m in base Heather Formation (gas/water/mud filtrate/trace of oil), at 3997.1 m in the Statfjord Formation (gas/water/mud filtrate), and at 4012.8 m in the Statfjord Formation (water and mud filtrate without any gas or oil). A total of 60 sidewall cores were attempted and 35 were recovered. The well was suspended as an oil and gas discovery on 11 October 1991.
    Testing
    Tree DST tests were performed. Test 1 was performed in the interval 3086.5 m to 3094.5 m in middle Tarbert yielding a maximum flow rate of 792 Sm3/d oil and 120983 Sm3/d gas through a 19.05 mm choke. Test 2 was performed in the interval 3023.9 m to 3072.9 m in the upper Tarbert yielding a maximum flow rate of 535 Sm3/d oil and 107458 Sm3/d gas through a 19.05 mm choke. Test 3 was performed in the interval 2958.1 m to 2986.1 m in Intra Heather Sandstone and yielded 90 Sm3/d oil and 459552 Sm3/d gas through a 28.575 mm choke.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1030.00
    4027.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2957.0
    2975.0
    [m ]
    2
    2975.0
    2985.0
    [m ]
    3
    2985.0
    3018.0
    [m ]
    4
    3018.0
    3040.7
    [m ]
    5
    3041.0
    3066.7
    [m ]
    6
    3067.0
    3086.0
    [m ]
    7
    3086.0
    3093.6
    [m ]
    8
    3095.0
    3122.0
    [m ]
    9
    3122.0
    3150.4
    [m ]
    10
    3150.2
    3178.0
    [m ]
    11
    3179.0
    3188.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    228.2
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2957-2962m
    Kjerne bilde med dybde: 2962-2967m
    Kjerne bilde med dybde: 2967-2972m
    Kjerne bilde med dybde: 2972-2977m
    Kjerne bilde med dybde: 2977-2982m
    2957-2962m
    2962-2967m
    2967-2972m
    2972-2977m
    2977-2982m
    Kjerne bilde med dybde: 2982-2984m
    Kjerne bilde med dybde: 2985-2990m
    Kjerne bilde med dybde: 2990-2995m
    Kjerne bilde med dybde: 2995-3000m
    Kjerne bilde med dybde: 3000-3005m
    2982-2984m
    2985-2990m
    2990-2995m
    2995-3000m
    3000-3005m
    Kjerne bilde med dybde: 3005-3010m
    Kjerne bilde med dybde: 3010-3014m
    Kjerne bilde med dybde: 3014-3019m
    Kjerne bilde med dybde: 3019-3024m
    Kjerne bilde med dybde: 3024-3029m
    3005-3010m
    3010-3014m
    3014-3019m
    3019-3024m
    3024-3029m
    Kjerne bilde med dybde: 3029-3034m
    Kjerne bilde med dybde: 3034-3039m
    Kjerne bilde med dybde: 3039-3044m
    Kjerne bilde med dybde: 3044-3049m
    Kjerne bilde med dybde: 3049-3054m
    3029-3034m
    3034-3039m
    3039-3044m
    3044-3049m
    3049-3054m
    Kjerne bilde med dybde: 3054-3059m
    Kjerne bilde med dybde: 3059-3064m
    Kjerne bilde med dybde: 3064-3069m
    Kjerne bilde med dybde: 3069-3074m
    Kjerne bilde med dybde: 3074-3079m
    3054-3059m
    3059-3064m
    3064-3069m
    3069-3074m
    3074-3079m
    Kjerne bilde med dybde: 3079-3084m
    Kjerne bilde med dybde: 3084-3089m
    Kjerne bilde med dybde: 3089-3093m
    Kjerne bilde med dybde: 3059-3100m
    Kjerne bilde med dybde: 3100-3105m
    3079-3084m
    3084-3089m
    3089-3093m
    3059-3100m
    3100-3105m
    Kjerne bilde med dybde: 3105-3110m
    Kjerne bilde med dybde: 3110-3115m
    Kjerne bilde med dybde: 3115-3120m
    Kjerne bilde med dybde: 3120-3125m
    Kjerne bilde med dybde: 3125-3130m
    3105-3110m
    3110-3115m
    3115-3120m
    3120-3125m
    3125-3130m
    Kjerne bilde med dybde: 3130-3135m
    Kjerne bilde med dybde: 3135-3140m
    Kjerne bilde med dybde: 3140-3145m
    Kjerne bilde med dybde: 3145-3150m
    Kjerne bilde med dybde: 3150-3154m
    3130-3135m
    3135-3140m
    3140-3145m
    3145-3150m
    3150-3154m
    Kjerne bilde med dybde: 3154-3159m
    Kjerne bilde med dybde: 3159-3164m
    Kjerne bilde med dybde: 3164-3169m
    Kjerne bilde med dybde: 3169-3174m
    Kjerne bilde med dybde: 3174-3178m
    3154-3159m
    3159-3164m
    3164-3169m
    3169-3174m
    3174-3178m
    Kjerne bilde med dybde: 3179-3184m
    Kjerne bilde med dybde: 3184-3188m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3179-3184m
    3184-3188m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2120.0
    [m]
    DC
    RRI
    2150.0
    [m]
    DC
    RRI
    2180.0
    [m]
    DC
    RRI
    2210.0
    [m]
    DC
    RRI
    2240.0
    [m]
    DC
    RRI
    2270.0
    [m]
    DC
    RRI
    2300.0
    [m]
    DC
    RRI
    2340.0
    [m]
    DC
    RRI
    2410.0
    [m]
    DC
    RRI
    2480.0
    [m]
    DC
    RRI
    2487.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2510.0
    [m]
    DC
    RRI
    2540.0
    [m]
    DC
    RRI
    2570.0
    [m]
    DC
    RRI
    2605.0
    [m]
    DC
    RRI
    2660.0
    [m]
    DC
    RRI
    2720.0
    [m]
    DC
    RRI
    2750.0
    [m]
    DC
    RRI
    2780.0
    [m]
    DC
    RRI
    2810.0
    [m]
    DC
    RRI
    2840.0
    [m]
    DC
    RRI
    2870.0
    [m]
    DC
    RRI
    2902.0
    [m]
    DC
    RRI
    2922.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2929.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2933.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2939.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2943.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2944.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2945.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2947.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2951.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2955.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2957.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2958.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2959.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2960.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2963.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2965.0
    [m]
    C
    RRI
    2969.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2969.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2973.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2979.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2980.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2986.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2987.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2992.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2993.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2998.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2999.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3000.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3004.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3004.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3005.0
    [m]
    DC
    RRI
    3009.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3016.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3018.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3020.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3021.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3022.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3024.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3025.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3028.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3032.0
    [m]
    DC
    RRI
    3033.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3048.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3060.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3071.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3077.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3084.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3085.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3091.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3095.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3100.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3103.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3105.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3115.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3119.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3124.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3128.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3129.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3130.0
    [m]
    C
    RRI
    3132.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3136.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3142.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3146.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3152.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3157.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3163.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3164.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3169.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3176.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3183.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3187.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3188.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3202.0
    [m]
    DC
    RRI
    3210.0
    [m]
    DC
    RRI
    3217.0
    [m]
    DC
    RRI
    3225.0
    [m]
    DC
    RRI
    3232.0
    [m]
    DC
    RRI
    3240.0
    [m]
    DC
    RRI
    3247.0
    [m]
    DC
    RRI
    3255.0
    [m]
    DC
    RRI
    3262.0
    [m]
    DC
    RRI
    3270.0
    [m]
    DC
    RRI
    3277.0
    [m]
    DC
    RRI
    3285.0
    [m]
    DC
    RRI
    3292.0
    [m]
    DC
    RRI
    3300.0
    [m]
    DC
    RRI
    3307.0
    [m]
    DC
    RRI
    3315.0
    [m]
    DC
    RRI
    3322.0
    [m]
    DC
    RRI
    3330.0
    [m]
    DC
    RRI
    3337.0
    [m]
    DC
    RRI
    3360.0
    [m]
    DC
    RRI
    3367.0
    [m]
    DC
    RRI
    3375.0
    [m]
    DC
    RRI
    3386.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3390.0
    [m]
    DC
    RRI
    3397.0
    [m]
    DC
    RRI
    3404.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3412.0
    [m]
    DC
    RRI
    3420.0
    [m]
    DC
    RRI
    3425.0
    [m]
    DC
    RRI
    3435.0
    [m]
    DC
    RRI
    3445.0
    [m]
    DC
    RRI
    3450.0
    [m]
    DC
    RRI
    3460.0
    [m]
    DC
    RRI
    3470.0
    [m]
    DC
    RRI
    3480.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3490.0
    [m]
    DC
    RRI
    3500.0
    [m]
    DC
    RRI
    3510.0
    [m]
    DC
    RRI
    3520.0
    [m]
    DC
    RRI
    3530.0
    [m]
    DC
    RRI
    3540.0
    [m]
    DC
    RRI
    3550.0
    [m]
    DC
    RRI
    3560.0
    [m]
    DC
    RRI
    3570.0
    [m]
    DC
    RRI
    3590.0
    [m]
    DC
    RRI
    3600.0
    [m]
    DC
    RRI
    3620.0
    [m]
    DC
    RRI
    3627.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3640.0
    [m]
    DC
    RRI
    3650.0
    [m]
    DC
    RRI
    3660.0
    [m]
    DC
    RRI
    3670.0
    [m]
    DC
    RRI
    3680.0
    [m]
    DC
    RRI
    3690.0
    [m]
    DC
    RRI
    3700.0
    [m]
    DC
    RRI
    3710.0
    [m]
    DC
    RRI
    3720.0
    [m]
    DC
    RRI
    3730.0
    [m]
    DC
    RRI
    3736.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3740.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3750.0
    [m]
    DC
    RRI
    3759.0
    [m]
    DC
    RRI
    3770.0
    [m]
    DC
    RRI
    3780.0
    [m]
    DC
    RRI
    3790.0
    [m]
    DC
    RRI
    3800.0
    [m]
    DC
    RRI
    3810.0
    [m]
    DC
    RRI
    3820.0
    [m]
    DC
    RRI
    3830.0
    [m]
    DC
    RRI
    3840.0
    [m]
    DC
    RRI
    3850.0
    [m]
    DC
    RRI
    3858.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3870.0
    [m]
    DC
    RRI
    3880.0
    [m]
    DC
    RRI
    3890.0
    [m]
    DC
    RRI
    3900.0
    [m]
    DC
    RRI
    3910.0
    [m]
    DC
    RRI
    3920.0
    [m]
    DC
    RRI
    3930.0
    [m]
    DC
    RRI
    3940.0
    [m]
    DC
    RRI
    3950.0
    [m]
    DC
    RRI
    3964.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3970.0
    [m]
    DC
    RRI
    3983.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3990.0
    [m]
    DC
    RRI
    3997.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4007.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4027.0
    [m]
    DC
    RRI

  • 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
    3086.50
    3094.50
    OIL
    14.09.1991 - 14:00
    YES
    DST
    TEST2
    3023.90
    3072.90
    29.09.1991 - 15:00
    YES
    DST
    DST3
    2958.10
    2986.10
    CONDENSATE
    04.10.1991 - 10:15
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.62

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.94

  • 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
    0.62
    pdf
    0.23

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    18.78

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3086
    3095
    19.0
    2.0
    3024
    3073
    19.0
    3.0
    2958
    2986
    28.5
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    114
    2.0
    110
    3.0
    86
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    792
    120983
    0.850
    0.730
    153
    2.0
    535
    107458
    0.840
    0.760
    201
    3.0
    90
    459522
    0.780
    0.720
    5099

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CST GR
    2487
    3004
    CST GR
    3386
    4021
    DIL LSS GR SP AMS
    3286
    4030
    DIL LSS LDL CNL NGT AMS
    2874
    3396
    DIL LSS LDL GR SP AMS
    1016
    3006
    DLL MSFL GR SP CAL AMS
    2700
    3002
    DLL MSFL GR SP CAL AMS
    2874
    3391
    DLL MSFL GR SP CAL AMS
    3940
    4026
    FMS4 GR AMS
    2925
    4029
    LDL CNL NGT CAL AMS
    3300
    4030
    MWD - GR RES DIR
    220
    4007
    RFT HP GR AMS
    2966
    3097
    RFT HP GR AMS
    2973
    3349
    RFT HP GR AMS
    3104
    3392
    RFT HP GR AMS
    3979
    4008
    RFT HP GR AMS
    3987
    4014
    VSP
    131
    3220

  • 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
    216.0
    36
    218.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1017.0
    17 1/2
    1020.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2876.0
    12 1/4
    2880.0
    1.88
    LOT
    LINER
    7
    4027.0
    8 1/2
    4027.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    217
    1.05
    WATER BASED
    08.07.1991
    1030
    1.20
    WATER BASED
    10.07.1991
    1030
    1.20
    WATER BASED
    10.07.1991
    1052
    1.10
    11.0
    9.0
    WATER BASED
    15.07.1991
    1205
    1.12
    14.0
    14.0
    WATER BASED
    16.07.1991
    1486
    1.20
    16.0
    11.0
    WATER BASED
    16.07.1991
    1492
    1.20
    16.0
    11.0
    WATER BASED
    16.07.1991
    1685
    1.32
    20.0
    12.0
    WATER BASED
    16.07.1991
    1822
    1.33
    20.0
    11.0
    WATER BASED
    17.07.1991
    1960
    1.33
    22.0
    13.0
    WATER BASED
    18.07.1991
    2135
    1.32
    23.0
    14.0
    WATER BASED
    19.07.1991
    2249
    1.32
    22.0
    16.0
    WATER BASED
    23.07.1991
    2498
    1.31
    23.0
    15.0
    WATER BASED
    23.07.1991
    2498
    1.32
    24.0
    13.0
    WATER BASED
    23.07.1991
    2521
    1.32
    22.0
    11.0
    WATER BASED
    23.07.1991
    2579
    1.32
    19.0
    10.0
    WATER BASED
    24.07.1991
    2610
    1.33
    18.0
    10.0
    WATER BASED
    26.07.1991
    2675
    1.35
    19.0
    10.0
    WATER BASED
    30.07.1991
    2783
    1.35
    19.0
    9.0
    WATER BASED
    30.07.1991
    2786
    1.27
    11.0
    8.0
    WATER BASED
    10.10.1991
    2851
    1.35
    20.0
    9.0
    WATER BASED
    30.07.1991
    2880
    1.35
    21.0
    11.0
    WATER BASED
    02.08.1991
    2890
    1.35
    20.0
    11.0
    WATER BASED
    06.08.1991
    2890
    1.22
    12.0
    7.0
    WATER BASED
    06.08.1991
    2921
    1.22
    14.0
    9.0
    WATER BASED
    06.08.1991
    2963
    1.35
    23.0
    12.0
    WATER BASED
    31.07.1991
    2975
    1.23
    15.0
    8.0
    WATER BASED
    06.08.1991
    2993
    1.22
    15.0
    8.0
    WATER BASED
    07.08.1991
    3000
    1.26
    10.0
    8.0
    WATER BASED
    01.10.1991
    3009
    1.26
    7.0
    7.0
    WATER BASED
    07.10.1991
    3009
    1.26
    7.0
    7.0
    WATER BASED
    08.10.1991
    3009
    1.27
    10.0
    8.0
    WATER BASED
    01.10.1991
    3009
    1.27
    9.0
    9.0
    WATER BASED
    01.10.1991
    3009
    1.29
    4.0
    7.0
    WATER BASED
    02.10.1991
    3009
    1.27
    4.0
    7.0
    WATER BASED
    03.10.1991
    3009
    1.27
    8.0
    6.0
    WATER BASED
    04.10.1991
    3009
    1.27
    9.0
    6.0
    WATER BASED
    07.10.1991
    3009
    1.26
    6.0
    4.0
    WATER BASED
    07.10.1991
    3009
    1.27
    11.0
    8.0
    WATER BASED
    09.10.1991
    3031
    1.35
    21.0
    9.0
    WATER BASED
    01.08.1991
    3031
    1.35
    20.0
    9.0
    WATER BASED
    02.08.1991
    3033
    1.22
    20.0
    7.0
    WATER BASED
    08.08.1991
    3067
    1.22
    15.0
    6.0
    WATER BASED
    09.08.1991
    3083
    1.26
    8.0
    8.0
    WATER BASED
    27.09.1991
    3083
    1.26
    8.0
    6.0
    WATER BASED
    23.09.1991
    3083
    1.26
    7.0
    7.0
    WATER BASED
    24.09.1991
    3083
    1.26
    8.0
    6.0
    WATER BASED
    25.09.1991
    3083
    1.26
    8.0
    8.0
    WATER BASED
    27.09.1991
    3083
    1.26
    8.0
    7.0
    WATER BASED
    01.10.1991
    3095
    1.22
    12.0
    6.0
    WATER BASED
    12.08.1991
    3122
    1.22
    14.0
    7.0
    WATER BASED
    12.08.1991
    3164
    1.22
    12.0
    7.0
    WATER BASED
    12.08.1991
    3194
    1.22
    14.0
    8.0
    WATER BASED
    14.08.1991
    3223
    1.22
    13.0
    7.0
    WATER BASED
    14.08.1991
    3316
    1.22
    12.0
    7.0
    WATER BASED
    16.08.1991
    3328
    1.26
    11.0
    5.0
    WATER BASED
    10.09.1991
    3328
    1.26
    8.0
    6.0
    WATER BASED
    16.09.1991
    3328
    1.26
    12.0
    7.0
    WATER BASED
    10.09.1991
    3328
    1.26
    11.0
    7.0
    WATER BASED
    10.09.1991
    3328
    1.26
    11.0
    5.0
    WATER BASED
    10.09.1991
    3328
    1.26
    11.0
    5.0
    WATER BASED
    12.09.1991
    3328
    1.26
    10.0
    5.0
    WATER BASED
    12.09.1991
    3328
    1.26
    10.0
    4.0
    WATER BASED
    16.09.1991
    3328
    1.26
    11.0
    5.0
    WATER BASED
    16.09.1991
    3328
    1.26
    12.0
    7.0
    WATER BASED
    16.09.1991
    3328
    1.26
    8.0
    6.0
    WATER BASED
    17.09.1991
    3328
    1.26
    12.0
    7.0
    WATER BASED
    18.09.1991
    3328
    1.26
    12.0
    7.0
    WATER BASED
    20.09.1991
    3328
    1.26
    8.0
    8.0
    WATER BASED
    20.09.1991
    3328
    1.26
    10.0
    6.0
    WATER BASED
    23.09.1991
    3328
    1.26
    9.0
    6.0
    WATER BASED
    23.09.1991
    3385
    1.26
    16.0
    7.0
    WATER BASED
    16.08.1991
    3396
    1.26
    15.0
    7.0
    WATER BASED
    20.08.1991
    3396
    1.26
    15.0
    6.0
    WATER BASED
    20.08.1991
    3396
    1.26
    14.0
    6.0
    WATER BASED
    20.08.1991
    3396
    1.26
    13.0
    5.0
    WATER BASED
    22.08.1991
    3396
    1.26
    15.0
    7.0
    WATER BASED
    20.08.1991
    3399
    1.26
    15.0
    7.0
    WATER BASED
    22.08.1991
    3425
    1.26
    16.0
    7.0
    WATER BASED
    23.08.1991
    3544
    1.26
    16.0
    7.0
    WATER BASED
    27.08.1991
    3597
    1.26
    15.0
    6.0
    WATER BASED
    27.08.1991
    3757
    1.26
    20.0
    8.0
    WATER BASED
    27.08.1991
    3860
    1.26
    18.0
    7.0
    WATER BASED
    27.08.1991
    3963
    1.26
    22.0
    8.0
    WATER BASED
    28.08.1991
    3991
    1.26
    20.0
    8.0
    WATER BASED
    29.08.1991
    4027
    1.26
    18.0
    6.0
    WATER BASED
    02.09.1991
    4027
    1.26
    19.0
    7.0
    WATER BASED
    02.09.1991
    4027
    1.25
    19.0
    8.0
    WATER BASED
    02.09.1991
    4027
    1.25
    19.0
    8.0
    WATER BASED
    03.09.1991
    4027
    1.27
    20.0
    8.0
    WATER BASED
    04.09.1991
    4027
    1.27
    14.0
    8.0
    WATER BASED
    06.09.1991
    4027
    1.26
    20.0
    6.0
    WATER BASED
    02.09.1991
    4027
    1.27
    14.0
    8.0
    WATER BASED
    06.09.1991

  • 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