Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.11.2024 - 09:09
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

1/9-4

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.
    1/9-4
    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
    Flergrensbønn
    Indikator som forteller om brønnbanen er en flergrensbrønn, dvs. har mer enn en gren. Eksempel på lovlige verdier: YES, NO. Se også Sokkeldirektoratets retninglinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    NO
    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.
    1/9-4
    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.
    182-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    153
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    13.08.1977
    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.
    12.01.1978
    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.
    12.01.1980
    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.
    26.05.2009
    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
    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.
    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.
    PALEOCENE
    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.
    EKOFISK 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.
    LATE CRETACEOUS
    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.
    TOR 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.
    75.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3710.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    7.5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    150
    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.
    LATE PERMIAN
    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.
    ZECHSTEIN GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    56° 29' 3.76'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 56' 0.29'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6260132.83
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    495899.06
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    247

  • Brønnhistorie
    General
    Well 1/9-4 was drilled on a salt diapir structure in the Central Graben in the neighbourhood of the Norwegian - UK median line. The primary purpose was to test the Ekofisk and Tor formations of Danian and Maastrichtian age. Lower possible porous zones in chalk and Jurassic sands, if present, were secondary objectives.
    Operations and results
    Wildcat well 1/9-4 was spudded with the semi-submersible installation Ross Rig on 13 August 1977 and drilled to TD at 3710 m in Late Permian Zechstein salt. There were no serious drilling problems down to a depth of 3100 m. At 3100 m the bit-junksub assembly was lost in the hole. The hole was cemented back and sidetracked after the fishing attempts proved unsuccessful. After one unsuccessful sidetrack attempt the hole was sidetracked again from 3041 m and drilled on to core point at 3122 m. When cutting core no 10 the bottom hole assembly got stuck and a long section of the BHA had to be left in the hole. After some unsuccessful attempts on jarring, the hole was cemented and sidetracked again, from 3059 m in the first sidetrack hole. This second sidetracked hole was drilled to a measured depth of 3353 m. At this point 7" liner was run. 6" hole was drilled to a total measured depth of 3710 m with only minor problems and top of the salt was found at 3650 m. The 6" hole was logged and plugged back. It was found necessary to perform a squeeze job around the 7" liner shoe, but when attempting to pull out after this operation, the BHA stuck just above the cementing stinger. Jarring did not free the pipe, and a cement plug was set above the fish. The well was drilled with high viscosity spud mud of pre-hydrated bentonite, lime, and caustic soda down to 437 m and with Drispac/lime mud from 437 m to 2580 m. From 2580 m the lime was phased out and the remaining well to TD was drilled with a lignite/lignosulphonate gel mud. During abandonment an anchor chain broke in severe weather. The well was plugged back while a supply boat pulled on the anchor chain. A cap was installed on the well head and the well was suspended.
    No significant reservoir rock was penetrated above Danian level. The Early Cretaceous Valhall Formation was found resting directly on the salt. No Jurassic sediments were penetrated by the well. Hydrocarbons were encountered and tested in the Ekofisk and Tor Formations from 3114 m down to top Hod Formation at 3312 m. Above the reservoir shows in the form of cut and fluorescence was recorded on occasional shale/limestone/silty cuttings was seen from 1990 to 2733 m. More continuous shows were seen on limestone/shale cuttings in the interval 2808 to 2991 m in the Lower Hordaland Group, through the Balder Formation and into the Sele Formation.
    Nine cores were cut from - 3123 m to - 3273 m with close to 100% recovery. No RFT surveys were run and no wire line fluid samples were taken.
    The well was suspended on12 January 1978 as a dry well.
    Testing
    Four drill stem tests to evaluate productivity and fluid composition were carried out. Hydrocarbons were produced during all the tests. Weather conditions and operational problems interfered with the designed test program.
    DST 1 tested the Tor Formation in from interval 3292 to 3296 m. The second flow produced 30582 Sm3 of gas and in the range of 16 Sm3 oil /day. There was no water production. The oil produced had a gravity of 46 deg API and the gas gravity (air = 1) was 0.68. GOR varied in the range 890 to 14000 Sm3/Sm3. Maximum recorded down hole temperature was 136 deg C but the temperature readings were not stable.
    DST 2 tested the Tor Formation from the interval 3235 to 3255 m. After acid stimulation the well flowed 673940 Sm3 of gas and 592 Sm3 oil /day on a 48/64" choke. The oil gravity was 48-49 deg API at separator conditions and the gas gravity (air = 1) was 0.67 with 2 - 3 % CO2. The GOR was in the range 890 to 1160 Sm3/Sm3. No representative temperature reading is available from this test.
    DST 3 tested the Ekofisk Formation from the interval 3176 to 3198 m. After acid stimulation the well flowed 32000 Sm3 of gas and 17 Sm3 oil /day with a bottom hole flowing pressure 750 psig at depth 3154 m. This test also produced some emulsion and water. The gas and oil gravities were 0.81 (air = 1) and 45 deg API at separator conditions, respectively. 3% CO2 was measured in the gas. The GOR varied in the range 1070 to 2140 Sm3/Sm3. Due probably to gas expansion and cooling in the borehole it is assumed that the maximum recorded temperature of 122.2 deg C was not representative for the formation.
    DST 4 tested the Ekofisk Formation in the intervals 3127 to 3137 and 3120 to 3123 m. After acid treatment the well flowed 498380 Sm3 of gas and 223 Sm3 oil /day on a 48/64" choke. The gas and oil gravities were 0.688 (air = 1) and 50 - 51 deg API at separator conditions, respectively. 2-3% CO2 was measured in the gas. The GOR varied in the range 960 - 2850 Sm3/Sm3. The maximum temperature recorded, and the one assumed to be the most representative for the Formation in all four tests, was 134.2 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    153.00
    3710.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3122.8
    3141.2
    [m ]
    2
    3141.2
    3159.5
    [m ]
    3
    3159.5
    3173.5
    [m ]
    4
    3173.5
    3191.8
    [m ]
    5
    3191.8
    3210.1
    [m ]
    6
    3210.1
    3218.6
    [m ]
    7
    3219.9
    3238.0
    [m ]
    8
    3238.2
    3256.5
    [m ]
    9
    3256.5
    3273.8
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    149.6
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3122-3125m
    Kjerne bilde med dybde: 3125-3128m
    Kjerne bilde med dybde: 3128-3130m
    Kjerne bilde med dybde: 3130-3133m
    Kjerne bilde med dybde: 3133-3136m
    3122-3125m
    3125-3128m
    3128-3130m
    3130-3133m
    3133-3136m
    Kjerne bilde med dybde: 3136-3138m
    Kjerne bilde med dybde: 3138-3141m
    Kjerne bilde med dybde: 3141-3143m
    Kjerne bilde med dybde: 3143-3146m
    Kjerne bilde med dybde: 3146-3149m
    3136-3138m
    3138-3141m
    3141-3143m
    3143-3146m
    3146-3149m
    Kjerne bilde med dybde: 3149-3152m
    Kjerne bilde med dybde: 3152-3154m
    Kjerne bilde med dybde: 3154-3157m
    Kjerne bilde med dybde: 3157-3159m
    Kjerne bilde med dybde: 3159-3162m
    3149-3152m
    3152-3154m
    3154-3157m
    3157-3159m
    3159-3162m
    Kjerne bilde med dybde: 3162-3164m
    Kjerne bilde med dybde: 3164-3167m
    Kjerne bilde med dybde: 3167-3170m
    Kjerne bilde med dybde: 3170-3173m
    Kjerne bilde med dybde: 3173-3173m
    3162-3164m
    3164-3167m
    3167-3170m
    3170-3173m
    3173-3173m
    Kjerne bilde med dybde: 3173-3176m
    Kjerne bilde med dybde: 3176-3178m
    Kjerne bilde med dybde: 3178-3181m
    Kjerne bilde med dybde: 3181-3184m
    Kjerne bilde med dybde: 3184-3187m
    3173-3176m
    3176-3178m
    3178-3181m
    3181-3184m
    3184-3187m
    Kjerne bilde med dybde: 3187-3189m
    Kjerne bilde med dybde: 3189-3191m
    Kjerne bilde med dybde: 3191-3195m
    Kjerne bilde med dybde: 3194-3197m
    Kjerne bilde med dybde: 3197-3199m
    3187-3189m
    3189-3191m
    3191-3195m
    3194-3197m
    3197-3199m
    Kjerne bilde med dybde: 3199-3202m
    Kjerne bilde med dybde: 3202-3205m
    Kjerne bilde med dybde: 3205-3208m
    Kjerne bilde med dybde: 3208-3210m
    Kjerne bilde med dybde: 3210-3212m
    3199-3202m
    3202-3205m
    3205-3208m
    3208-3210m
    3210-3212m
    Kjerne bilde med dybde: 3212-3215m
    Kjerne bilde med dybde: 3215-3218m
    Kjerne bilde med dybde: 3218-3218m
    Kjerne bilde med dybde: 3219-3222m
    Kjerne bilde med dybde: 3222-3225m
    3212-3215m
    3215-3218m
    3218-3218m
    3219-3222m
    3222-3225m
    Kjerne bilde med dybde: 3225-3228m
    Kjerne bilde med dybde: 3222-3225m
    Kjerne bilde med dybde: 3225-3228m
    Kjerne bilde med dybde: 3228-3230m
    Kjerne bilde med dybde: 3230-3233m
    3225-3228m
    3222-3225m
    3225-3228m
    3228-3230m
    3230-3233m
    Kjerne bilde med dybde: 3233-3236m
    Kjerne bilde med dybde: 3236-3238m
    Kjerne bilde med dybde: 3238-3240m
    Kjerne bilde med dybde: 3240-3243m
    Kjerne bilde med dybde: 3243-3246m
    3233-3236m
    3236-3238m
    3238-3240m
    3240-3243m
    3243-3246m
    Kjerne bilde med dybde: 3246-3249m
    Kjerne bilde med dybde: 3249-3251m
    Kjerne bilde med dybde: 3251-3254m
    Kjerne bilde med dybde: 3254-3256m
    Kjerne bilde med dybde: 3256-3259m
    3246-3249m
    3249-3251m
    3251-3254m
    3254-3256m
    3256-3259m
    Kjerne bilde med dybde: 3259-3261m
    Kjerne bilde med dybde: 3261-3264m
    Kjerne bilde med dybde: 3264-3267m
    Kjerne bilde med dybde: 3267-3270m
    Kjerne bilde med dybde: 3270-3272m
    3259-3261m
    3261-3264m
    3264-3267m
    3267-3270m
    3270-3272m
    Kjerne bilde med dybde: 3272-3273m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3272-3273m

  • 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
    3292.00
    3296.00
    01.12.1977 - 00:00
    YES
    DST
    TEST2
    3235.00
    3255.00
    15.12.1977 - 03:00
    YES
    DST
    TEST3
    3176.00
    3198.00
    24.12.1977 - 19:00
    YES
    DST
    TEST4
    3137.00
    3127.00
    29.12.1977 - 00:00
    YES

  • 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
    151.0
    36
    151.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    428.0
    26
    437.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1376.0
    17 1/2
    1391.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2569.0
    12 1/4
    2580.0
    0.00
    LOT
    LINER
    7
    3352.0
    8 1/2
    3362.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    3710.0
    6
    3710.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3292
    3296
    19.0
    2.0
    3235
    3255
    19.0
    3.0
    3176
    3198
    19.0
    4.0
    3137
    3127
    19.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    3.0
    4.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    16
    30582
    0.790
    2.0
    592
    673944
    0.790
    3.0
    311487
    4.0
    223
    498379
    0.770
    0.690

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    282
    1375
    CBL VDL GR
    1334
    2553
    CBL VDL GR
    2445
    3345
    CBL VDL GR
    3050
    3300
    CBL VDL GR
    3075
    3338
    DIL
    3065
    3348
    DLL MSFL CAL SP GR
    3000
    3347
    FDC CNL CAL GR
    427
    3707
    HDT
    2875
    3349
    HDT
    3345
    3640
    IES SP
    2090
    3347
    ISF SONIC
    427
    3705
    SONIC
    151
    435
    VELOCITY
    535
    3684

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    2.18
    pdf
    3.15
    pdf
    0.52

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    2.48
    pdf
    34.55

  • 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
    0.21
    pdf
    0.06

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    151
    1.02
    WATERBASED
    954
    1.17
    WATERBASED
    1394
    1.70
    WATERBASED
    2580
    1.89
    WATERBASED
    3100
    1.75
    WATERBASED
    3210
    1.75
    WATERBASED
    3555
    1.70
    WATERBASED
    3710
    1.72
    WATERBASED