Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

25/5-2

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.
    25/5-2
    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.
    25/5-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    EL 8801-3D rad 204 & rekke 1008
    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.
    606-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    78
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    18.04.1989
    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.
    04.07.1989
    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.
    04.07.1991
    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.
    17.12.2003
    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.
    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.
    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
    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").
    3304.0
    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).
    3302.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    109
    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.
    DRAKE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    59° 42' 13.28'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 32' 8.58'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6618657.96
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    473870.96
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1346

  • Brønnhistorie
    General
    Well 25/5-2 was designed to drill the Frøy structure, which is a NNE-SSW tilted Jurassic fault block located in the northeastern corner of block 25/5. The main objectives of the well were to prove the Southward continuity and extension of the Middle Jurassic reservoir, to determine the OWC in the Frøy Field, to test the productivity in the oil zone, and to test the injectivity in the water zone. The northern extension of the Frøy structure was drilled in 1977 by well 25/2-6 in a down dip position and proved limited oil shows in the Statfjord Formation. Wells 25/5-1 and 25/5-1 A were drilled in 1987 in the central part of the structure, and found oil in the Vestland Group sandstones.
    Operations and results
    Wildcat well 25/5-2 was spudded with the semi-submersible rig West Vanguard on 18 April 1989 and completed 4 July 1989 at a depth of 3304 m in the Early Jurassic Drake Formation. Drilling went without problems to 2300 m where the bit became stuck after a wiper trip, and the string was backed of at 2231 m. A technical sidetrack was started from 2103 m. The string entered into the old hole, and a second sidetrack was started from 2070 m. Below the 9 5/8" casing at 3066 m BSX mud, based on seawater with added NACl and polymers, was used. The MWD measurements showed no indication of shallow gas. The Vestland Group, Hugin Formation, came in at 3186 m, 67 m deeper than expected. Hydrocarbons were encountered at the top reservoir with the oil water contact at 3198 m (3176 m TVD MSL), which is 50 m deeper than the estimated OWC in well 25/5-1 A. Still, RFT Pressure measurements in the oil column indicate pressure communication with the oil column in well 25/5-1. A total of 4 cores were cut down to 3226 m. The well was plugged and abandoned as an oil appraisal well.
    Testing
    Two drill stem tests where performed. Test 1 was a production and injection test in the Middle Vestland Group water zone from 3222 m to 3228 m. In the first attempt, DST 1A, scaling precipitated and blocked the jet pump when seawater came in contact with formation water. In the second attempt, DST 1B, injection was achieved using treated seawater.  Test 2 was a production test at the oil/water contact in the interval 3196 m to 3201 m. This interval produced water and oil at maximum rates 56 m3/day and 202 Sm3/day, respectively. The oil was produced with a GOR of 168 Sm3/Sm3.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    220.00
    3304.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3176.0
    3194.0
    [m ]
    2
    3194.0
    3196.7
    [m ]
    3
    3197.0
    3215.2
    [m ]
    4
    3215.2
    3226.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    50.2
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3176-3194m
    Kjerne bilde med dybde: 3176-3194m
    Kjerne bilde med dybde: 3176-3194m
    Kjerne bilde med dybde: 3176-3194m
    Kjerne bilde med dybde: 3176-3194m
    3176-3194m
    3176-3194m
    3176-3194m
    3176-3194m
    3176-3194m
    Kjerne bilde med dybde: 3176-3194m
    Kjerne bilde med dybde: 3176-3194m
    Kjerne bilde med dybde: 3176-3194m
    Kjerne bilde med dybde: 3176-3194m
    Kjerne bilde med dybde: 3176-3194m
    3176-3194m
    3176-3194m
    3176-3194m
    3176-3194m
    3176-3194m
    Kjerne bilde med dybde: 3176-3194m
    Kjerne bilde med dybde: 3176-3194m
    Kjerne bilde med dybde: 3176-3194m
    Kjerne bilde med dybde: 3176-3194m
    Kjerne bilde med dybde: 3176-3194m
    3176-3194m
    3176-3194m
    3176-3194m
    3176-3194m
    3176-3194m
    Kjerne bilde med dybde: 3176-3194m
    Kjerne bilde med dybde: 3176-3194m
    Kjerne bilde med dybde: 3176-3194m
    Kjerne bilde med dybde: 3176-3194m
    Kjerne bilde med dybde: 3176-3194m
    3176-3194m
    3176-3194m
    3176-3194m
    3176-3194m
    3176-3194m
    Kjerne bilde med dybde: 3176-3194m
    Kjerne bilde med dybde: 3176-3194m
    Kjerne bilde med dybde: 3176-3194m
    Kjerne bilde med dybde: 3176-3194m
    Kjerne bilde med dybde: 3176-3194m
    3176-3194m
    3176-3194m
    3176-3194m
    3176-3194m
    3176-3194m
    Kjerne bilde med dybde: 3716-3194m
    Kjerne bilde med dybde: 3176-3194m
    Kjerne bilde med dybde: 3194-3196m
    Kjerne bilde med dybde: 3194-3196m
    Kjerne bilde med dybde: 3194-3196m
    3716-3194m
    3176-3194m
    3194-3196m
    3194-3196m
    3194-3196m
    Kjerne bilde med dybde: 3194-3196M
    Kjerne bilde med dybde: 3194-3196M
    Kjerne bilde med dybde: 3197-3215M
    Kjerne bilde med dybde: 3197-3215M
    Kjerne bilde med dybde: 3197-3215M
    3194-3196M
    3194-3196M
    3197-3215M
    3197-3215M
    3197-3215M
    Kjerne bilde med dybde: 3197-3215M
    Kjerne bilde med dybde: 3197-3215M
    Kjerne bilde med dybde: 3197-3215m
    Kjerne bilde med dybde: 3197-3215m
    Kjerne bilde med dybde: 3197-3215m
    3197-3215M
    3197-3215M
    3197-3215m
    3197-3215m
    3197-3215m
    Kjerne bilde med dybde: 3197-3215m
    Kjerne bilde med dybde: 3197-3215m
    Kjerne bilde med dybde: 3197-3215m
    Kjerne bilde med dybde: 3197-3215m
    Kjerne bilde med dybde: 3197-3215m
    3197-3215m
    3197-3215m
    3197-3215m
    3197-3215m
    3197-3215m
    Kjerne bilde med dybde: 3197-3215m
    Kjerne bilde med dybde: 3197-3215m
    Kjerne bilde med dybde: 3197-3215m
    Kjerne bilde med dybde: 3197-3215m
    Kjerne bilde med dybde: 3197-3215m
    3197-3215m
    3197-3215m
    3197-3215m
    3197-3215m
    3197-3215m
    Kjerne bilde med dybde: 3197-3215m
    Kjerne bilde med dybde: 3197-3215m
    Kjerne bilde med dybde: 3197-3215m
    Kjerne bilde med dybde: 3197-3215m
    Kjerne bilde med dybde: 3197-3215m
    3197-3215m
    3197-3215m
    3197-3215m
    3197-3215m
    3197-3215m
    Kjerne bilde med dybde: 3197-3215m
    Kjerne bilde med dybde: 3197-3215m
    Kjerne bilde med dybde: 3197-3215m
    Kjerne bilde med dybde: 3197-3215m
    Kjerne bilde med dybde: 3197-3215m
    3197-3215m
    3197-3215m
    3197-3215m
    3197-3215m
    3197-3215m
    Kjerne bilde med dybde: 3197-3215m
    Kjerne bilde med dybde: 3197-3215m
    Kjerne bilde med dybde: 3197-3215m
    Kjerne bilde med dybde: 3197-3215m
    Kjerne bilde med dybde: 3197-3215m
    3197-3215m
    3197-3215m
    3197-3215m
    3197-3215m
    3197-3215m
    Kjerne bilde med dybde: 3197-3215m
    Kjerne bilde med dybde: 3197-3215m
    Kjerne bilde med dybde: 3197-3215m
    Kjerne bilde med dybde: 3197-3215m
    Kjerne bilde med dybde: 3197-3215m
    3197-3215m
    3197-3215m
    3197-3215m
    3197-3215m
    3197-3215m
    Kjerne bilde med dybde: 3197-3215m
    Kjerne bilde med dybde: 3215-3226m
    Kjerne bilde med dybde: 3215-3226m
    Kjerne bilde med dybde: 3215-3226m
    Kjerne bilde med dybde: 3215-3226m
    3197-3215m
    3215-3226m
    3215-3226m
    3215-3226m
    3215-3226m
    Kjerne bilde med dybde: 3215-3226m
    Kjerne bilde med dybde: 3215-3226m
    Kjerne bilde med dybde: 3215-3226m
    Kjerne bilde med dybde: 3215-3226m
    Kjerne bilde med dybde: 3225-3226m
    3215-3226m
    3215-3226m
    3215-3226m
    3215-3226m
    3225-3226m
    Kjerne bilde med dybde: 3215-3226m
    Kjerne bilde med dybde: 3215-3226m
    Kjerne bilde med dybde: 3225-3226m
    Kjerne bilde med dybde: 3215-3226m
    Kjerne bilde med dybde: 3215-3226m
    3215-3226m
    3215-3226m
    3225-3226m
    3215-3226m
    3215-3226m
    Kjerne bilde med dybde: 3215-3226m
    Kjerne bilde med dybde: 3215-3226m
    Kjerne bilde med dybde: 3215-3226m
    Kjerne bilde med dybde: 3215-3226m
    Kjerne bilde med dybde: 3215-3226m
    3215-3226m
    3215-3226m
    3215-3226m
    3215-3226m
    3215-3226m
    Kjerne bilde med dybde: 3215-3226m
    Kjerne bilde med dybde: 3215-3226m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3215-3226m
    3215-3226m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2160.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2170.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2180.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2190.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2200.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2210.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2220.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2230.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2240.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2250.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2260.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2270.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2280.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2290.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2300.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2310.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2320.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2330.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2340.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2350.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2360.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2370.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2380.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2390.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2400.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2410.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2420.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2430.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2440.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2450.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2460.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2470.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2480.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2490.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2500.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2510.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2520.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2530.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2540.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2550.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2560.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2570.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2580.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2590.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2600.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2610.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2620.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3179.7
    [m]
    C
    APT
    3179.8
    [m]
    C
    OD
    3180.0
    [m]
    C
    APT
    3180.1
    [m]
    C
    APT
    3180.5
    [m]
    C
    OD
    3180.5
    [m]
    C
    APT
    3180.6
    [m]
    C
    APT
    3180.9
    [m]
    C
    APT
    3181.5
    [m]
    C
    APT
    3181.8
    [m]
    C
    APT
    3185.4
    [m]
    C
    APT
    3186.6
    [m]
    C
    OD
    3187.8
    [m]
    C
    APT
    3188.9
    [m]
    C
    APT
    3189.1
    [m]
    C
    APT
    3189.9
    [m]
    C
    APT
    3190.2
    [m]
    C
    APT
    3190.5
    [m]
    C
    OD
    3192.4
    [m]
    C
    APT
    3195.3
    [m]
    C
    APT
    3195.5
    [m]
    C
    OD
    3195.5
    [m]
    C
    APT
    3196.0
    [m]
    C
    APT
    3196.4
    [m]
    C
    APT
    3196.5
    [m]
    C
    APT
    3197.4
    [m]
    C
    OD
    3197.5
    [m]
    C
    APT
    3197.9
    [m]
    C
    APT
    3198.8
    [m]
    C
    APT
    3201.6
    [m]
    C
    APT
    3201.9
    [m]
    C
    OD
    3202.2
    [m]
    C
    APT
    3202.9
    [m]
    C
    OD
    3203.0
    [m]
    C
    APT
    3203.5
    [m]
    C
    APT
    3205.6
    [m]
    C
    APT
    3205.6
    [m]
    C
    OD
    3206.9
    [m]
    C
    APT
    3207.3
    [m]
    C
    OD
    3208.9
    [m]
    C
    APT
    3209.7
    [m]
    C
    APT
    3210.4
    [m]
    C
    APT
    3210.8
    [m]
    C
    APT
    3210.9
    [m]
    C
    OD
    3211.0
    [m]
    C
    APT
    3211.9
    [m]
    C
    APT
    3212.4
    [m]
    C
    APT
    3212.8
    [m]
    C
    OD
    3213.4
    [m]
    C
    APT
    3213.9
    [m]
    C
    OD
    3216.0
    [m]
    C
    APT
    3216.4
    [m]
    C
    OD
    3216.5
    [m]
    C
    APT
    3217.9
    [m]
    C
    APT
    3219.9
    [m]
    C
    OD
    3221.6
    [m]
    C
    APT
    3221.6
    [m]
    C
    APT
    3221.8
    [m]
    C
    APT
    3222.2
    [m]
    C
    APT
    3222.7
    [m]
    C
    OD
    3223.4
    [m]
    C
    APT
    3224.3
    [m]
    C
    APT
    3224.9
    [m]
    C
    APT
    3224.9
    [m]
    C
    OD
    3225.2
    [m]
    C
    APT
    3225.6
    [m]
    C
    APT
    3225.7
    [m]
    C
    APT
    3226.0
    [m]
    C
    APT
    3226.2
    [m]
    C
    APT
    3226.5
    [m]
    C
    APT
    3226.5
    [m]
    C
    OD

  • 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
    DST2
    3196.00
    3201.00
    27.06.1989 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.43

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.12
    pdf
    0.95

  • 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
    0.16

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    16.35

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    2.0
    3196
    3201
    9.5
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    2.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    2.0
    200
    35000
    0.821
    170

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    AMS
    3066
    3306
    CBL VDL GR
    1690
    3262
    DIL GR SLS
    1186
    3057
    DIS GR SLS
    3066
    3306
    DLL MSFL GR SP
    3066
    3302
    EVA
    3065
    3307
    FMS GR
    3066
    3306
    HP RFT GR
    3188
    3226
    LDL CNL NGS
    3066
    3306
    LDL GR
    1186
    3047
    MWD
    139
    3304
    SHDT GR
    1186
    3058
    VSP
    1220
    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
    212.0
    36
    212.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1185.0
    17 1/2
    1200.0
    1.85
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3062.0
    12 1/4
    3077.0
    1.81
    LOT
    LINER
    7
    3304.0
    8 1/2
    3304.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    212
    1.08
    WATER BASED
    21.04.1989
    888
    1.08
    WATER BASED
    24.04.1989
    1467
    1.09
    16.0
    10.2
    WATER BASED
    26.04.1989
    1741
    1.13
    15.0
    11.2
    WATER BASED
    27.04.1989
    2016
    1.25
    44.0
    17.6
    WATER BASED
    08.05.1989
    2044
    1.13
    18.0
    13.7
    WATER BASED
    28.04.1989
    2109
    1.13
    17.0
    12.7
    WATER BASED
    02.05.1989
    2120
    1.25
    31.0
    15.6
    WATER BASED
    05.05.1989
    2190
    1.26
    363.0
    10.7
    WATER BASED
    08.05.1989
    2232
    1.25
    34.0
    14.7
    WATER BASED
    05.05.1989
    2248
    1.27
    35.0
    12.2
    WATER BASED
    09.05.1989
    2329
    1.15
    21.0
    13.7
    WATER BASED
    02.05.1989
    2414
    1.27
    35.0
    15.1
    WATER BASED
    11.05.1989
    2508
    1.27
    33.0
    16.1
    WATER BASED
    12.05.1989
    2767
    1.26
    32.0
    14.7
    WATER BASED
    18.05.1989
    2781
    1.26
    35.0
    15.6
    WATER BASED
    19.05.1989
    2901
    1.27
    29.0
    13.7
    WATER BASED
    22.05.1989
    2952
    1.26
    31.0
    12.7
    WATER BASED
    22.05.1989
    3014
    1.26
    32.0
    14.7
    WATER BASED
    23.05.1989
    3077
    1.26
    33.0
    15.1
    WATER BASED
    24.05.1989
    3078
    1.11
    20.0
    15.1
    WATER BASED
    30.05.1989
    3115
    1.11
    17.0
    16.6
    WATER BASED
    30.05.1989
    3177
    1.12
    18.0
    17.6
    WATER BASED
    31.05.1989
    3197
    1.13
    20.0
    17.6
    WATER BASED
    01.06.1989
    3215
    1.13
    21.0
    17.6
    WATER BASED
    02.06.1989
    3241
    1.13
    181.0
    16.6
    WATER BASED
    05.06.1989
    3304
    1.13
    21.0
    18.6
    WATER BASED
    05.06.1989

  • 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