Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
26.12.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

30/2-3

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.
    30/2-3
    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.
    30/2-3
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST 8830-313 & COL. 842
    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.
    731-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    117
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    11.06.1992
    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.
    05.10.1992
    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.
    05.10.1994
    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.
    07.01.2015
    Opprinnelig formål
    Formålet med brønnbanen definert før borestart.Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS. Eksempler på lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner: OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION.
    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.
    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.
    TARBERT FM
    2. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.
    MIDDLE JURASSIC
    2. nivå med hydrokarboner, formasjon
    Navn på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor hydrokarboner er blitt påvist. Vises bare på brønner som er frigitt.Eksempler på lovlige verdier: BASEMENT, COOK FM, EKOFISK FM, HEIMDAL FM, SANDNES FM, SOGNEFJORD FM, TARBERT FM, BRENT GP.
    NESS FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    22.0
    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").
    4325.0
    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.
    160
    Eldste penetrerte alder
    Alder (iflg. Geologic Time Scale 2004 by F. M. Gradstein, et al. (2004)) til den eldste formasjonen det er blitt boret gjennom. Kan avvike fra alder ved TD for eksempel i avviksbrønner. Eksempler for lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EARLY PERMIAN, EARLY TRIASSIC, EOCENE.
    EARLY JURASSIC
    Eldste penetrerte formasjon
    Navn på den eldste litostratigrafiske enheten som brønnbanen har penetrert. Vises bare på brønner som er frigitt. I de fleste brønnbaner er dette formasjonen eller gruppen påtruffet i bunnen av brønnbanen. Kan avvike fra formasjonen eller gruppen ved TD for eksempel i brønnbaner som er boret med høy avvik eller gjennom forkastninger. Eksempler på lovlige verdier: AMUNDSEN FM, BALDER FM, BASEMENT, BLODØKS FM, BRYNE FM, BURTON FM, COOK FM, DRAKE FM, DRAUPNE FM, EKOFISK FM, SHETLAND GP.
    EIRIKSSON FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 50' 49.05'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 39' 19.68'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6745949.82
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    481275.16
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1970

  • Brønnhistorie
    General
    Well 30/2-2 was drilled on the Huldra Field in the North Sea. The objective was to appraise the gas/condensate discovery in the Brent Group and reduce the gas-in-place estimates for the field.
    Operations and results
    Appraisal well 30/2-2 was spudded with the semi-submersible installation Ross Isle on 11 June 1992  and drilled to TD at 4325 m in the Early Jurassic Eiriksson Formation. A pilot hole was drilled to 520 m to check for shallow gas. No gas was detected. Drilling proceeded without significant problems. Tool sticking was common in the reservoir section during logging runs. The well was drilled with seawater down to 209 m, with gel spud mud from 209 m to 1115 m, with gypsum/polymer mud from 1115 m to 2298 m, and with Ancotherm mud from 2298 m to TD.
    Although a well-defined Gas-Water-contact was encountered in 30/2-3 at 3896 m, this was some 75 m shallower than the previously deepest gas-down-to for well 30/2-2. This indicates that the Huldra Field is more complex than previously thought. Good porosity and permeability were encountered in all gas bearing intervals, reducing uncertainties regarding well productivity. There were no shows above Brent reservoir level. Below the GWC weak shows on sandstone in the cores gradually diminished down to 3962 m where shows disappeared altogether.
    A total of 178.4 m core was recovered in 17 cores, from 3749 m in the Heather Formation through all of the Brent Group and down to 3985 m at top Drake Formation. The core-to-log depth correction varied between -0.4 to +1.9 m. No wire line fluid samples were taken.
    The well was permanently abandoned on 5 October 1992 as a gas/condensate appraisal well.
    Testing
    Three drill stem tests were performed in the Brent Group.
    DST 1 tested the interval 3895 - 3898 m in the Ness Formation. The average production rates towards the end of the Cleanup/ Main Flow period were approximately 43000 Sm3/d of gas, 24 Sm3/d of condensate and 129 Sm3/d of formation water. This proved a GWC in the tested interval. The condensate density was 0.810 g/cm3 and the gas gravity was 0.720 (air =1). The temperature at reference depth 3895 m was 149.0 °C.
    DST 2 tested the interval 3874 - 3881 m in the Ness Formation. The average gas and condensate production rates during the Main Flow were 671000 Sm3/d and 319 Sm3/d respectively through a 12.7 mm (32/64") choke size. This gave a GOR close to 2100 Sm3/Sm3 at the prevailing separator conditions. The condensed or dissolved water production was approx. 6-8 m3/d. The condensate density was 0.0.800 g/cm3 and the gas gravity was 0.700 (air =1). DST 2 confirmed very good reservoir properties in the tested interval. The temperature at reference depth 3895 m was 147.5 °C.
    DST 3 te3sted the interval 3794 -3803 m in the Tarbert Formation. The average gas and condensate production rates during the Main Flow were 466800 Sm3/d and 215 Sm3/d respectively through a 12.7 mm (32/64") choke size. This gave a GOR of approx. 2170 Sm3/Sm3 at the prevailing separator conditions. The condensed or dissolved water production was approx. 4-6 m3/d. The condensate density was 0.0.797 g/cm3 and the gas gravity was 0.0.690 (air =1). DST 3 confirmed moderate reservoir properties in the tested interval. The temperature at reference depth 3895 m was 146.0 °C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1120.00
    4323.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3749.0
    3755.9
    [m ]
    2
    3756.0
    3761.1
    [m ]
    3
    3792.0
    3813.3
    [m ]
    4
    3816.0
    3829.1
    [m ]
    5
    3830.0
    3836.3
    [m ]
    6
    3836.3
    3855.0
    [m ]
    7
    3855.1
    3867.0
    [m ]
    8
    3868.0
    3873.9
    [m ]
    9
    3857.0
    3886.5
    [m ]
    10
    3886.5
    3897.0
    [m ]
    11
    3897.7
    3915.0
    [m ]
    12
    3915.6
    3928.0
    [m ]
    13
    3928.1
    3932.0
    [m ]
    15
    3954.5
    3962.0
    [m ]
    16
    3962.0
    3968.8
    [m ]
    17
    3968.8
    3986.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    194.4
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3749-3754m
    Kjerne bilde med dybde: 3754-3755m
    Kjerne bilde med dybde: 3756-3761m
    Kjerne bilde med dybde: 3761-3761m
    Kjerne bilde med dybde: 3793-3798m
    3749-3754m
    3754-3755m
    3756-3761m
    3761-3761m
    3793-3798m
    Kjerne bilde med dybde: 3798-3803m
    Kjerne bilde med dybde: 3803-3808m
    Kjerne bilde med dybde: 3808-3813m
    Kjerne bilde med dybde: 3813-3813m
    Kjerne bilde med dybde: 3816-3821m
    3798-3803m
    3803-3808m
    3808-3813m
    3813-3813m
    3816-3821m
    Kjerne bilde med dybde: 3821-3826m
    Kjerne bilde med dybde: 3826-3829m
    Kjerne bilde med dybde: 3830-3835m
    Kjerne bilde med dybde: 3835-3836m
    Kjerne bilde med dybde: 3836-3841m
    3821-3826m
    3826-3829m
    3830-3835m
    3835-3836m
    3836-3841m
    Kjerne bilde med dybde: 3846-3851m
    Kjerne bilde med dybde: 3851-3855m
    Kjerne bilde med dybde: 3855-3860m
    Kjerne bilde med dybde: 3860-3865m
    Kjerne bilde med dybde: 3865-3867m
    3846-3851m
    3851-3855m
    3855-3860m
    3860-3865m
    3865-3867m
    Kjerne bilde med dybde: 3865-3873m
    Kjerne bilde med dybde: 3873-3873m
    Kjerne bilde med dybde: 3875-3880m
    Kjerne bilde med dybde: 3880-3885m
    Kjerne bilde med dybde: 3885-3886m
    3865-3873m
    3873-3873m
    3875-3880m
    3880-3885m
    3885-3886m
    Kjerne bilde med dybde: 3886-3891m
    Kjerne bilde med dybde: 3891-3896m
    Kjerne bilde med dybde: 3896-3897m
    Kjerne bilde med dybde: 3897-3902m
    Kjerne bilde med dybde: 3902-3907m
    3886-3891m
    3891-3896m
    3896-3897m
    3897-3902m
    3902-3907m
    Kjerne bilde med dybde: 3907-3912m
    Kjerne bilde med dybde: 3912-3915m
    Kjerne bilde med dybde: 3915-3920m
    Kjerne bilde med dybde: 3920-3925m
    Kjerne bilde med dybde: 3925-3928m
    3907-3912m
    3912-3915m
    3915-3920m
    3920-3925m
    3925-3928m
    Kjerne bilde med dybde: 3928-3932m
    Kjerne bilde med dybde: 3954-3959m
    Kjerne bilde med dybde: 3959-3962m
    Kjerne bilde med dybde: 3962-3967m
    Kjerne bilde med dybde: 3967-3968m
    3928-3932m
    3954-3959m
    3959-3962m
    3962-3967m
    3967-3968m
    Kjerne bilde med dybde: 3968-3973m
    Kjerne bilde med dybde: 3973-3978m
    Kjerne bilde med dybde: 3978-3983m
    Kjerne bilde med dybde: 3983-3906m
    Kjerne bilde med dybde:  
    3968-3973m
    3973-3978m
    3978-3983m
    3983-3906m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1130.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1160.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1190.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1210.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1230.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1300.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1342.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1354.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1420.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1447.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1477.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1492.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1501.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1516.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1528.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1543.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1558.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1564.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1579.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1600.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1645.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1660.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1675.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1702.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1759.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1783.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1804.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1825.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1846.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1858.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1882.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2191.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2257.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2278.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2296.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2320.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2340.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2360.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2380.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2400.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2420.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2440.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2460.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2480.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2500.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2520.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2540.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2560.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2580.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2600.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2620.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2640.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2660.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2680.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2700.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2720.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2740.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2770.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2780.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2800.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2820.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2840.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2860.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2880.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2900.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2920.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2940.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2960.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2980.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3000.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3020.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3040.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3060.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3080.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3100.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3120.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3140.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3160.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3180.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3200.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3220.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3240.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3260.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3280.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3300.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3320.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3340.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3360.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3380.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3400.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3420.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3520.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3540.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3560.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3580.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3600.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3618.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3624.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3627.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3636.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3645.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3654.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3672.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3681.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3690.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3699.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3708.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3708.5
    [m]
    SWC
    STATO
    3717.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3717.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3728.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3729.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3735.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3738.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3747.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3749.5
    [m]
    C
    GEOST
    3758.5
    [m]
    C
    GEOST
    3765.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3774.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3783.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3789.5
    [m]
    SWC
    STATO
    3791.5
    [m]
    SWC
    STATO
    3792.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3792.5
    [m]
    SWC
    STATO
    3794.8
    [m]
    C
    GEOST
    3804.6
    [m]
    C
    GEOST
    3807.7
    [m]
    C
    GEOST
    3812.0
    [m]
    C
    GEOST
    3821.7
    [m]
    C
    GEOST
    3830.2
    [m]
    C
    GEOST
    3837.3
    [m]
    C
    GEOST
    3845.2
    [m]
    C
    GEOST
    3852.2
    [m]
    C
    GEOST
    3860.0
    [m]
    C
    GEOST
    3867.0
    [m]
    C
    GEOST
    3875.7
    [m]
    C
    GEOST
    3883.8
    [m]
    C
    GEOST
    3887.2
    [m]
    C
    GEOST
    3894.3
    [m]
    C
    GEOST
    3902.8
    [m]
    C
    GEOST
    3910.2
    [m]
    C
    GEOST
    3919.3
    [m]
    C
    GEOST
    3927.6
    [m]
    C
    GEOST
    3932.7
    [m]
    C
    GEOST
    3934.5
    [m]
    SWC
    STATO
    3938.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3944.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3949.5
    [m]
    SWC
    STATO
    3954.5
    [m]
    C
    GEOST
    3962.5
    [m]
    C
    GEOST
    3967.6
    [m]
    C
    GEOST
    3973.0
    [m]
    C
    GEOST
    3974.6
    [m]
    C
    GEOST
    3979.4
    [m]
    C
    GEOST
    3981.3
    [m]
    C
    GEOST
    3986.2
    [m]
    C
    GEOST
    3990.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3999.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4008.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4017.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4026.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4035.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4044.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4053.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4062.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4071.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4080.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4095.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4098.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4107.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4116.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4128.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4134.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4146.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4152.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4161.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4170.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4179.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4188.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4197.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4206.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4215.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4224.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4233.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4242.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4251.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4260.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4269.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4278.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4287.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4293.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4299.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4308.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4317.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4323.0
    [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
    DST1
    3895.00
    0.00
    09.09.1992 - 01:00
    YES
    DST
    DST2
    3874.00
    0.00
    15.09.1992 - 22:00
    YES
    DST
    DST3
    3794.00
    0.00
    23.09.1992 - 13:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.54
    pdf
    3.15
    pdf
    1.15
    pdf
    1.93

  • 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
    0.60
    pdf
    0.24

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    22.86

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3895
    3898
    12.7
    2.0
    3874
    3881
    12.7
    3.1
    3794
    3803
    12.7
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    4.000
    2.0
    53.000
    40.000
    3.1
    14.000
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    24
    4300
    0.810
    0.720
    1790
    2.0
    319
    671000
    0.800
    0.700
    2100
    3.1
    215
    466800
    0.797
    0.690
    2180

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    1650
    2283
    CBL VDL GR
    2972
    3692
    CBL VDL GR
    3550
    4041
    CST GR
    1118
    2227
    CST GR
    3708
    3952
    CST GR
    3717
    3722
    DIL BHC MSFL GR
    3706
    4323
    DIL SLS GR CAL
    1099
    3723
    DLL GR
    3706
    3875
    FMS GR
    3706
    4000
    LDL CNL GR
    2280
    3722
    LDL CNL NGT
    3706
    4325
    MWD
    209
    4325
    RFT HP GR
    3797
    4317
    VSP
    1780
    4324

  • 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
    205.0
    36
    206.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    1099.0
    26
    1100.0
    1.70
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2283.0
    17 1/2
    2285.0
    1.91
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3706.0
    12 1/4
    3708.0
    2.05
    LOT
    LINER
    7
    4088.0
    8 1/2
    4325.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    520
    1.03
    WATER BASED
    756
    1.03
    WATER BASED
    1099
    1.03
    WATER BASED
    1115
    1.03
    WATER BASED
    1597
    1.39
    35.0
    WATER BASED
    2298
    1.59
    42.0
    WATER BASED
    2301
    1.64
    33.0
    WATER BASED
    2346
    1.67
    35.0
    WATER BASED
    2604
    1.75
    40.0
    WATER BASED
    2742
    1.75
    32.0
    WATER BASED
    2859
    1.75
    36.0
    WATER BASED
    2894
    1.78
    37.0
    WATER BASED
    2973
    1.78
    38.0
    WATER BASED
    3044
    1.78
    36.0
    WATER BASED
    3149
    1.78
    36.0
    WATER BASED
    3284
    1.78
    30.0
    WATER BASED
    3545
    1.82
    28.0
    WATER BASED
    3560
    1.82
    28.0
    WATER BASED
    3723
    1.85
    37.0
    WATER BASED
    3723
    1.85
    37.0
    WATER BASED
    3727
    1.85
    27.0
    WATER BASED
    3749
    1.85
    26.0
    WATER BASED
    3756
    1.85
    26.0
    WATER BASED
    3791
    1.87
    43.0
    WATER BASED
    3792
    1.89
    30.0
    WATER BASED
    3793
    1.85
    DUMMY
    3816
    1.85
    DUMMY
    3830
    1.87
    DUMMY
    3855
    1.87
    32.0
    WATER BASED
    3886
    1.87
    30.0
    WATER BASED
    3911
    1.87
    32.0
    WATER BASED
    3953
    1.87
    33.0
    WATER BASED
    3968
    1.87
    29.0
    WATER BASED
    4011
    1.87
    26.0
    WATER BASED
    4091
    1.87
    27.0
    WATER BASED
    4325
    1.86
    18.0
    WATER BASED
    4325
    1.87
    17.0
    WATER BASED

  • 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