Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
21.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

30/6-22

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.
    30/6-22
    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.
    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.
    30/6-22
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH 8606 - 670 KOL. 660
    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.
    578-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    54
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    21.05.1988
    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.
    13.07.1988
    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.
    13.07.1990
    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.
    29.03.2014
    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.
    APPRAISAL
    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.
    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.
    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.
    179.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3336.0
    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).
    3330.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    10.5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    123
    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° 43' 57.26'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 58' 53.12'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6733159.80
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    498986.72
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1225

  • Brønnhistorie
    General
    Well 30/6-22 was drilled on the 30/6-19 Beta Saddle Discovery between the Veslefrikk field and the 30/6-5 Oseberg East (Beta South) discovery. The discovery well 30/6-19 found oil in the Brent Group. The objectives of well 30/6-22 were to narrow the range in the oil/water contact levels in the Tarbert/Ness and the Etive/Rannoch/Oseberg Formations and to get information about lateral variation in reservoir quality.
    Operations and results
    Appraisal well 30/6 22 was spudded 21 May 1988 by Polar Frontier Drilling semi submersible rig Polar Pioneer and drilled to TD at 3336 m in the Late Jurassic Statfjord Group. Drilling went without problems, but the prospect was intersected 50 m away from where it was decided, in north-eastern direction. The well was drilled with spud mud down to 963 m and with KCl/polymer mud from 963 m to TD.
    Top Brent Group, Tarbert Formation was penetrated at 2874 m. Moveable oil was confirmed by logs, RFT pressure gradients and tests in sandstones in the Ness and Etive formations from 2908 m (2880 m TVD MSL). The OWC was not clearly defined, but indicated from RFT pressure gradients to be at 2935 m (2907 m TVD MSL). The Oseberg Formation was water bearing. The Cook Formation had good oil shows but it was tight and impossible to test. No shows were recorded in the Statfjord Formation.
    Six cores were cut in the well: The Brent Group was cored in five cores in the interval 2854 - 3009.9 m and one core was cut in the Cook Formation in the interval 3122.5 - 3150.4 m. RFT-tests indicated oil from 2910 m (Ness Formation) and mud filtrate from 2934 m (Etive Formation).
    The well was suspended on 13 July as an oil appraisal.
    Testing
    Two DST tests were performed.
    DST 1 tested the interval 2917.2 - 2936.2 m in the Etive Formation. It produced 294 Sm3 oil and 19430 Sm3 gas /day through a 32/64" choke. The GOR was 67 Sm3/Sm3, the oil density was 0.892 g/cm3, and the gas gravity was 0.76 (air = 1) with no measurable H2S and 4 % CO2. The maximum flowing bottom hole temperature measured at sensor point 2852.8 m was 122.9 deg C.
    DST 2 tested the interval 2908.8 - 2912.3 m in the Ness Formation. It produced 480 Sm3 oil and 31680 Sm3 gas /day through a 32/64" choke. The GOR was 66 Sm3/Sm3, the oil density was 0.823 g/cm3, and the gas gravity was 0.765 (air = 1) with no measurable H2S and 4 % CO2. The maximum flowing bottom hole temperature measured at sensor point 2854.2 m was 123.7 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    970.00
    3335.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2854.0
    2881.6
    [m ]
    2
    2881.6
    2905.5
    [m ]
    3
    2906.0
    2921.5
    [m ]
    4
    2921.6
    2958.4
    [m ]
    5
    2958.5
    3009.9
    [m ]
    6
    3122.5
    3150.3
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    182.9
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2854-2859m
    Kjerne bilde med dybde: 2859-2864m
    Kjerne bilde med dybde: 2864-2869m
    Kjerne bilde med dybde: 2869-2874m
    Kjerne bilde med dybde: 2874-2879m
    2854-2859m
    2859-2864m
    2864-2869m
    2869-2874m
    2874-2879m
    Kjerne bilde med dybde: 2879-2881m
    Kjerne bilde med dybde: 2881-2886m
    Kjerne bilde med dybde: 2886-2891m
    Kjerne bilde med dybde: 2891-2896m
    Kjerne bilde med dybde: 2896-2901m
    2879-2881m
    2881-2886m
    2886-2891m
    2891-2896m
    2896-2901m
    Kjerne bilde med dybde: 2901-2905m
    Kjerne bilde med dybde: 2906-2911m
    Kjerne bilde med dybde: 2911-2916m
    Kjerne bilde med dybde: 2916-2921m
    Kjerne bilde med dybde: 2921-2921m
    2901-2905m
    2906-2911m
    2911-2916m
    2916-2921m
    2921-2921m
    Kjerne bilde med dybde: 2921-2926m
    Kjerne bilde med dybde: 2926-2931m
    Kjerne bilde med dybde: 2931-2936m
    Kjerne bilde med dybde: 2936-2941m
    Kjerne bilde med dybde: 2941-2946m
    2921-2926m
    2926-2931m
    2931-2936m
    2936-2941m
    2941-2946m
    Kjerne bilde med dybde: 2946-2951m
    Kjerne bilde med dybde: 2951-2956m
    Kjerne bilde med dybde: 2956-2958m
    Kjerne bilde med dybde: 2958-2963m
    Kjerne bilde med dybde: 2963-2968m
    2946-2951m
    2951-2956m
    2956-2958m
    2958-2963m
    2963-2968m
    Kjerne bilde med dybde: 2968-2973m
    Kjerne bilde med dybde: 2973-2978m
    Kjerne bilde med dybde: 2978-2983m
    Kjerne bilde med dybde: 2983-2988m
    Kjerne bilde med dybde: 2988-2993m
    2968-2973m
    2973-2978m
    2978-2983m
    2983-2988m
    2988-2993m
    Kjerne bilde med dybde: 2993-2998m
    Kjerne bilde med dybde: 2998-3003m
    Kjerne bilde med dybde: 3003-3008m
    Kjerne bilde med dybde: 3008-3009m
    Kjerne bilde med dybde: 3122-2127m
    2993-2998m
    2998-3003m
    3003-3008m
    3008-3009m
    3122-2127m
    Kjerne bilde med dybde: 3127-3132m
    Kjerne bilde med dybde: 3132-3237m
    Kjerne bilde med dybde: 3137-3142m
    Kjerne bilde med dybde: 3142-3147m
    Kjerne bilde med dybde: 3147-3150m
    3127-3132m
    3132-3237m
    3137-3142m
    3142-3147m
    3147-3150m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2000.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2010.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2030.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2040.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2060.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2090.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2100.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2120.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2130.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2150.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2160.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2180.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2210.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2220.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2240.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2250.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2270.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2280.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2300.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2310.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2330.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2340.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2360.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2370.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2390.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2400.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2420.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2430.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2450.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2460.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2480.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2485.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2490.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2495.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2500.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2505.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2510.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2520.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2525.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2530.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2535.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2540.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2545.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2550.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2555.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2570.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2575.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2585.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2590.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2595.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2600.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2605.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2610.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2615.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2625.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2630.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2635.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2640.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2645.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2655.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2660.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2665.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2670.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2675.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2690.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2695.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2700.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2715.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2720.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2730.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2735.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2745.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2750.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2755.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2760.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2765.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2780.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2785.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2790.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2790.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2810.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2820.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2840.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2850.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2854.0
    [m]
    C
    STRAT
    2860.0
    [m]
    C
    STRAT
    2865.0
    [m]
    C
    STRAT
    2870.0
    [m]
    C
    STRAT
    2874.0
    [m]
    C
    STRAT
    2880.0
    [m]
    C
    STRAT
    2883.0
    [m]
    C
    STRAT
    2889.0
    [m]
    C
    STRAT
    2899.0
    [m]
    C
    STRAT
    2902.0
    [m]
    C
    STRAT
    2906.0
    [m]
    C
    STRAT
    2913.0
    [m]
    C
    STRAT
    2920.0
    [m]
    C
    STRAT
    2923.0
    [m]
    C
    STRAT
    2930.0
    [m]
    C
    STRAT
    2935.0
    [m]
    C
    STRAT
    2940.0
    [m]
    C
    STRAT
    2947.0
    [m]
    C
    STRAT
    2950.0
    [m]
    C
    STRAT
    2954.0
    [m]
    C
    STRAT
    2957.0
    [m]
    C
    STRAT
    2965.0
    [m]
    C
    STRAT
    2972.0
    [m]
    C
    STRAT
    2976.0
    [m]
    C
    STRAT
    2982.0
    [m]
    C
    STRAT
    2984.0
    [m]
    C
    STRAT
    2990.0
    [m]
    C
    STRAT
    2995.0
    [m]
    C
    STRAT
    3000.0
    [m]
    C
    STRAT
    3004.0
    [m]
    C
    STRAT
    3009.0
    [m]
    C
    STRAT
    3020.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3030.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3040.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3050.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3060.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3070.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3080.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3090.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3100.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3110.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3123.0
    [m]
    C
    STRAT
    3127.0
    [m]
    C
    STRAT
    3134.0
    [m]
    C
    STRAT
    3137.0
    [m]
    C
    STRAT
    3144.0
    [m]
    C
    STRAT
    3149.0
    [m]
    C
    STRAT
    3160.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3170.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3180.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3190.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3200.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3212.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3220.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3230.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3240.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3250.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3260.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3270.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3280.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3290.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3300.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3310.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3320.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3335.0
    [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
    DST1
    2917.00
    2936.00
    OIL
    08.07.1988 - 00:00
    YES
    DST
    DST2
    2908.75
    2912.25
    OIL
    07.07.1988 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.32
    pdf
    0.16
    pdf
    1.58

  • 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
    0.23
    pdf
    0.22

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    18.34

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2917
    2036
    12.7
    2.0
    2909
    2912
    12.7
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    294
    19430
    0.829
    0.780
    68
    2.0
    480
    31680
    0.823
    0.765
    66

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    2600
    2340
    DIL LSS GR SP
    190
    2797
    DIS SDT NGS GR
    3337
    3780
    LDL CNL DLL MSFL GR AMS
    2780
    3334
    MWD
    202
    800
    RFT
    2881
    3309
    RFT
    2902
    2934
    RFT
    2930
    2949
    SHDT
    2780
    3338
    VSP
    1000
    3240

  • 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
    292.0
    36
    292.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    948.0
    17 1/2
    963.0
    1.74
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2781.0
    12 1/4
    2798.0
    1.69
    LOT
    LINER
    7
    3333.0
    8 1/2
    3336.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    292
    1.05
    9.0
    5.0
    WATER BASED
    24.05.1988
    292
    1.05
    9.0
    5.0
    WATER BASED
    24.05.1988
    517
    1.03
    WATER BASED
    23.04.1987
    530
    1.03
    WATER BASED
    27.04.1987
    575
    1.03
    WATER BASED
    29.04.1987
    662
    1.05
    9.0
    5.0
    WATER BASED
    26.05.1988
    677
    1.03
    WATER BASED
    27.04.1987
    963
    1.05
    9.0
    5.0
    WATER BASED
    26.05.1988
    963
    1.05
    9.0
    5.0
    WATER BASED
    27.05.1988
    975
    1.03
    WATER BASED
    30.04.1987
    975
    1.03
    WATER BASED
    04.05.1987
    975
    1.03
    WATER BASED
    27.04.1987
    975
    1.03
    WATER BASED
    05.05.1987
    975
    1.20
    17.0
    21.0
    WATER BASED
    06.05.1987
    1162
    1.21
    16.0
    21.0
    WATER BASED
    06.05.1987
    1310
    1.40
    24.0
    12.0
    WATER BASED
    30.05.1988
    1438
    1.40
    24.0
    22.0
    WATER BASED
    06.05.1987
    1598
    1.40
    23.0
    20.0
    WATER BASED
    06.05.1987
    1601
    1.40
    24.0
    22.0
    WATER BASED
    11.05.1987
    1603
    1.40
    22.0
    18.0
    WATER BASED
    07.05.1987
    1679
    1.28
    7.0
    12.0
    WATER BASED
    12.05.1987
    1786
    1.27
    14.0
    15.0
    WATER BASED
    12.05.1987
    1804
    1.27
    29.0
    18.0
    WATER BASED
    12.05.1987
    1936
    1.43
    27.0
    9.0
    WATER BASED
    30.05.1988
    2007
    1.27
    13.0
    17.0
    WATER BASED
    14.05.1987
    2152
    1.29
    23.0
    16.0
    WATER BASED
    14.05.1987
    2180
    1.43
    28.0
    9.0
    WATER BASED
    30.05.1988
    2205
    1.27
    15.0
    15.0
    WATER BASED
    14.05.1987
    2295
    1.27
    21.0
    17.0
    WATER BASED
    18.05.1987
    2392
    1.27
    16.0
    12.0
    WATER BASED
    18.05.1987
    2411
    1.27
    16.0
    12.0
    WATER BASED
    18.05.1987
    2429
    1.43
    29.0
    9.0
    WATER BASED
    31.05.1988
    2532
    1.45
    28.0
    9.0
    WATER BASED
    02.06.1988
    2551
    1.27
    15.0
    14.0
    WATER BASED
    18.05.1987
    2560
    1.25
    18.0
    8.0
    WATER BASED
    12.07.1988
    2638
    1.45
    26.0
    9.0
    WATER BASED
    02.06.1988
    2758
    1.45
    27.0
    10.0
    WATER BASED
    03.06.1988
    2798
    1.45
    20.0
    10.0
    WATER BASED
    07.06.1988
    2798
    1.45
    21.0
    10.0
    WATER BASED
    07.06.1988
    2798
    1.45
    21.0
    10.0
    WATER BASED
    07.06.1988
    2854
    1.25
    14.0
    5.0
    WATER BASED
    09.06.1988
    2888
    1.25
    15.0
    5.0
    WATER BASED
    10.06.1988
    2916
    1.25
    17.0
    6.0
    WATER BASED
    07.07.1988
    2916
    1.25
    17.0
    6.0
    WATER BASED
    08.07.1988
    2916
    1.25
    17.0
    6.0
    WATER BASED
    12.07.1988
    2916
    1.25
    17.0
    6.0
    WATER BASED
    06.07.1988
    2916
    1.25
    18.0
    8.0
    WATER BASED
    12.07.1988
    2922
    1.25
    14.0
    5.0
    WATER BASED
    13.06.1988
    2954
    1.25
    16.0
    6.0
    WATER BASED
    01.07.1988
    2954
    1.25
    16.0
    6.0
    WATER BASED
    04.07.1988
    2954
    1.25
    15.0
    6.0
    WATER BASED
    05.07.1988
    2954
    1.25
    16.0
    6.0
    WATER BASED
    29.06.1988
    2980
    1.25
    21.0
    7.0
    WATER BASED
    13.06.1988
    3010
    1.25
    20.0
    7.0
    WATER BASED
    13.06.1988
    3030
    1.25
    16.0
    5.0
    WATER BASED
    27.06.1988
    3030
    1.25
    15.0
    5.0
    WATER BASED
    27.06.1988
    3030
    1.25
    16.0
    5.0
    WATER BASED
    28.06.1988
    3089
    1.25
    19.0
    7.0
    WATER BASED
    13.06.1988
    3150
    1.25
    19.0
    6.0
    WATER BASED
    15.06.1988
    3235
    1.25
    17.0
    7.0
    WATER BASED
    15.06.1988
    3254
    1.25
    15.0
    5.0
    WATER BASED
    22.06.1988
    3269
    1.25
    15.0
    5.0
    WATER BASED
    23.06.1988
    3269
    1.25
    16.0
    5.0
    WATER BASED
    27.06.1988
    3333
    1.25
    16.0
    6.0
    WATER BASED
    21.06.1988
    3336
    1.25
    21.0
    7.0
    WATER BASED
    17.06.1988
    3336
    1.25
    16.0
    6.0
    WATER BASED
    20.06.1988
    3336
    1.25
    16.0
    5.0
    WATER BASED
    20.06.1988
    3336
    1.25
    19.0
    6.0
    WATER BASED
    20.06.1988