Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
25.11.2024 - 01:30
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

30/2-1

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.
    30/2-1
    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.
    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.
    30/2-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    702 164 SP 435
    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.
    328-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    149
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    17.05.1982
    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.
    12.10.1982
    Plugget dato
    Dato brønnbanen ble ferdig plugget, som innmeldt til Sokkeldirektoratet av operatør til DDRS (Daily Drilling Reporting System).
    12.11.2016
    Plugget og forlatt dato
    Dato P&A-operasjonen av brønnbanen var ferdig, som innmeldt av operatør til DDRS (Daily Drilling Reporting System). Forekommer bare en gang pr. brønnhode/overflateposisjon.
    15.03.2019
    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.
    12.10.1984
    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.
    17.10.2007
    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.
    YES
    1. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    MIDDLE JURASSIC
    1. nivå med hydrokarboner, formasjon.
    Navn på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor hydrokarboner er blitt påvist. Vises bare på brønner som er frigitt. Eksempler på lovlige verdier: BASEMENT, COOK FM, EKOFISK FM, HEIMDAL FM, SANDNES FM, SOGNEFJORD FM, TARBERT FM, BRENT GP. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    BRENT GP
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    30.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    125.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4243.0
    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).
    4237.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    7.75
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    164
    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° 52' 5.42'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 38' 49.16'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6748315.20
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    480827.13
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    72

  • Brønnhistorie
    General
    Well 30/2-1 is located roughly mid-way between the Oseberg Field complex and the Kvitebjørn Field in the Northern North Sea. The primary objective of the well was sandstones of Middle Jurassic age. Secondary objectives were sandstones of Paleocene and Late/Early Triassic age.
    Operations and results
    Wildcat well 30/2-1 was spudded with the semi-submersible installation Dyvi Delta on 17 May 1982 and drilled to TD at 4243 m, 133 m into the Early Jurassic Statfjord Formation. A total of 125 days were spent on the drilling phase, which was 5 days more than prognosed. Twelve days were lost due to problems with lost circulation, gas influx, stuck pipe and a leaking liner overlap in the 8 1/2" hole section. Three and a half days were lost to free the 13 3/8" casing when this got stuck at 1998 m. Most of those days were caught up because total depth was reached 357 m shallower than prognosed, and because of successfully turbodrilling with diamond bits in the 12 1/4" and 6" hole section. The well was drilled with spud mud down to 1035 m, with Gypsum mud from 1035 m to 1860 m, and with Gypsum/Lignosulphonate mud from 1860 m to 2155 m. An oilfaze/pipelax and an Imco spot/pipelax pill was spotted at 1998 m to free the pipe. From 2155 to TD the well was drilled with Spersene XP 20 (Lignosulphonate).
    Hydrocarbons were encountered in the Brent group. The secondary prospects were found to be water wet, although oil shows were recorded in dolomite between 1852 m and 1911 m in the Eocene and in a 30 cm thick sandstone bed at 1952 m in the Late Paleocene Balder Formation. Weak shows were also recorded on sandstones from 4119 m to 4202 m in the Statfjord Formation.
    Eleven cores were cut with a total recovery of 108.8 metres. Two cores were cut from 1952 m to 1969.5 m in the Late Paleocene Balder Formation, while 9 cores were cut from 3696 m to 3794 m in the Ness, Etive, and Rannoch Formations of the Brent Group. Five RFT runs were made. From the pressure data no hydrocarbon-water contact was seen and it was concluded hat the Brent Group was completely hydrocarbon filled. At 3791 m one 2 3/4 -gallon sample (gas and filtrate) and one 1 -gallon sample (filtrate only) was obtained, and at 3763 m one 2 3/4 -gallon sample (0.85 l condensate) was obtained.
    The well was suspended on 12 October 1982 on as a gas/condensate discovery.
    Testing
    Three DST'S were performed in the well. All three tests produced gas and condensate.
    DST 1 tested the interval 3785 - 3792 m in the Rannoch Formation. The maximum gas production was about 677000 sm3/day on a 32/64" choke with a GOR of about 2200 Sm3/Sm3. The condensate gravity was 0.804 g/cc and the gas gravity was 0.695 (air = 1). The CO2 content was 2% and the H2S content was nil.
    DST 2 tested the interval 3761 - 3771 m in the Etive Formation. The maximum production was about 1030000 Sm3/day on a 48/64" choke with a GOR of about 2470 Sm3/Sm3. The condensate gravity was 0.807 g/cc and the gas gravity was 0.695 (air = 1). The CO2 content was 4%.
    DST 3 tested the interval 3720 - 3728 m in the Etive Formation. The maximum production was about 1016000 Sm3/day on a 48/64" choke with a GOR of approximately 2564 sm3/Sm3. The condensate gravity was 0.814 g/cc and the gas gravity was 0.692 (air = 1). Six ppm H2S and 4 % CO were measured during this test. Sand production was not observed in any of the tests. The gauges used at bottom hole had a temperature limit of 150 deg. C and the measured BHT seemed to approach this limit.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    220.00
    4242.50

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1952.0
    1954.0
    [m ]
    2
    1954.0
    1968.1
    [m ]
    3
    3696.0
    3700.8
    [m ]
    4
    3701.0
    3708.3
    [m ]
    5
    3712.0
    3716.4
    [m ]
    6
    3717.0
    3733.6
    [m ]
    7
    3733.6
    3734.7
    [m ]
    8
    3735.8
    3751.9
    [m ]
    9
    3751.5
    3758.0
    [m ]
    10
    3758.0
    3776.0
    [m ]
    11
    3776.0
    3794.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    108.8
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1952-1954m
    Kjerne bilde med dybde: 1954-1959m
    Kjerne bilde med dybde: 1959-1964m
    Kjerne bilde med dybde: 1964-1968m
    Kjerne bilde med dybde: 3696-3700m
    1952-1954m
    1954-1959m
    1959-1964m
    1964-1968m
    3696-3700m
    Kjerne bilde med dybde: 3706-3708m
    Kjerne bilde med dybde: 3712-3716m
    Kjerne bilde med dybde: 3717-3722m
    Kjerne bilde med dybde: 3706-3708m
    Kjerne bilde med dybde: 3722-3727m
    3706-3708m
    3712-3716m
    3717-3722m
    3706-3708m
    3722-3727m
    Kjerne bilde med dybde: 3727-3732m
    Kjerne bilde med dybde: 3732-3733m
    Kjerne bilde med dybde: 3733-3734m
    Kjerne bilde med dybde: 3735-3740m
    Kjerne bilde med dybde: 3740-3745m
    3727-3732m
    3732-3733m
    3733-3734m
    3735-3740m
    3740-3745m
    Kjerne bilde med dybde: 3745-3750m
    Kjerne bilde med dybde: 3750-3751m
    Kjerne bilde med dybde: 3751-3756m
    Kjerne bilde med dybde: 3756-3758m
    Kjerne bilde med dybde: 3758-3763m
    3745-3750m
    3750-3751m
    3751-3756m
    3756-3758m
    3758-3763m
    Kjerne bilde med dybde: 3763-3768m
    Kjerne bilde med dybde: 3768-3773m
    Kjerne bilde med dybde: 3773-3775m
    Kjerne bilde med dybde: 3776-3781m
    Kjerne bilde med dybde: 3781-3786m
    3763-3768m
    3768-3773m
    3773-3775m
    3776-3781m
    3781-3786m
    Kjerne bilde med dybde: 3786-3791m
    Kjerne bilde med dybde: 3791-3794m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3786-3791m
    3791-3794m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    220.0
    [m]
    DC
    RRI
    420.0
    [m]
    DC
    RRI
    620.0
    [m]
    DC
    RRI
    820.0
    [m]
    DC
    RRI
    1020.0
    [m]
    DC
    RRI
    1160.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1190.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1220.0
    [m]
    DC
    RRI
    1220.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1250.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1280.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1310.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1360.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1390.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1420.0
    [m]
    DC
    RRI
    1420.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1450.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1480.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1510.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1540.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1570.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1600.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1620.0
    [m]
    DC
    RRI
    1630.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1660.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1690.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1720.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1750.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1780.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1810.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1820.0
    [m]
    DC
    RRI
    1840.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1870.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1900.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1912.5
    [m]
    DC
    RRI
    1930.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1959.7
    [m]
    C
    RRI
    1960.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1990.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2020.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2050.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2080.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2110.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2112.5
    [m]
    DC
    RRI
    2140.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2160.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2172.5
    [m]
    DC
    GEOCH
    2200.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2212.5
    [m]
    DC
    RRI
    2400.0
    [m]
    DC
    RRI
    2600.0
    [m]
    DC
    RRI
    2800.0
    [m]
    DC
    RRI
    3000.0
    [m]
    DC
    RRI
    3210.0
    [m]
    DC
    RRI
    3420.0
    [m]
    DC
    RRI
    3600.0
    [m]
    DC
    RRI
    3620.0
    [m]
    DC
    RRI
    3650.0
    [m]
    DC
    RRI
    3670.0
    [m]
    DC
    RRI
    3680.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3696.5
    [m]
    C
    GEOST
    3699.4
    [m]
    C
    GEOST
    3700.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3704.7
    [m]
    C
    GEOST
    3705.9
    [m]
    C
    GEOST
    3708.5
    [m]
    C
    GEOST
    3715.7
    [m]
    C
    GEOST
    3725.8
    [m]
    C
    GEOST
    3731.4
    [m]
    C
    GEOST
    3734.3
    [m]
    C
    GEOST
    3736.1
    [m]
    C
    GEOST
    3742.3
    [m]
    C
    GEOST
    3746.1
    [m]
    C
    GEOST
    3752.0
    [m]
    C
    GEOST
    3752.3
    [m]
    C
    GEOST
    3756.0
    [m]
    C
    GEOST
    3760.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3760.5
    [m]
    C
    GEOST
    3765.7
    [m]
    C
    GEOST
    3777.5
    [m]
    DC
    GEOST
    3785.9
    [m]
    C
    GEOST
    3790.6
    [m]
    C
    RRI
    3792.2
    [m]
    C
    GEOST
    3793.7
    [m]
    C
    GEOST
    3795.0
    [m]
    DC
    RRI
    3800.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3810.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3820.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3830.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3895.0
    [m]
    DC
    RRI
    3935.0
    [m]
    DC
    RRI
    4000.0
    [m]
    DC
    RRI
    4052.5
    [m]
    DC
    RRI
    4102.5
    [m]
    DC
    RRI
    4200.0
    [m]
    DC
    RRI

  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    DST
    DST1
    3785.00
    3792.00
    23.09.1982 - 00:00
    YES
    DST
    DST2
    3761.00
    3771.00
    30.09.1982 - 15:45
    YES
    DST
    DST2B
    0.00
    0.00
    OIL
    25.09.1982 - 00:00
    YES
    DST
    DST3
    3720.00
    3728.00
    07.10.1982 - 01:34
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.54
    pdf
    0.38
    pdf
    1.22
    pdf
    0.87
    pdf
    0.44

  • 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
    0.30

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    PDF
    44.39
    pdf
    0.07
    pdf
    0.58
    pdf
    2.81
    pdf
    1.51
    pdf
    11.49
    pdf
    0.58
    pdf
    1.79
    pdf
    0.11
    pdf
    0.88
    pdf
    7.59
    pdf
    0.37
    pdf
    0.25
    pdf
    0.40
    pdf
    1.21
    pdf
    0.64
    pdf
    0.42
    pdf
    1.32
    pdf
    0.33
    pdf
    0.37
    pdf
    7.74
    pdf
    1.31
    pdf
    0.92
    pdf
    1.46
    pdf
    0.70
    pdf
    0.35
    pdf
    0.70
    pdf
    0.36
    pdf
    1.30
    pdf
    0.90
    pdf
    2.26
    pdf
    0.36
    pdf
    1.72
    pdf
    0.80
    pdf
    1.06
    pdf
    4.17
    pdf
    0.02
    pdf
    7.16
    pdf
    1.22
    pdf
    0.45
    pdf
    0.99
    pdf
    1.00
    pdf
    1.06
    pdf
    0.34
    pdf
    1.59
    pdf
    3.53
    pdf
    0.30
    pdf
    1.38
    pdf
    2.68
    pdf
    4.33
    pdf
    1.70
    pdf
    0.39
    pdf
    0.90
    pdf
    8.94
    pdf
    0.55
    pdf
    0.27
    pdf
    2.60
    pdf
    2.72
    pdf
    2.36
    pdf
    2.60
    pdf
    2.67
    pdf
    0.82

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3785
    3792
    12.7
    2.0
    3761
    3771
    19.0
    3.0
    3720
    3728
    19.0
    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
    307
    677000
    0.804
    0.695
    2205
    2.0
    417
    1030000
    0.807
    0.695
    2470
    3.0
    396
    1016000
    0.814
    0.692
    2565

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL CDL GR
    820
    2152
    CBL VDL GR
    2905
    3775
    CBL VDL GR
    3775
    3837
    DLL MSFL GR
    3600
    3829
    FDC CNL GR CAL
    1020
    4244
    GEODIP
    3492
    3620
    HDT
    3491
    3831
    HDT
    3837
    4244
    ISF SONIC MSFL GR SP
    216
    4243
    NGT
    3600
    3834
    VELOCITY
    960
    4243

  • Foringsrør og formasjonsstyrketester
    Foringsrør og formasjonsstyrketester
    Type utforing
    Utforing diam.
    [tommer]
    Utforing dybde
    [m]
    Brønnbane diam.
    [tommer]
    Brønnbane dyp
    [m]
    LOT/FIT slam eqv.
    [g/cm3]
    Type formasjonstest
    CONDUCTOR
    30
    216.0
    36
    219.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    1020.0
    26
    1035.0
    1.70
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2152.0
    17 1/2
    2155.0
    1.94
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3491.0
    12 1/4
    3501.0
    1.99
    LOT
    LINER
    7
    3834.0
    8 1/2
    3836.0
    2.05
    LOT
    OPEN HOLE
    4243.0
    6
    4243.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    210
    1.03
    100.0
    waterbased
    260
    1.06
    70.0
    waterbased
    1100
    1.10
    33.0
    waterbased
    1780
    1.24
    41.0
    waterbased
    2210
    1.70
    58.0
    waterbased
    2600
    1.77
    59.0
    waterbased
    3130
    1.80
    51.0
    waterbased
    3670
    1.89
    58.0
    waterbased
    3750
    1.91
    55.0
    waterbased

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    3972.50
    [m ]
    3980.00
    [m ]
    3788.50
    [m ]
    3779.90
    [m ]
    3708.10
    [m ]
    3724.60
    [m ]
    3720.00
    [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
    0.22