Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
10.11.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

25/2-13

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.
    25/2-13
    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.
    25/2-13
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    EL 8801 RAD 367 & KOLONNE 483
    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.
    Elf Petroleum Norge AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    617-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    142
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    06.09.1989
    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.
    25.01.1990
    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.
    06.08.2015
    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.
    25.01.1992
    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.
    15.08.2008
    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/GAS
    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.
    HUGIN 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.
    SLEIPNER FM
    3. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 3. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.
    EARLY JURASSIC
    3. nivå med hydrokarboner, formasjon
    Navn på litostratigrafisk enhet, 3. 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.
    STATFJORD GP
    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.
    117.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3908.0
    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).
    3903.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    6.2
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    128
    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 TRIASSIC
    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.
    SMITH BANK FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    59° 47' 37.69'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 27' 12.52'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6628728.80
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    469325.46
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1459

  • Brønnhistorie
    General
    Well 25/2-13 was drilled in the central part of the Viking Graben, east of the Frigg area. The block straddles the eastern flank of the graben and the north-western part of the Utsira High. It was the first appraisal well on the 25/2-5 discovery, which discovered oil in different reservoirs of the Vestland Group and the Statfjord Formation. The structure is a north-south trending horst, which is located on a terrace in the southern part of the block. Well 25/2-13 was drilled close to a major normal fault bounding the structure. The main objective was to evaluate the western panel. The well should test the fluid columns in both the Vestland Group and the Statfjord Formation, obtain data for fluid characterisation and productivity, and try to define the hydrocarbon contacts of the reservoirs.
    Operations and results
    Appraisal well 25/2-13 was spudded 6 June 1989 by the semi-submersible installation West Vanguard drilled to TD at 3909 m in the Triassic Smith Bank Formation. The well was drilled to 13" 3/8 casing point (2043 m) without problems, but at 2178 m the bit got stuck and a sidetrack was needed. The sidetrack was kicked off from 2070 m. The first attempt failed, but the second was successful. During coring of the Vestland Group, the core barrel was lost in hole and a second sidetrack was decided after unsuccessful fishing. This sidetrack was kicked off from 3306. The mud that was used in the Jurassic section (3318 - 3887 m) was an FCL type mud which was based on fresh water with added bentonite, polymers, lignosulfonate and barite.
    Top Vestland Group came in at 3342 m as prognosed, and with mobile hydrocarbons in two layers; oil in the top ca 40 - 60 m of the reservoir with an unclear OWC in the interval 3382 - 3415 m, and with oil shows down to 3423 m; and gas-condensate in an isolated layer in the Lower Vestland Group with a gross thickness = 33 m. However, the reservoir properties in the Vestland Group were not as good as in 25/2-5. Top Statfjord came in at 3695.5 m, 50 m deeper than prognosed with thickness as expected, but with mobile oil only in a thin zone at the very top. A very tentative OWC was placed at 3709 m, based on RFT pressure data logs, and some moveable oil in DST 2A. Fair shows were recorded down to 3729 m.
    A total of 19 cores were cut in this well. Cores 1 and 2 were cut in the original hole from 3340 to 3394.5 m, while cores 3 to 19 were cut in the sidetracked hole from 3387 to 3468.5 m. The core to log depth shifts for cores #1 to #7 are in the range 2.75 to 7.75 m. The core to log depth shifts for cores #11 to #19 are in the range 4.2 to 5.5 m. RFT samples were taken at 3696.5 m (mud filtrate with traces of oil very little gas) and 3727.5 m (mud filtrate with very little gas).
    The well was suspended 25 January 1990 as an oil / gas / condensate appraisal.
    Testing
    Seven drill stem tests were conducted in this well (DST 1,2A & 2B, 3A & 3B, 4, 5). Tests 1 and 2 were conducted in the Statfjord Formation while tests 3, 4 and 5 were conducted in the Vestland Group.
    DST #l tested the interval 3759 - 3785 m and produced a total of 42.5 m3 formation water. The final shut-in temperature was 124.4 deg C.
    DST #2A tested the interval 3706 - 3713 m, which produced no formation fluids to surface.
    DST #2B tested the interval 3695 - 3698 m in addition to the DST2 #A interval. The test flowed 69 sm3 oil and 29400 Sm3 gas /day on a 16/64" choke with a WHP of 85 bar and GOR of 425 sm3/sm3. The oil density was 0.821 g/cm3. The final shut-in temperature was 122.8 deg C.
    DST #3A tested the interval 3480 - 3491. This zone was very tight and flowed 154 litres only. Due to the low rates the movable formation fluid could not be identified. The test confirmed that the zone was in a separate and higher pressure regime than the Vestland Group hydrocarbon reservoirs above it.
    DST #3B tested the intervals 3437 - 3447 plus 3449.8 - 3460 in addition to the DST #3A interval. The test flowed 242000 sm3 gas-condensate /day with a GOR of 1115 sm3/sm3 and WHP of 170 bar on a 32/64" choke. The condensate density was 0.789 g/cm3. The final shut-in temperature was 115 deg C.
    DST #4 tested the interval 3411.5 - 3423 and produced a total of 2856 litres Formation water. The final shut-in temperature was 112.8 deg C.
    DST #5 tested the intervals 3343 - 3370 plus 3376.5 - 3382. The test flowed 651 sm3 oil and 213600 Sm3 gas /day on a 40/64" choke with a WHP of 125 bar and GOR of 328 sm3/sm3. The oil density was 0.825 g/cm3 and the gas gravity was 0.816 (air = 1). The final shut-in temperature was 111.8 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    205.00
    3907.50

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3340.0
    3341.8
    [m ]
    2
    3367.0
    3394.8
    [m ]
    3
    3387.0
    3406.0
    [m ]
    4
    3405.0
    3423.0
    [m ]
    5
    3429.0
    3441.0
    [m ]
    6
    3441.0
    3469.0
    [m ]
    7
    3459.0
    3468.6
    [m ]
    8
    3649.0
    3667.1
    [m ]
    9
    3667.1
    3669.7
    [m ]
    11
    3709.0
    3726.3
    [m ]
    12
    3727.0
    3744.7
    [m ]
    13
    3745.0
    3763.0
    [m ]
    14
    3763.0
    3781.5
    [m ]
    15
    3781.5
    3792.0
    [m ]
    16
    3792.0
    3810.6
    [m ]
    17
    3810.5
    3828.8
    [m ]
    18
    3829.0
    3847.0
    [m ]
    19
    3847.0
    3854.2
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    280.8
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3340-3345m
    Kjerne bilde med dybde: 3345-3350m
    Kjerne bilde med dybde: 3350-3355m
    Kjerne bilde med dybde: 3355-3360m
    Kjerne bilde med dybde: 3360-3361m
    3340-3345m
    3345-3350m
    3350-3355m
    3355-3360m
    3360-3361m
    Kjerne bilde med dybde: 3367-3372m
    Kjerne bilde med dybde: 3372-3377m
    Kjerne bilde med dybde: 3377-3382m
    Kjerne bilde med dybde: 3382-3387m
    Kjerne bilde med dybde: 3387-3392m
    3367-3372m
    3372-3377m
    3377-3382m
    3382-3387m
    3387-3392m
    Kjerne bilde med dybde: 3392-3394m
    Kjerne bilde med dybde: 3387-3392m
    Kjerne bilde med dybde: 3392-3397m
    Kjerne bilde med dybde: 3397-3402m
    Kjerne bilde med dybde: 3402-3405m
    3392-3394m
    3387-3392m
    3392-3397m
    3397-3402m
    3402-3405m
    Kjerne bilde med dybde: 3405-3410m
    Kjerne bilde med dybde: 3410-3415m
    Kjerne bilde med dybde: 3415-3420m
    Kjerne bilde med dybde: 3420-3423m
    Kjerne bilde med dybde: 3423-3428m
    3405-3410m
    3410-3415m
    3415-3420m
    3420-3423m
    3423-3428m
    Kjerne bilde med dybde: 3428-3433m
    Kjerne bilde med dybde: 3433-3438m
    Kjerne bilde med dybde: 3438-3441m
    Kjerne bilde med dybde: 3441-3446m
    Kjerne bilde med dybde: 3446-3451m
    3428-3433m
    3433-3438m
    3438-3441m
    3441-3446m
    3446-3451m
    Kjerne bilde med dybde: 3451-3456m
    Kjerne bilde med dybde: 3456-3459m
    Kjerne bilde med dybde: 3459-3464m
    Kjerne bilde med dybde: 3464-3468m
    Kjerne bilde med dybde: 3709-3714m
    3451-3456m
    3456-3459m
    3459-3464m
    3464-3468m
    3709-3714m
    Kjerne bilde med dybde: 3714-3719m
    Kjerne bilde med dybde: 3719-3724m
    Kjerne bilde med dybde: 3724-3726m
    Kjerne bilde med dybde: 3727-3732m
    Kjerne bilde med dybde: 3732-3737m
    3714-3719m
    3719-3724m
    3724-3726m
    3727-3732m
    3732-3737m
    Kjerne bilde med dybde: 3737-3742m
    Kjerne bilde med dybde: 3742-3744m
    Kjerne bilde med dybde: 3745-3750m
    Kjerne bilde med dybde: 3750-3755m
    Kjerne bilde med dybde: 3755-3760m
    3737-3742m
    3742-3744m
    3745-3750m
    3750-3755m
    3755-3760m
    Kjerne bilde med dybde: 3760-3763m
    Kjerne bilde med dybde: 3763-3768m
    Kjerne bilde med dybde: 3768-3773m
    Kjerne bilde med dybde: 3737-3778m
    Kjerne bilde med dybde: 3778-3781m
    3760-3763m
    3763-3768m
    3768-3773m
    3737-3778m
    3778-3781m
    Kjerne bilde med dybde: 3781-3786m
    Kjerne bilde med dybde: 3786-3791m
    Kjerne bilde med dybde: 3791-3792m
    Kjerne bilde med dybde: 3792-3797m
    Kjerne bilde med dybde: 3797-3802m
    3781-3786m
    3786-3791m
    3791-3792m
    3792-3797m
    3797-3802m
    Kjerne bilde med dybde: 3802-3807m
    Kjerne bilde med dybde: 3807-3810m
    Kjerne bilde med dybde: 3810-3815m
    Kjerne bilde med dybde: 3815-3820m
    Kjerne bilde med dybde: 3820-3825m
    3802-3807m
    3807-3810m
    3810-3815m
    3815-3820m
    3820-3825m
    Kjerne bilde med dybde: 3825-3828m
    Kjerne bilde med dybde: 3829-3834m
    Kjerne bilde med dybde: 3834-3839m
    Kjerne bilde med dybde: 3839-3844m
    Kjerne bilde med dybde: 3844-3847m
    3825-3828m
    3829-3834m
    3834-3839m
    3839-3844m
    3844-3847m
    Kjerne bilde med dybde: 3847-3852m
    Kjerne bilde med dybde: 3852-3854m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3847-3852m
    3852-3854m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    3341.0
    [m]
    C
    APT
    3341.5
    [m]
    C
    APT
    3342.3
    [m]
    C
    APT
    3344.6
    [m]
    C
    APT
    3345.7
    [m]
    C
    APT
    3353.3
    [m]
    C
    APT
    3357.5
    [m]
    C
    APT
    3367.6
    [m]
    C
    APT
    3369.6
    [m]
    C
    APT
    3371.6
    [m]
    C
    APT
    3378.7
    [m]
    C
    APT
    3379.6
    [m]
    C
    APT
    3381.9
    [m]
    C
    APT
    3397.5
    [m]
    C
    APT
    3399.6
    [m]
    C
    APT
    3404.7
    [m]
    C
    APT
    3405.7
    [m]
    C
    APT
    3410.4
    [m]
    C
    APT
    3414.9
    [m]
    C
    APT
    3418.0
    [m]
    C
    APT
    3420.8
    [m]
    C
    APT
    3422.7
    [m]
    C
    APT
    3423.7
    [m]
    C
    APT
    3426.2
    [m]
    C
    APT
    3427.2
    [m]
    C
    APT
    3433.0
    [m]
    C
    APT
    3433.3
    [m]
    C
    APT
    3439.3
    [m]
    C
    APT
    3439.8
    [m]
    C
    APT
    3444.2
    [m]
    C
    APT
    3445.6
    [m]
    C
    APT
    3446.0
    [m]
    C
    APT
    3447.8
    [m]
    C
    APT
    3450.9
    [m]
    C
    APT
    3452.6
    [m]
    C
    APT
    3457.4
    [m]
    C
    APT
    3459.8
    [m]
    C
    APT
    3460.1
    [m]
    C
    APT
    3465.0
    [m]
    C
    APT
    3465.0
    [m]
    C
    APT
    3465.1
    [m]
    C
    APT
    3468.5
    [m]
    C
    APT
    3469.3
    [m]
    C
    APT
    3469.6
    [m]
    C
    APT

  • 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
    2252.00
    0.00
    14.02.1986 - 00:00
    NO
    DST
    DST2B
    2706.00
    2713.00
    20.12.1989 - 00:00
    YES
    DST
    DST3B
    3396.96
    0.00
    WATER
    01.01.1990 - 00:00
    NO
    DST
    DST4
    3403.00
    3411.00
    WATER
    07.01.1990 - 15:43
    YES
    DST
    DST5
    3343.00
    3382.00
    WATER
    15.01.1990 - 00:00
    YES
    DST
    DST5
    3343.00
    3382.00
    15.01.1990 - 00:00
    YES
    DST
    DST5
    3343.00
    3382.00
    15.01.1990 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • 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
    0.26
    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
    34.10

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3785
    3774
    4.7
    2.0
    3713
    3706
    0.0
    2.3
    3713
    3695
    6.3
    3.1
    3460
    3437
    12.5
    5.0
    3382
    3343
    15.8
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    10.000
    10.000
    124
    2.0
    2.3
    8.500
    123
    3.1
    16.000
    115
    5.0
    12.500
    112
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    2.0
    2.3
    69
    29400
    0.823
    0.880
    425
    3.1
    210
    242000
    0.800
    0.800
    1120
    5.0
    650
    213600
    0.829
    0.818
    330

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL CCL GR
    1575
    3300
    CBL VDL GR
    1330
    2044
    DIL BHC LDL GR
    700
    2022
    DIL LSS GR
    3300
    3903
    DIL MSFL GR AMS SP
    3300
    3529
    DIL SLS LDL GR
    2044
    3319
    DLL MSFL GR
    3675
    3900
    FMS GR
    3299
    3700
    FMS GR
    3650
    3812
    LDL CNL NGL
    3300
    3529
    LDL CNL NGT
    3476
    3901
    MWD - GR RES DIR
    202
    3908
    RFT
    3346
    3418
    RFT
    3354
    3489
    RFT
    3482
    3886
    RFT
    3696
    3696
    SHDT GR
    2044
    3312

  • 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
    199.0
    36
    201.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    700.0
    26
    714.0
    1.20
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2043.0
    17 1/2
    2057.0
    1.72
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3301.0
    12 1/4
    3315.0
    1.90
    LOT
    LINER
    7
    3903.0
    8 1/2
    3908.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    1314
    1.16
    20.0
    6.8
    WATER BASED
    18.09.1989
    1331
    1.17
    24.0
    7.8
    WATER BASED
    18.09.1989
    1631
    1.17
    22.0
    5.8
    WATER BASED
    18.09.1989
    1747
    1.17
    27.0
    8.8
    WATER BASED
    19.09.1989
    2036
    1.17
    20.0
    5.8
    WATER BASED
    20.09.1989
    2057
    1.18
    24.0
    7.8
    WATER BASED
    21.09.1989
    2188
    1.20
    26.0
    11.7
    WATER BASED
    25.09.1989
    2238
    1.27
    39.0
    14.2
    WATER BASED
    04.10.1989
    2301
    1.27
    36.0
    13.2
    WATER BASED
    05.10.1989
    2502
    1.27
    32.0
    11.7
    WATER BASED
    09.10.1989
    2502
    1.27
    32.0
    10.7
    WATER BASED
    06.10.1989
    2739
    1.27
    31.0
    11.2
    WATER BASED
    09.10.1989
    2807
    1.27
    33.0
    12.2
    WATER BASED
    10.10.1989
    2875
    1.27
    33.0
    13.2
    WATER BASED
    12.10.1989
    2938
    1.27
    34.0
    12.2
    WATER BASED
    12.10.1989
    3009
    1.27
    33.0
    11.7
    WATER BASED
    13.10.1989
    3159
    1.20
    37.0
    10.7
    WATER BASED
    07.11.1989
    3201
    1.27
    32.0
    11.2
    WATER BASED
    16.10.1989
    3215
    1.27
    33.0
    11.2
    WATER BASED
    17.10.1989
    3282
    1.27
    34.0
    12.2
    WATER BASED
    18.10.1989
    3315
    1.27
    32.0
    10.7
    WATER BASED
    19.10.1989
    3340
    1.27
    33.0
    11.7
    WATER BASED
    27.10.1989
    3395
    1.27
    30.0
    8.8
    WATER BASED
    27.10.1989
    3423
    1.20
    39.0
    13.2
    WATER BASED
    07.11.1989
    3525
    1.20
    34.0
    10.2
    WATER BASED
    08.11.1989
    3799
    1.20
    36.0
    7.3
    WATER BASED
    21.11.1989
    3811
    1.20
    38.0
    8.3
    WATER BASED
    22.11.1989
    3847
    1.20
    38.0
    8.8
    WATER BASED
    22.11.1989
    3856
    1.21
    38.0
    9.8
    WATER BASED
    23.11.1989
    3908
    1.20
    36.0
    13.7
    WATER BASED
    24.11.1989

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    3340.10
    [m ]
    3360.25
    [m ]
    3405.24
    [m ]
    3367.42
    [m ]
    3421.10
    [m ]
    3404.10
    [m ]
    3394.67
    [m ]
    3887.10
    [m ]
    3441.05
    [m ]
    3440.45
    [m ]
    3424.20
    [m ]
    3468.00
    [m ]
    3459.30
    [m ]
    3458.10
    [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
    0.23