Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
28.04.2024 - 01:35
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

34/10-23

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.
    34/10-23
    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.
    34/10-23
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST 8313 - 410 SP. 170
    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.
    465-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    161
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    06.05.1985
    Boreslutt
    Letebrønner fra flyttbare innretninger:
    For flytende innretninger - dato når ankerhåndteringen startet.For oppjekkbare innretninger - dato for oppstart av nedjekking.
    Letebrønner fra faste innretninger og alle utvinningsbrønner:
    Dato for når totalt dyp er nådd og siste foringsrør, casing eller screen er satt. Ved umiddelbar plugging av brønnbanen, tilsvarer boreslutt datoen siste plugg er satt.
    13.10.1985
    Frigitt dato
    Dato for når rådata som er innrapportert til myndighetene fra brønnen ikke lenger er undergitt taushetsplikt. Normalt ca 2 år etter boreslutt. Kan være tidligere hvis arealet for utvinningstillatelsen er tilbakelevert.
    13.10.1987
    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.
    10.01.2012
    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
    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.
    TARBERT FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    29.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    135.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4764.0
    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).
    4764.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    162
    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.
    STATFJORD GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 1' 6.35'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 19' 1.57'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6765193.09
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    463084.94
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    476

  • Brønnhistorie
    General
    Well 34/10-23 was drilled on the Gullfaks Gamma structure, south-southeast of the Gullfaks Sør Field in the Northern North Sea. The objectives were to prove a significant hydrocarbon accumulation, with the Brent Group as the primary target and the Early Jurassic as secondary target. The first well on the structure, well 34/10-20, had the same targets as 34/10-23, but was terminated in the Early Cretaceous due to technical problems.
    Operations and results
    Wildcat well 34/10-23 was spudded with the semi-submersible installation Dyvi Delta on 6 May 1985 and drilled to TD at 4764 m into Sinemurian /possibly Rhaetian age sediments of the Statfjord Formation. The well took 28 days more than prognosed to drill. The main part of the extra time came in the 8 1/2" section, where among many other things, the BOP stack was pulled for inspection and repairs. A flow occurred at 4080 m just above top Brent Group, and approximately three days were used to bring the well under control. At 4409 m (4406.5 m TVD RKB) the deviation exceeded 5 deg. The last survey, at 4514 m (4510.8 m TVD RKB) m showed 9.1 deg deviation. If this deviation is extrapolated the vertical depth at TD is 4756.2, ca 8 m short of measured depth. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 1252 m, with gypsum/lignosulphonate mud from 1252 to 3118 m, and with gypsum/lignosulphonate/lignite mud from 3118 m to 4525 m. At 4509 m the pipe stuck, and imco-spot/pipelax pills with 3% diesel were placed to free it. The final section from 4525 m to TD was drilled with a gel/lignosulphonate/lignite/Anco Resin mud system.
    The pore pressure increased through the entire Cretaceous section and reached a maximum of 1.96 g/cc at the top of the Brent Group. Gas bearing Brent sandstone was encountered at 4083 m, approximately 100 m deeper than prognosed. A gas-water contact established at 4120 m. Analyses of the gas and the DST liquids showed a condensate character with significant contents of heavier components up to C35, including biomarkers.
    Oil shows were recorded in sandstones in the Lista Formation from 2020 to 2050 m, and in the Kyrre Formation around 2954 m. Weak shows on limestone was recorded in the Svarte Formation from 3640 to 3714 m. Intermittent fluorescence was recorded on sandstones on cores, sidewall cores and cuttings below the hydrocarbon-bearing reservoir down to TD. Some of these could be due to pipe-freeing agents added at 4509 m.
    Eleven cores were cut from 4082 m to 4308 m in the Tarbert, Ness, Etive, and Rannoch formations with an average recovery close to 100%. RFT wire line fluid samples were taken at 4084 m, 4176 m, 4718.5 m, and 4718.6 m.
    The well was permanently abandoned on 13 October 1985 as a gas/condensate discovery.
    Testing
    One drill stem test, DST1, was performed in the interval 4085 - 4095 m. The test produced 1720000 Sm3 gas, 150 Sm3 oil, and 15 m3 water per day through a 22.2 mm choke. The initial reservoir pressure was 785.3 bar and the draw-down was 41 bar. The GOR was 11500 Sm3/Sm3. The DST temperature was 150 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    230.00
    4764.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    4082.0
    4100.6
    [m ]
    2
    4103.0
    4130.5
    [m ]
    3
    4130.5
    4144.0
    [m ]
    4
    4144.2
    4167.0
    [m ]
    5
    4167.5
    4169.0
    [m ]
    6
    4169.7
    4197.0
    [m ]
    7
    4197.6
    4210.0
    [m ]
    8
    4211.6
    4224.0
    [m ]
    9
    4225.1
    4253.0
    [m ]
    10
    4253.0
    4279.4
    [m ]
    11
    4280.0
    4308.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    218.3
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 4082-4088m
    Kjerne bilde med dybde: 4088-4094m
    Kjerne bilde med dybde: 4094-4100m
    Kjerne bilde med dybde: 4100-4100m
    Kjerne bilde med dybde: 4103-4109m
    4082-4088m
    4088-4094m
    4094-4100m
    4100-4100m
    4103-4109m
    Kjerne bilde med dybde: 4109-4115m
    Kjerne bilde med dybde: 4115-4121m
    Kjerne bilde med dybde: 4121-4127m
    Kjerne bilde med dybde: 4127-4130m
    Kjerne bilde med dybde: 4130-4136m
    4109-4115m
    4115-4121m
    4121-4127m
    4127-4130m
    4130-4136m
    Kjerne bilde med dybde: 4136-4142m
    Kjerne bilde med dybde: 4142-4144m
    Kjerne bilde med dybde: 4144-4150m
    Kjerne bilde med dybde: 4150-4156m
    Kjerne bilde med dybde: 4156-4162m
    4136-4142m
    4142-4144m
    4144-4150m
    4150-4156m
    4156-4162m
    Kjerne bilde med dybde: 4162-4167m
    Kjerne bilde med dybde: 4167-4169m
    Kjerne bilde med dybde: 4169-4175m
    Kjerne bilde med dybde: 4175-4181m
    Kjerne bilde med dybde: 4181-4187m
    4162-4167m
    4167-4169m
    4169-4175m
    4175-4181m
    4181-4187m
    Kjerne bilde med dybde: 4187-4193m
    Kjerne bilde med dybde: 4193-4197m
    Kjerne bilde med dybde: 4197-4203m
    Kjerne bilde med dybde: 4203-4209m
    Kjerne bilde med dybde: 4209-4210m
    4187-4193m
    4193-4197m
    4197-4203m
    4203-4209m
    4209-4210m
    Kjerne bilde med dybde: 4211-4217m
    Kjerne bilde med dybde: 4217-4223m
    Kjerne bilde med dybde: 4223-4224m
    Kjerne bilde med dybde: 4225-4231m
    Kjerne bilde med dybde: 4231-4237m
    4211-4217m
    4217-4223m
    4223-4224m
    4225-4231m
    4231-4237m
    Kjerne bilde med dybde: 4237-4243m
    Kjerne bilde med dybde: 4243-4249m
    Kjerne bilde med dybde: 4249-4253m
    Kjerne bilde med dybde: 4253-4259m
    Kjerne bilde med dybde: 4259-4265m
    4237-4243m
    4243-4249m
    4249-4253m
    4253-4259m
    4259-4265m
    Kjerne bilde med dybde: 4265-4271m
    Kjerne bilde med dybde: 4271-4277m
    Kjerne bilde med dybde: 4277-4279m
    Kjerne bilde med dybde: 4280-4288m
    Kjerne bilde med dybde: 4286-4292m
    4265-4271m
    4271-4277m
    4277-4279m
    4280-4288m
    4286-4292m
    Kjerne bilde med dybde: 4292-4298m
    Kjerne bilde med dybde: 4298-4304m
    Kjerne bilde med dybde: 4304-4308m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    4292-4298m
    4298-4304m
    4304-4308m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    3887.5
    [m]
    DC
    GEOCHEM
    3897.5
    [m]
    DC
    GEOCHE
    3905.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    3917.5
    [m]
    DC
    GEOCHE
    3925.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    3932.5
    [m]
    DC
    GEOCHE
    3945.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    3957.5
    [m]
    DC
    GEOCHE
    3962.5
    [m]
    DC
    GEOCHE
    3967.5
    [m]
    DC
    GEOCHE
    3977.5
    [m]
    DC
    GEOCHE
    3985.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    4005.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    4015.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    4022.5
    [m]
    DC
    GEOCHE
    4035.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    4057.5
    [m]
    DC
    GEOCHE
    4082.5
    [m]
    DC
    GEOCHE
    4082.7
    [m]
    C
    OD
    4083.0
    [m]
    C
    RRI
    4087.2
    [m]
    C
    OD
    4090.0
    [m]
    DC
    GEOCHEM
    4092.8
    [m]
    C
    OD
    4097.9
    [m]
    C
    OD
    4098.0
    [m]
    C
    RRI
    4105.7
    [m]
    C
    OD
    4107.5
    [m]
    C
    OD
    4109.7
    [m]
    C
    OD
    4114.8
    [m]
    C
    OD
    4116.3
    [m]
    C
    OD
    4120.7
    [m]
    C
    OD
    4124.1
    [m]
    C
    OD
    4126.7
    [m]
    C
    OD
    4130.1
    [m]
    C
    OD
    4134.6
    [m]
    C
    OD
    4134.6
    [m]
    C
    OD
    4139.5
    [m]
    C
    OD
    4141.4
    [m]
    C
    OD
    4143.0
    [m]
    C
    MOBIL
    4144.8
    [m]
    C
    OD
    4147.2
    [m]
    C
    OD
    4152.0
    [m]
    C
    OD
    4153.7
    [m]
    C
    OD
    4158.7
    [m]
    C
    OD
    4161.7
    [m]
    C
    OD
    4162.7
    [m]
    C
    OD
    4166.6
    [m]
    C
    OD
    4167.9
    [m]
    C
    OD
    4167.9
    [m]
    C
    OD
    4172.7
    [m]
    C
    OD
    4174.7
    [m]
    C
    OD
    4177.0
    [m]
    C
    OD
    4180.8
    [m]
    C
    OD
    4180.8
    [m]
    C
    RRI
    4181.3
    [m]
    C
    OD
    4182.4
    [m]
    C
    OD
    4183.6
    [m]
    C
    RRI
    4186.5
    [m]
    C
    OD
    4187.6
    [m]
    C
    RRI
    4189.4
    [m]
    C
    OD
    4191.2
    [m]
    C
    RRI
    4191.7
    [m]
    C
    OD
    4192.9
    [m]
    C
    OD
    4193.8
    [m]
    C
    OD
    4196.2
    [m]
    C
    OD
    4196.8
    [m]
    C
    RRI
    4198.2
    [m]
    C
    OD
    4200.5
    [m]
    C
    OD
    4201.8
    [m]
    C
    OD
    4205.5
    [m]
    C
    OD
    4207.5
    [m]
    C
    OD
    4209.0
    [m]
    C
    OD
    4209.5
    [m]
    C
    OD
    4210.0
    [m]
    C
    RRI
    4212.1
    [m]
    C
    OD
    4214.2
    [m]
    C
    OD
    4214.3
    [m]
    C
    RRI
    4216.1
    [m]
    C
    OD
    4217.9
    [m]
    C
    OD
    4218.5
    [m]
    C
    RRI
    4221.6
    [m]
    C
    RRI
    4221.9
    [m]
    C
    OD
    4223.2
    [m]
    C
    OD
    4225.8
    [m]
    C
    OD
    4226.3
    [m]
    C
    RRI
    4227.9
    [m]
    C
    OD
    4228.0
    [m]
    C
    RRI
    4228.6
    [m]
    C
    OD
    4230.0
    [m]
    C
    RRI
    4230.8
    [m]
    C
    OD
    4233.7
    [m]
    C
    OD
    4234.6
    [m]
    C
    OD
    4234.7
    [m]
    C
    RRI
    4234.8
    [m]
    C
    RRI
    4235.8
    [m]
    C
    OD
    4236.8
    [m]
    C
    OD
    4237.3
    [m]
    C
    OD
    4237.8
    [m]
    C
    RRI
    4241.0
    [m]
    C
    OD
    4242.1
    [m]
    C
    RRI
    4242.1
    [m]
    C
    OD
    4245.3
    [m]
    C
    OD
    4248.7
    [m]
    C
    OD
    4251.1
    [m]
    C
    OD
    4255.1
    [m]
    C
    OD
    4259.8
    [m]
    C
    OD
    4263.7
    [m]
    C
    OD
    4266.0
    [m]
    C
    OD
    4266.0
    [m]
    C
    OD
    4270.4
    [m]
    C
    OD
    4272.0
    [m]
    C
    OD
    4272.0
    [m]
    C
    OD
    4272.3
    [m]
    C
    RRI
    4272.4
    [m]
    C
    OD
    4275.4
    [m]
    C
    OD
    4278.7
    [m]
    C
    RRI
    4278.7
    [m]
    C
    OD
    4281.9
    [m]
    C
    OD
    4284.6
    [m]
    C
    RRI
    4285.0
    [m]
    C
    OD
    4287.6
    [m]
    C
    OD
    4290.6
    [m]
    C
    OD
    4293.6
    [m]
    C
    OD
    4294.4
    [m]
    C
    RRI
    4296.5
    [m]
    C
    OD
    4299.9
    [m]
    C
    OD
    4302.2
    [m]
    C
    OD
    4304.7
    [m]
    C
    OD
    4305.6
    [m]
    C
    RRI
    4307.8
    [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
    TEST1
    4085.00
    4095.00
    CONDENSATE
    28.09.1985 - 16:35
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.42
    pdf
    0.41
    pdf
    6.65

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.33
    pdf
    0.33

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    3.06
    pdf
    41.13
    pdf
    38.88

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    4085
    4095
    22.2
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    28.000
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    150
    1700000
    0.820
    0.650
    11400

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL CCL
    900
    3100
    CBL VDL CCL
    2200
    3830
    CBL VDL CCL
    3300
    4538
    CST GR
    4720
    4749
    DLL MSFL GR
    4050
    4761
    ISF LSS MSFL GR
    224
    4764
    LDL CNL GR
    1239
    4765
    RFT GR
    4084
    4140
    RFT GR
    4084
    4096
    RFT GR
    4084
    4141
    RFT GR
    4176
    4281
    RFT GR
    4435
    4439
    RFT GR
    4715
    4719
    RFT GR
    4716
    4750
    SHDT GR
    3836
    4485
    VSP
    224
    4764

  • 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
    224.0
    36
    225.0
    0.00
    LOT
    CONDUCTOR
    30
    225.0
    36
    227.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    1239.0
    26
    1252.0
    1.69
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    3100.0
    17 1/2
    3118.0
    1.91
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    3104.0
    17 1/2
    3115.0
    1.91
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3834.0
    12 1/4
    3850.0
    2.13
    LOT
    LINER
    7
    4525.0
    8 1/2
    4525.0
    2.20
    LOT
    OPEN HOLE
    4764.0
    5 7/8
    4764.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    1161
    1.65
    29.0
    3.9
    WATER BASED
    09.10.1985
    2014
    1.20
    20.0
    3.9
    WATER BASED
    21.05.1985
    2054
    1.25
    17.0
    3.9
    WATER BASED
    21.05.1985
    2056
    1.33
    22.0
    4.9
    WATER BASED
    21.05.1985
    2283
    1.34
    24.0
    5.4
    WATER BASED
    22.05.1985
    2389
    1.38
    22.0
    6.9
    WATER BASED
    23.05.1985
    2743
    1.45
    55.0
    9.0
    WATER BASED
    29.05.1985
    2955
    1.45
    9.0
    13.8
    WATER BASED
    29.05.1985
    3115
    1.45
    14.0
    8.9
    WATER BASED
    05.06.1985
    3120
    1.37
    10.0
    6.0
    WATER BASED
    10.06.1985
    3503
    1.73
    25.0
    10.0
    WATER BASED
    17.06.1985
    3503
    1.64
    25.0
    7.0
    WATER BASED
    14.06.1985
    3503
    1.73
    25.0
    10.0
    WATER BASED
    17.06.1985
    3549
    1.77
    26.0
    9.0
    WATER BASED
    17.06.1985
    3789
    1.81
    56.0
    11.0
    WATER BASED
    25.06.1985
    3924
    1.86
    25.0
    9.9
    WATER BASED
    16.07.1985
    3963
    1.92
    28.0
    4.9
    WATER BASED
    16.07.1985
    4007
    1.97
    35.0
    5.8
    WATER BASED
    16.07.1985
    4080
    2.05
    41.0
    6.9
    WATER BASED
    17.07.1985
    4080
    2.07
    47.5
    7.4
    WATER BASED
    18.07.1985
    4080
    2.07
    47.5
    7.4
    WATER BASED
    18.07.1985
    4082
    2.09
    42.0
    6.4
    WATER BASED
    19.07.1985
    4100
    2.06
    29.0
    3.9
    WATER BASED
    29.07.1985
    4100
    2.03
    28.0
    3.4
    WATER BASED
    29.07.1985
    4100
    2.03
    28.0
    3.4
    WATER BASED
    29.07.1985
    4120
    2.06
    29.0
    3.9
    WATER BASED
    25.09.1985
    4308
    2.01
    33.0
    5.4
    WATER BASED
    07.08.1985
    4438
    2.01
    32.0
    7.0
    WATER BASED
    16.09.1985
    4490
    2.04
    33.0
    5.9
    WATER BASED
    15.08.1985
    4525
    2.01
    31.0
    4.5
    WATER BASED
    19.08.1985
    4569
    1.98
    30.0
    4.9
    WATER BASED
    02.09.1985
    4576
    1.96
    32.0
    3.9
    WATER BASED
    02.09.1985

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    4285.55
    [m ]
    4291.00
    [m ]
    4295.94
    [m ]
    4300.00
    [m ]
    4306.80
    [m ]
    4098.05
    [m ]
    4104.05
    [m ]
    4118.05
    [m ]
    4137.22
    [m ]
    4170.70
    [m ]
    4187.67
    [m ]
    4205.90
    [m ]
    4239.64
    [m ]
    4253.00
    [m ]
    4261.12
    [m ]
    4270.97
    [m ]
    4281.56
    [m ]
    4082.16
    [m ]
    4089.40
    [m ]
    4095.10
    [m ]
    4186.55
    [m ]
    4256.80
    [m ]
    4275.00
    [m ]
    4175.75
    [m ]
    4282.25
    [m ]
    4195.50
    [m ]
    4190.65
    [m ]
    4277.70
    [m ]
    4302.80
    [m ]
    4084.25
    [m ]
    4131.00
    [m ]
    4169.95
    [m ]
    4130.60
    [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
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.21