Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
25.12.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

30/2-2

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.
    30/2-2
    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.
    30/2-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    L 8330 - 134 SP. 430
    Utvinningstillatelse
    Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).
    Boreoperatør
    Navn på rettighetshaver som på vegne av den aktive utvinningstillatelsen (ved brønnhodeposisjon) starter boreoperasjonen. Dette tilsvarer vanligvis operatørselskapet for den aktuelle utvinningstillatelsen.
    Den norske stats oljeselskap a.s
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    447-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    137
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    19.12.1984
    Boreslutt
    Letebrønner fra flyttbare innretninger:
    For flytende innretninger - dato når ankerhåndteringen startet.For oppjekkbare innretninger - dato for oppstart av nedjekking.
    Letebrønner fra faste innretninger og alle utvinningsbrønner:
    Dato for når totalt dyp er nådd og siste foringsrør, casing eller screen er satt. Ved umiddelbar plugging av brønnbanen, tilsvarer boreslutt datoen siste plugg er satt.
    04.05.1985
    Frigitt dato
    Dato for når rådata som er innrapportert til myndighetene fra brønnen ikke lenger er undergitt taushetsplikt. Normalt ca 2 år etter boreslutt. Kan være tidligere hvis arealet for utvinningstillatelsen er tilbakelevert.
    04.05.1987
    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.
    18.02.2015
    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.
    GAS/CONDENSATE
    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.
    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.
    BRENT GP
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    29.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    123.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4172.0
    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).
    4169.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    7.8
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    152
    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° 49' 53.89'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 39' 51.65'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6744240.64
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    481749.07
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    457

  • Brønnhistorie
    General
    Well 30/2-2 was drilled on the Mokkukalven Fault Complex north of the Oseberg Field in the North Sea. The objective was to test possible hydrocarbon accumulations in the Huldra Field, on a structural high that is separated from Huldra discovery well 30/2-1 with significant faults. Well 30/2-1 encountered a 119 m gas column in the Brent Group with a down-to contact at 3793 m. The actual gas/water or oil/water contact could not be established. The main target for 30/2-2 was the Brent Group, believed to be some 70 m deeper than the gas column in 30/2-1.
    Operations and results
    Appraisal well 30/2-2 was spudded with the semi-submersible installation Dyvi Delta on 19 December 1984 and drilled to TD at 4172 m in the Early Jurassic Drake Formation. When doing the reservoir logging, a radioactive part of the logging tool was left in the hole. This accident caused a sidetrack from 3894 m KB to TD. The sidetrack ran parallel to the original hole at a distance of approximately 20 m. The intention was to drill 50 m into the Statfjord Formation, but the well was finished in the Drake Formation due to hole conditions. The well was drilled with spud mud down to 214 m, with gel/seawater from 214 m to 1023 m, with gypsum/CMC mud from 1023 m to 3802 m, and with gel/lignosulphonate from 3802 m to TD.
    Gas bearing Brent sandstone was encountered at 3935 m, with the gas-water contact somewhere in the interval 3975 - 4080 m. No distinct contact was possible to recognize from logs or shows, but later geochemical analyses of the corers indicated a contact at ca 3984 m. Fluorescence indicating shows was first recorded on claystone/limestone cuttings in the interval 2204 m to 2267 m in the Lista Formation. Intermittent golden cut was observed on cuttings samples in the interval 2489 m to 2585 m in the Shetland Group. Otherwise, oil/condensate shows were recorded on sandstones from the Brent Group through the hydrocarbon-bearing reservoir. Below the contact, weak shows believed to relate to in-situ kerogen in coals and shales were recorded down to TD.
    A total of 157 m conventional core was recovered in eighteen cores in the interval from 3908 m in the lower Heather Formation, through all of Brent Group and down to 4139.1 m in the uppermost Drake Formation. All cores were cut in the original hole, before side-tracking. Log runs 1 to 5 were also run in the original hole, while run 6 and 7 were run in the sidetrack. No wire line fluid samples were taken.
    The well was permanently abandoned on 4 May 1985 as a gas appraisal well.
    Testing
    Three drill stem tests were conducted in the Brent Group.
    DST 1B tested the interval 4071 - 4076 m in the Etive Formation. The test flowed water at only five m3/day through a 19.05 mm choke during a 7.07 hours flow period. The maximum temperature reading was 150 °C. DST 1A failed due to technical problems.
    DST 2B tested the intervals 4011-4013 m, 4017-4025 m, and 4035 - 4042 m in the Ness Formation. The test flowed water at only eight m3/day through a 19.05 mm choke during a 13.5 hours flow period. The maximum temperature reading was 148 °C. DST 2A failed due to technical problems.
    DST 3 tested the intervals 3935 - 3949 m, 3955 – 3959 m, and 3967-3974 m in the Tarbert Formation. It produced 227600 Sm3 gas and 105 Sm3 condensate /day through a 19.05 mm choke. The GOR was 2170 Sm3/Sm3. The maximum temperature reading was 137 °C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    NO
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    220.00
    4172.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3908.0
    3912.5
    [m ]
    2
    3939.0
    3957.3
    [m ]
    3
    3957.3
    3965.8
    [m ]
    4
    3966.0
    3979.8
    [m ]
    5
    3979.8
    3987.6
    [m ]
    6
    3987.8
    3989.6
    [m ]
    7
    3989.6
    3993.5
    [m ]
    8
    3993.5
    3997.5
    [m ]
    9
    4014.0
    4025.6
    [m ]
    10
    4026.0
    4027.9
    [m ]
    11
    4029.0
    4031.6
    [m ]
    12
    4031.8
    4047.7
    [m ]
    13
    4047.7
    4048.9
    [m ]
    14
    4048.9
    4052.5
    [m ]
    15
    4076.0
    4093.8
    [m ]
    16
    4094.0
    4112.3
    [m ]
    17
    4112.3
    4130.3
    [m ]
    18
    4130.5
    4135.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    158.4
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3908-3912m
    Kjerne bilde med dybde: 3939-3944m
    Kjerne bilde med dybde: 3944-3950m
    Kjerne bilde med dybde: 3950-3956m
    Kjerne bilde med dybde: 3956-3957m
    3908-3912m
    3939-3944m
    3944-3950m
    3950-3956m
    3956-3957m
    Kjerne bilde med dybde: 3957-3963m
    Kjerne bilde med dybde: 3963-3965m
    Kjerne bilde med dybde: 3966-3972m
    Kjerne bilde med dybde: 3972-3978m
    Kjerne bilde med dybde: 3978-3979m
    3957-3963m
    3963-3965m
    3966-3972m
    3972-3978m
    3978-3979m
    Kjerne bilde med dybde: 3979-3985m
    Kjerne bilde med dybde: 3985-3987m
    Kjerne bilde med dybde: 3987-3989m
    Kjerne bilde med dybde: 3989-3993m
    Kjerne bilde med dybde: 3993-3997m
    3979-3985m
    3985-3987m
    3987-3989m
    3989-3993m
    3993-3997m
    Kjerne bilde med dybde: 4014-4020m
    Kjerne bilde med dybde: 4020-4025m
    Kjerne bilde med dybde: 4026-4027m
    Kjerne bilde med dybde: 4029-4031m
    Kjerne bilde med dybde: 4031-4037m
    4014-4020m
    4020-4025m
    4026-4027m
    4029-4031m
    4031-4037m
    Kjerne bilde med dybde: 4037-4043m
    Kjerne bilde med dybde: 4043-4047m
    Kjerne bilde med dybde: 4047-4048m
    Kjerne bilde med dybde: 4048-4052m
    Kjerne bilde med dybde: 4076-4082m
    4037-4043m
    4043-4047m
    4047-4048m
    4048-4052m
    4076-4082m
    Kjerne bilde med dybde: 4082-4088m
    Kjerne bilde med dybde: 4088-4093m
    Kjerne bilde med dybde: 4094-4100m
    Kjerne bilde med dybde: 4100-4106m
    Kjerne bilde med dybde: 4106-4112m
    4082-4088m
    4088-4093m
    4094-4100m
    4100-4106m
    4106-4112m
    Kjerne bilde med dybde: 4112-4112m
    Kjerne bilde med dybde: 4112-4118m
    Kjerne bilde med dybde: 4118-4124m
    Kjerne bilde med dybde: 4124-4130m
    Kjerne bilde med dybde: 4130-4130m
    4112-4112m
    4112-4118m
    4118-4124m
    4124-4130m
    4130-4130m
    Kjerne bilde med dybde: 4130-4135m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    4130-4135m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2000.0
    [m]
    C
    GEOST
    2018.0
    [m]
    C
    GEOST
    2030.0
    [m]
    C
    GEOST
    2048.0
    [m]
    C
    GEOST
    2060.0
    [m]
    C
    GEOST
    2078.0
    [m]
    C
    GEOST
    2090.0
    [m]
    C
    GEOST
    2108.0
    [m]
    C
    GEOST
    2120.0
    [m]
    C
    GEOST
    2138.0
    [m]
    C
    GEOST
    2150.0
    [m]
    C
    GEOST
    2168.0
    [m]
    C
    GEOST
    2180.0
    [m]
    C
    GEOST
    2198.0
    [m]
    C
    GEOST
    2210.0
    [m]
    C
    GEOST
    2228.0
    [m]
    C
    GEOST
    2240.0
    [m]
    C
    GEOST
    2264.0
    [m]
    C
    GEOST
    2270.0
    [m]
    C
    GEOST
    2288.0
    [m]
    C
    GEOST
    2300.0
    [m]
    C
    GEOST
    2318.0
    [m]
    C
    GEOST
    2330.0
    [m]
    C
    GEOST
    2348.0
    [m]
    C
    GEOST
    2360.0
    [m]
    C
    GEOST
    2378.0
    [m]
    C
    GEOST
    2390.0
    [m]
    C
    GEOST
    2408.0
    [m]
    C
    GEOST
    2420.0
    [m]
    C
    GEOST
    2438.0
    [m]
    C
    GEOST
    2450.0
    [m]
    C
    GEOST
    2468.0
    [m]
    C
    GEOST
    2480.0
    [m]
    C
    GEOST
    2496.0
    [m]
    C
    GEOST
    2518.0
    [m]
    C
    GEOST
    2528.0
    [m]
    C
    GEOST
    2542.0
    [m]
    C
    GEOST
    2558.0
    [m]
    C
    GOEST
    2570.0
    [m]
    C
    GEOST
    2585.0
    [m]
    C
    GEOST
    2600.0
    [m]
    C
    GEOST
    2618.0
    [m]
    C
    GEOST
    2630.0
    [m]
    C
    GEOST
    2648.0
    [m]
    C
    GEOST
    2660.0
    [m]
    C
    GEOST
    2678.0
    [m]
    C
    GEOST
    2690.0
    [m]
    C
    GEOST
    2708.0
    [m]
    C
    GEOST
    2720.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2738.0
    [m]
    C
    GEOST
    2750.0
    [m]
    C
    GEOST
    2753.0
    [m]
    C
    GEOST
    2768.0
    [m]
    C
    GEOST
    2780.0
    [m]
    C
    GEOST
    2798.0
    [m]
    C
    GEOST
    2810.0
    [m]
    C
    GEOST
    2828.0
    [m]
    C
    GEOST
    2840.0
    [m]
    C
    GEOST
    2858.0
    [m]
    C
    GEOST
    2870.0
    [m]
    C
    GEOST
    2888.0
    [m]
    C
    GEOST
    2900.0
    [m]
    C
    GEOST
    2918.0
    [m]
    C
    GEOST
    2930.0
    [m]
    C
    GEOST
    2948.0
    [m]
    C
    GEOST
    2960.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2978.0
    [m]
    C
    GEOST
    2990.0
    [m]
    C
    GEOST
    3008.0
    [m]
    C
    GEOST
    3020.0
    [m]
    C
    GEOST
    3038.0
    [m]
    C
    GEOST
    3068.0
    [m]
    C
    GEOST
    3080.0
    [m]
    C
    GEOST
    3098.0
    [m]
    C
    GEOST
    3110.0
    [m]
    C
    GEOST
    3128.0
    [m]
    C
    GEOST
    3140.0
    [m]
    C
    GEOST
    3158.0
    [m]
    C
    GEOST
    3170.0
    [m]
    C
    GEOST
    3188.0
    [m]
    C
    GEOST
    3200.0
    [m]
    C
    GEOST
    3230.0
    [m]
    C
    GEOST
    3248.0
    [m]
    C
    GEOST
    3260.0
    [m]
    C
    GEOST
    3278.0
    [m]
    C
    GEOST
    3290.0
    [m]
    C
    GEOST
    3308.0
    [m]
    C
    GEOST
    3320.0
    [m]
    C
    GEOST
    3338.0
    [m]
    C
    GEOST
    3350.0
    [m]
    C
    GEOST
    3368.0
    [m]
    C
    GEOST
    3380.0
    [m]
    C
    GEOST
    3398.0
    [m]
    C
    GEOST
    3410.0
    [m]
    C
    GEOST
    3428.0
    [m]
    C
    GEOST
    3440.0
    [m]
    C
    GEOST
    3458.0
    [m]
    C
    GEOST
    3470.0
    [m]
    C
    GEOST
    3488.0
    [m]
    C
    GEOST
    3500.0
    [m]
    C
    GEOST
    3518.0
    [m]
    C
    GEOST
    3530.0
    [m]
    C
    GEOST
    3548.0
    [m]
    C
    GEOST
    3560.0
    [m]
    C
    GEOST
    3578.0
    [m]
    C
    GEOST
    3590.0
    [m]
    C
    GEOST
    3608.0
    [m]
    C
    GEOST
    3620.0
    [m]
    C
    GEOST
    3638.0
    [m]
    C
    GEOST
    3650.0
    [m]
    C
    GEOST
    3668.0
    [m]
    C
    GEOST
    3680.0
    [m]
    C
    GEOST
    3698.0
    [m]
    C
    GEOST
    3710.0
    [m]
    C
    GEOST
    3728.0
    [m]
    C
    GEOST
    3740.0
    [m]
    C
    GEOST
    3758.0
    [m]
    C
    GEOST
    3761.0
    [m]
    C
    GEOST
    3770.0
    [m]
    C
    GEOST
    3788.0
    [m]
    C
    GEOST
    3800.0
    [m]
    C
    GEOST
    3818.0
    [m]
    C
    GEOST
    3830.0
    [m]
    C
    GEOST
    3839.0
    [m]
    C
    GEOST
    3848.0
    [m]
    C
    GEOST
    3860.0
    [m]
    C
    GEOST
    3869.0
    [m]
    C
    GEOST
    3878.0
    [m]
    C
    GEOST
    3890.0
    [m]
    C
    GEOST
    3899.0
    [m]
    C
    GEOST
    3908.0
    [m]
    C
    GEOST
    3920.0
    [m]
    C
    GEOST
    3938.0
    [m]
    C
    GEOST
    3940.0
    [m]
    C
    GEOST
    3944.0
    [m]
    SWC
    GEOST
    3950.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3953.0
    [m]
    C
    GEOST
    3956.0
    [m]
    C
    GEOST
    3956.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3964.0
    [m]
    C
    GEOST
    3968.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3970.0
    [m]
    C
    GEOST
    3975.0
    [m]
    C
    GEOST
    3976.0
    [m]
    C
    GEOST
    3977.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3978.0
    [m]
    C
    GEOST
    3980.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3980.0
    [m]
    C
    GEOST
    3983.0
    [m]
    C
    GEOST
    3985.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3990.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3994.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3995.0
    [m]
    SWC
    GEOST
    3998.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4004.0
    [m]
    SWC
    GEOST
    4010.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4014.0
    [m]
    C
    GEOST
    4018.0
    [m]
    C
    GEOST
    4024.0
    [m]
    C
    GEOST
    4027.0
    [m]
    C
    GEOST
    4028.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4029.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4030.0
    [m]
    C
    GEOST
    4036.0
    [m]
    C
    GEOST
    4040.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4040.0
    [m]
    C
    GEOST
    4043.0
    [m]
    C
    GEOST
    4044.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4046.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4047.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4048.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4048.0
    [m]
    C
    GEOST
    4049.0
    [m]
    C
    GEOST
    4051.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4051.0
    [m]
    C
    GEOST
    4052.0
    [m]
    C
    GEOST
    4058.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4061.0
    [m]
    SWC
    GEOST
    4070.0
    [m]
    SWC
    GEOST
    4070.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4079.0
    [m]
    SWC
    GEOST
    4088.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4089.0
    [m]
    C
    GEOST
    4093.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4093.0
    [m]
    C
    GEOST
    4095.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4096.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4097.0
    [m]
    C
    GEOST
    4098.0
    [m]
    C
    GEOST
    4100.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4106.0
    [m]
    SWC
    GEOST
    4115.0
    [m]
    SWC
    GEOST
    4118.0
    [m]
    SWC
    GEOST
    4118.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4126.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4128.0
    [m]
    C
    GEOST
    4130.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4132.0
    [m]
    C
    GEOST
    4134.0
    [m]
    C
    GEOST
    4135.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4148.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4160.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4172.0
    [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
    TEST3
    3935.00
    3974.00
    23.04.1985 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.63
    pdf
    3.83
    pdf
    1.71
    pdf
    2.47
    pdf
    0.41
    pdf
    0.10
    pdf
    0.32
    pdf
    0.46

  • 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
    0.30
    pdf
    0.30

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    5.09
    pdf
    29.56

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    4071
    4076
    19.1
    2.0
    4011
    4042
    19.1
    3.0
    3935
    3974
    19.1
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    3.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    2.0
    3.0
    105
    226000
    0.808
    0.734
    2160

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL
    722
    2345
    CBL
    2425
    3788
    CBL
    3600
    4127
    CDL CNS GR
    214
    4163
    DIL BCS CAL GR
    214
    4164
    DLL MSF GR
    1006
    2718
    FED
    2345
    2716
    NGT
    3665
    4175
    SFT
    3937
    4100
    VELOCITY
    800
    4125

  • 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
    214.5
    36
    214.5
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    1008.0
    26
    1023.0
    1.61
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2350.0
    17 1/2
    2365.0
    2.03
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3778.0
    12 1/4
    3802.0
    2.14
    LOT
    LINER
    7
    4170.0
    8 1/2
    4170.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    1670
    1.11
    9.0
    7.3
    WATERBASED
    04.01.1985
    1670
    1.11
    9.0
    7.3
    WATER BASED
    04.01.1985
    1870
    1.25
    9.0
    10.0
    WATER BASED
    07.01.1985
    1870
    1.25
    9.0
    10.0
    WATERBASED
    07.01.1985
    1978
    1.35
    10.0
    13.0
    WATER BASED
    07.01.1985
    1978
    1.35
    10.0
    13.0
    WATERBASED
    07.01.1985
    2122
    1.45
    15.0
    15.2
    WATER BASED
    07.01.1985
    2122
    1.45
    15.0
    15.2
    WATERBASED
    07.01.1985
    2258
    1.45
    16.0
    8.3
    WATERBASED
    07.01.1985
    2258
    1.45
    16.0
    8.3
    WATER BASED
    07.01.1985
    2365
    1.50
    16.0
    8.4
    WATER BASED
    09.01.1985
    2365
    1.53
    17.0
    8.9
    WATER BASED
    09.01.1985
    2365
    1.55
    16.0
    7.0
    WATER BASED
    14.01.1985
    2365
    1.50
    16.0
    8.4
    WATERBASED
    09.01.1985
    2365
    0.00
    17.0
    8.9
    WATERBASED
    09.01.1985
    2365
    0.00
    16.0
    7.0
    WATERBASED
    14.01.1985
    2472
    1.55
    18.0
    7.4
    WATERBASED
    14.01.1985
    2472
    1.55
    18.0
    7.4
    WATER BASED
    14.01.1985
    2533
    1.60
    20.0
    7.9
    WATER BASED
    15.01.1985
    2533
    1.60
    20.0
    7.9
    WATERBASED
    15.01.1985
    2556
    1.70
    21.0
    7.4
    WATERBASED
    15.01.1985
    2556
    1.70
    21.0
    7.4
    WATER BASED
    15.01.1985
    2605
    1.70
    22.0
    7.9
    WATER BASED
    16.01.1985
    2605
    1.70
    22.0
    7.9
    WATERBASED
    16.01.1985
    2619
    1.73
    22.0
    7.4
    WATER BASED
    16.01.1985
    2619
    1.73
    22.0
    7.4
    WATERBASED
    16.01.1985
    2704
    1.77
    22.0
    7.0
    WATERBASED
    17.01.1985
    2704
    1.77
    22.0
    7.0
    WATER BASED
    17.01.1985
    2802
    1.75
    19.0
    7.0
    WATER BASED
    18.01.1985
    2802
    1.75
    19.0
    7.0
    WATERBASED
    18.01.1985
    2909
    1.78
    22.0
    8.0
    WATERBASED
    21.01.1985
    2909
    1.78
    22.0
    8.0
    WATER BASED
    21.01.1985
    2980
    1.79
    22.0
    8.0
    WATERBASED
    28.01.1985
    2980
    1.79
    22.0
    8.0
    WATER BASED
    28.01.1985
    3802
    1.82
    22.0
    6.0
    WATERBASED
    11.02.1985
    3802
    1.82
    22.0
    6.0
    WATER BASED
    11.02.1985
    3884
    1.91
    25.0
    8.0
    WATER BASED
    18.02.1985
    3884
    1.91
    25.0
    8.0
    WATERBASED
    18.02.1985
    3938
    1.96
    35.0
    8.0
    WATER BASED
    01.04.1985
    3938
    1.96
    35.0
    8.0
    WATERBASED
    01.04.1985
    3950
    1.96
    35.0
    8.0
    WATERBASED
    01.04.1985
    3950
    1.96
    35.0
    8.0
    WATER BASED
    01.04.1985
    4013
    1.94
    26.0
    8.8
    WATERBASED
    26.02.1985
    4013
    1.94
    26.0
    8.8
    WATER BASED
    26.02.1985
    4019
    1.96
    35.0
    8.0
    WATER BASED
    01.04.1985
    4019
    1.96
    35.0
    8.0
    WATERBASED
    01.04.1985
    4100
    1.96
    35.0
    8.0
    WATERBASED
    01.04.1985
    4100
    1.96
    35.0
    8.0
    WATER BASED
    01.04.1985
    4172
    1.96
    35.0
    8.4
    WATER BASED
    26.03.1985
    4172
    1.96
    35.0
    8.4
    WATERBASED
    26.03.1985
    4174
    1.94
    26.0
    8.8
    WATER BASED
    06.03.1985
    4174
    1.94
    26.0
    8.8
    WATERBASED
    06.03.1985

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    4134.68
    [m ]
    4132.38
    [m ]
    4124.70
    [m ]
    4106.35
    [m ]
    4106.02
    [m ]
    4098.90
    [m ]
    4093.30
    [m ]
    4089.65
    [m ]
    4086.65
    [m ]
    4082.65
    [m ]
    4078.65
    [m ]
    4040.25
    [m ]
    4020.73
    [m ]
    3984.42
    [m ]
    3973.67
    [m ]
    3968.45
    [m ]
    4116.65
    [m ]
    3963.74
    [m ]
    3957.82
    [m ]
    3955.70
    [m ]
    3951.45
    [m ]
    3944.90
    [m ]
    3939.95
    [m ]
    4022.30
    [m ]
    3945.00
    [m ]
    4102.00
    [m ]
    3974.90
    [m ]
    3949.40
    [m ]
    4042.90
    [m ]
    4079.40
    [m ]

  • Trykkplott
    Trykkplott
    Porertrykksdataene kommer fra logging i brønnen hvis ingen annen kilde er oppgitt. I noen brønner der trykk ikke er logget, er det brukt informasjon fra formasjonstester eller brønnspark. Trykkdataene er rapportert inn til Oljedirektoratet og videre prosessert og kvalitetssikret av IHS Markit.
    Trykkplott
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.21