Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
29.04.2024 - 01:33
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

33/9-9

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.
    33/9-9
    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.
    33/9-9
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    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.
    Mobil Exploration Norway INC
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    179-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    114
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    27.07.1977
    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.
    17.11.1977
    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.
    17.11.1979
    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.
    03.10.2011
    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.
    BRENT GP
    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.
    EARLY 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.
    DUNLIN GP
    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).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    145.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3100.0
    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).
    3098.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    5.2
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    96
    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° 17' 10.19'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 54' 26.05'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6795313.86
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    441428.36
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    414

  • Brønnhistorie
    General
    Well 33/9-9 was drilled in the northern part of the Statfjord field, about 1.6 km southeast of 33/9-3 well on the Tampen Spur in the northern North Sea. The objectives were to provide structural and stratigraphic control on the Brent reservoirs, and to provide stratigraphic control and to establish an oil/water contact for the Statfjord reservoir.
    Operations and results
    Appraisal well 33/9-9 was spudded with the semi-submersible installation Borgny Dolphin on 27 July 1977 and drilled to TD at 3100 m in Late Triassic sediments in the Statfjord Formation. The well was drilled with seawater down to 486 m and with a seawater/lignosulphonate mud system from 486 m to 1993 m. At 1993 m, TD in the 17 1/2" section, the hole was displaced to a freshwater/Lignosulphonate mud system. At the same point diesel was added to free the 13 3/8" casing which had become differentially stuck. After that the mud contained initially 5% diesel decreasing to traces of diesel at to 2489 m. From 2489 m to final TD the freshwater/Lignosulphonate mud system was without measurable diesel.
    No hydrocarbon shows were reported above the Brent Group. The Brent Group was found at 2413 m, 77.5 m deeper than prognosed 44.0 m thinner than anticipated in comparison to 33/9-3. Good oil shows were encountered at the top of the Brent Formation and continued throughout the reservoir down to top Dunlin Group at 2504 m. The entire Brent Group was oil-filled and it was above the field oil/water contact of 2609.1 m (2584.1 MSL). Log calculations showed that of the 87.0 m of gross oil section 84.6 m was net sand with 27.5% average porosity and 13.1% average water saturation. The Dunlin Group came in at 2504 m and log interpretation indicated a 23.2 m gross oil bearing reservoir between 2528.4 and 2551.6 m with 17.9 m net oil sand. The interval had 20.2% average porosity and 34.6% water saturation. Oil shows were reported from ditch samples and side wall cores in the Dunlin sand between 2535 and 2575 m. No OWC was established in the Dunlin Group. It was assumed that Brent and Dunlin had a common OWC at 2609.1 m (2584.1 MSL), outside well position. The Early Jurassic Statfjord Formation was penetrated at 2715.0, only 5.0 m deep to prognosis confirming that the Statfjord seismic reflector is a reliable mapping horizon. Good oil shows were reported from the top down to about 2850.0 m. The lowest potential pay sand indicated on the CPI log occurs between 2847.5 and 2852.5 m, but a test in this interval, DST No. 2, produced water with only trace oil. The anticipated oil/water contact was not found. The lowest-known-oil in the well at 2815.0 m (2790.0 m MSL) is 13.1 m above the lowest-known-oil previously established in the 33/12-2, which falls within a section of tight sands and shales in 33/9-9.
    A total of 23 cores were cut in the well. Cores no 1 to 8 were taken through the Brent reservoir and into the shaly top of Dunlin, while cores no 9 to 23 were cut in the Statfjord Formation. A significant error in core depth is noted for the first 16 cores. For these 11.3 m must be added to the registered core depths in order to match with the logger's depth. The last seven cores had core-log mismatch within +/- 2 m.
    The well was permanently abandoned on 17 November 1977 as n oil and gas appraisal well.
    Testing
    Six separate zones were successfully tested, requiring a total of nine attempts. The purpose of the tests was to obtain information from six separate zones in the Brent, Dunlin and Statfjord Sands in order to further evaluate the reservoirs. The tests for the first two zones were designed primarily for production data, bottom hole pressures and formation fluid samples, with sustained sand production expected only if very thin unconsolidated sand stringers were present. The last four zones where sand bonding was weak, as calculated from the well log data, had the additional test requirement of measuring the oil rate at which the formation sand broke down.
    DST 1 in the interval 2847.5 to 2852.5 m in the Statfjord Formation was a misrun.
    DST 2 in the interval 2847.5 to 2852.5 m in the Statfjord Formation produced 215 Sm3 water and only trace oil /day through a 3/4" choke. The recorded bottom hole temperature was 91.1 deg C. Sand was produced throughout the test, at rates from 1200 to 300 pounds/thousand barrels (ptb)
    DST 3 in the interval 2800.0 m to 2803.5 m in the Statfjord Formation produced in the final flow period 254 Sm3 oil /day through a 1/4" choke. The GOR was 82 Sm3/Sm3 and the oil gravity was 39.0 deg API. The recorded bottom hole temperature was 86.1 deg C. After the initial cleanup flow no sand was produced.
    DST 4 in the interval 2742.0 m to 2745.0 m in the Statfjord Formation was a misrun.
    DST 5 in the interval 2742.0 m to 2745.0 m in the Statfjord Formation produced in the final flow period 513 Sm3 oil /day through a 5/16" choke. The GOR was 93 Sm3/Sm3 and the oil gravity was 38.7 deg API. The recorded bottom hole temperature was 89.4 deg C. Sand was produced after each rate change (20 ptb), but cleaned up rapidly. Sand began producing more or less continuously, in bursts, on 5/8" choke (40 ptb) indicating formation was breaking down.
    DST 6 in the interval 2742.0 m to 2745.0 m in the Statfjord Formation produced in the final flow period 299 Sm3 oil /day through a 1/4" choke. The GOR was 129 Sm3/Sm3 and the oil gravity was 38.6 deg API. The recorded bottom hole temperature was 89 deg C.No sand was observed other than a few grains upon initial cleanup on 7/16" choke.
    DST 7 in the interval 2531.0 m to 2537.0 m in the Dunlin Group produced in the final flow period 442 Sm3 oil /day through a 23/64" choke. The GOR was 117 Sm3/Sm3 and the oil gravity was 34.4 deg API. The recorded bottom hole temperature was 82.8 deg C. On 1 1/4" choke sand production was observed on a continuous basis at about 120 ptb.
    DST 8 in the interval 2458.0 m to 2460.7 m in the Brent Group produced in the final flow period 525 Sm3 oil /day through a 24/64" choke. The GOR was 144 Sm3/Sm3 and the oil gravity was 37.6 deg API (measured in the first flow period). The recorded bottom hole temperature was 80.1 deg C. Only small amounts of sand were produced.
    DST 9 in the interval 2426.0 m to 2432.8 m in the Brent Group produced in the final flow period 416 Sm3 oil /day through a 22/64" choke. The GOR was 170 Sm3/Sm3 and the oil gravity was 38.5 deg API (measured in the first flow period). No temperature was recorded due to malfunction in the temperature gauge. Small amounts of sand were produced throughout the test. No measurable sand was produced on the highest flow rate (50/64" adjustable choke).

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    254.00
    3101.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2414.0
    2421.9
    [m ]
    2
    2432.3
    2444.3
    [m ]
    3
    2444.3
    2444.8
    [m ]
    4
    2446.3
    2455.3
    [m ]
    5
    2455.3
    2468.3
    [m ]
    6
    2468.3
    2482.3
    [m ]
    7
    2482.3
    2500.6
    [m ]
    8
    2500.6
    2517.8
    [m ]
    9
    2719.0
    2722.3
    [m ]
    10
    2722.3
    2732.3
    [m ]
    11
    2732.3
    2740.3
    [m ]
    12
    2740.3
    2754.8
    [m ]
    13
    2754.8
    2768.6
    [m ]
    14
    2768.8
    2774.3
    [m ]
    15
    2774.3
    2786.6
    [m ]
    16
    2786.6
    2793.0
    [m ]
    17
    2793.0
    2807.5
    [m ]
    18
    2807.5
    2818.4
    [m ]
    19
    2818.4
    2826.2
    [m ]
    20
    2826.2
    2837.5
    [m ]
    21
    2837.5
    2853.5
    [m ]
    22
    2853.5
    2866.0
    [m ]
    23
    2866.0
    2876.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    249.2
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 24414-2416m
    Kjerne bilde med dybde: 2416-2419m
    Kjerne bilde med dybde: 2419-2421m
    Kjerne bilde med dybde: 2421-2424m
    Kjerne bilde med dybde: 2424-2426m
    24414-2416m
    2416-2419m
    2419-2421m
    2421-2424m
    2424-2426m
    Kjerne bilde med dybde: 2426-2429m
    Kjerne bilde med dybde: 2429-2432m
    Kjerne bilde med dybde: 2432-2432m
    Kjerne bilde med dybde: 2432-2434m
    Kjerne bilde med dybde: 2434-2437m
    2426-2429m
    2429-2432m
    2432-2432m
    2432-2434m
    2434-2437m
    Kjerne bilde med dybde: 2437-2439m
    Kjerne bilde med dybde: 2439-2443m
    Kjerne bilde med dybde: 2442-2444m
    Kjerne bilde med dybde: 2444-2446m
    Kjerne bilde med dybde: 2446-2448m
    2437-2439m
    2439-2443m
    2442-2444m
    2444-2446m
    2446-2448m
    Kjerne bilde med dybde: 2448-2451m
    Kjerne bilde med dybde: 2451-2453m
    Kjerne bilde med dybde: 2453-2455m
    Kjerne bilde med dybde: 2455-2458m
    Kjerne bilde med dybde: 2458-2460m
    2448-2451m
    2451-2453m
    2453-2455m
    2455-2458m
    2458-2460m
    Kjerne bilde med dybde: 2460-2463m
    Kjerne bilde med dybde: 2463-2465m
    Kjerne bilde med dybde: 2465-2465m
    Kjerne bilde med dybde: 2468-2470m
    Kjerne bilde med dybde: 2470-2473m
    2460-2463m
    2463-2465m
    2465-2465m
    2468-2470m
    2470-2473m
    Kjerne bilde med dybde: 2473-2475m
    Kjerne bilde med dybde: 2475-2478m
    Kjerne bilde med dybde: 2478-2480m
    Kjerne bilde med dybde: 2480-2481m
    Kjerne bilde med dybde: 2481-2484m
    2473-2475m
    2475-2478m
    2478-2480m
    2480-2481m
    2481-2484m
    Kjerne bilde med dybde: 2484-2487m
    Kjerne bilde med dybde: 2487-2490m
    Kjerne bilde med dybde: 2490-2492m
    Kjerne bilde med dybde: 2492-2495m
    Kjerne bilde med dybde: 2495-2498m
    2484-2487m
    2487-2490m
    2490-2492m
    2492-2495m
    2495-2498m
    Kjerne bilde med dybde: 2498-2500m
    Kjerne bilde med dybde: 2500-2503m
    Kjerne bilde med dybde: 2503-2505m
    Kjerne bilde med dybde: 2505-2508m
    Kjerne bilde med dybde: 2508-2522m
    2498-2500m
    2500-2503m
    2503-2505m
    2505-2508m
    2508-2522m
    Kjerne bilde med dybde: 2511-2513m
    Kjerne bilde med dybde: 2513-2516m
    Kjerne bilde med dybde: 2516-2516m
    Kjerne bilde med dybde: 2719-2722m
    Kjerne bilde med dybde: 2722-2725m
    2511-2513m
    2513-2516m
    2516-2516m
    2719-2722m
    2722-2725m
    Kjerne bilde med dybde: 2725-2727m
    Kjerne bilde med dybde: 2727-2732m
    Kjerne bilde med dybde: 2732-2734m
    Kjerne bilde med dybde: 2734-2737m
    Kjerne bilde med dybde: 2737-2740m
    2725-2727m
    2727-2732m
    2732-2734m
    2734-2737m
    2737-2740m
    Kjerne bilde med dybde: 2740-2742m
    Kjerne bilde med dybde: 2742-2745m
    Kjerne bilde med dybde: 2742-2745m
    Kjerne bilde med dybde: 2745-2748m
    Kjerne bilde med dybde: 2748-2750m
    2740-2742m
    2742-2745m
    2742-2745m
    2745-2748m
    2748-2750m
    Kjerne bilde med dybde: 2750-2754m
    Kjerne bilde med dybde: 2754-2757m
    Kjerne bilde med dybde: 2757-2760m
    Kjerne bilde med dybde: 2760-2762m
    Kjerne bilde med dybde: 2762-2765m
    2750-2754m
    2754-2757m
    2757-2760m
    2760-2762m
    2762-2765m
    Kjerne bilde med dybde: 2765-2768m
    Kjerne bilde med dybde: 2768-2774m
    Kjerne bilde med dybde: 2774-2776m
    Kjerne bilde med dybde: 2776-2779m
    Kjerne bilde med dybde: 2779-2782m
    2765-2768m
    2768-2774m
    2774-2776m
    2776-2779m
    2779-2782m
    Kjerne bilde med dybde: 2782-2784m
    Kjerne bilde med dybde: 2784-2786m
    Kjerne bilde med dybde: 2786-2789m
    Kjerne bilde med dybde: 2789-2791m
    Kjerne bilde med dybde: 2791-2793m
    2782-2784m
    2784-2786m
    2786-2789m
    2789-2791m
    2791-2793m
    Kjerne bilde med dybde: 2793-2795m
    Kjerne bilde med dybde: 2795-2798m
    Kjerne bilde med dybde: 2798-2807m
    Kjerne bilde med dybde: 2807-2810m
    Kjerne bilde med dybde: 2810-2812m
    2793-2795m
    2795-2798m
    2798-2807m
    2807-2810m
    2810-2812m
    Kjerne bilde med dybde: 2812-2815m
    Kjerne bilde med dybde: 2815-2818m
    Kjerne bilde med dybde: 2818-2821m
    Kjerne bilde med dybde: 2821-2823m
    Kjerne bilde med dybde: 2823-2826m
    2812-2815m
    2815-2818m
    2818-2821m
    2821-2823m
    2823-2826m
    Kjerne bilde med dybde: 2826-2828m
    Kjerne bilde med dybde: 2828-2831m
    Kjerne bilde med dybde: 2831-2834m
    Kjerne bilde med dybde: 2834-2837m
    Kjerne bilde med dybde: 2837-2840m
    2826-2828m
    2828-2831m
    2831-2834m
    2834-2837m
    2837-2840m
    Kjerne bilde med dybde: 2840-2842m
    Kjerne bilde med dybde: 2842-2845m
    Kjerne bilde med dybde: 2845-2847m
    Kjerne bilde med dybde: 2847-2850m
    Kjerne bilde med dybde: 2850-2853m
    2840-2842m
    2842-2845m
    2845-2847m
    2847-2850m
    2850-2853m
    Kjerne bilde med dybde: 2853-2856m
    Kjerne bilde med dybde: 2856-2858m
    Kjerne bilde med dybde: 2861-2863m
    Kjerne bilde med dybde: 2863-2866m
    Kjerne bilde med dybde: 2866-2868m
    2853-2856m
    2856-2858m
    2861-2863m
    2863-2866m
    2866-2868m
    Kjerne bilde med dybde: 2868-2871m
    Kjerne bilde med dybde: 2871-2874m
    Kjerne bilde med dybde: 2874-2876m
    Kjerne bilde med dybde: 2858-2861m
    Kjerne bilde med dybde:  
    2868-2871m
    2871-2874m
    2874-2876m
    2858-2861m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2420.3
    [m]
    C
    LAP
    2420.3
    [m]
    C
    OD
    2431.1
    [m]
    C
    OD
    2431.1
    [m]
    C
    LAP
    2433.8
    [m]
    C
    LAP
    2433.8
    [m]
    C
    OD
    2434.4
    [m]
    C
    OD
    2434.4
    [m]
    C
    LAP
    2436.1
    [m]
    C
    LAP
    2436.1
    [m]
    C
    OD
    2436.5
    [m]
    C
    OD
    2436.5
    [m]
    C
    LAP
    2437.2
    [m]
    C
    LAP
    2437.2
    [m]
    C
    OD
    2437.8
    [m]
    C
    OD
    2437.8
    [m]
    C
    LAP
    2438.6
    [m]
    C
    LAP
    2438.6
    [m]
    C
    OD
    2438.7
    [m]
    C
    OD
    2438.7
    [m]
    C
    LAP
    2440.9
    [m]
    C
    LAP
    2440.9
    [m]
    C
    OD
    2442.8
    [m]
    C
    OD
    2442.8
    [m]
    C
    LAP
    2443.0
    [m]
    C
    LAP
    2443.0
    [m]
    C
    OD
    2443.0
    [m]
    C
    OD
    2443.0
    [m]
    C
    LAP
    2443.5
    [m]
    C
    LAP
    2443.5
    [m]
    C
    OD
    2444.5
    [m]
    C
    OD
    2444.5
    [m]
    C
    LAP
    2446.3
    [m]
    C
    LAP
    2446.3
    [m]
    C
    OD
    2446.9
    [m]
    C
    LAP
    2448.6
    [m]
    C
    LAP
    2448.6
    [m]
    C
    OD
    2448.8
    [m]
    C
    OD
    2448.8
    [m]
    C
    LAP
    2448.9
    [m]
    C
    LAP
    2448.9
    [m]
    C
    OD
    2450.3
    [m]
    C
    OD
    2450.3
    [m]
    C
    LAP
    2451.8
    [m]
    C
    LAP
    2451.8
    [m]
    C
    OD
    2453.3
    [m]
    C
    OD
    2453.3
    [m]
    C
    LAP
    2455.0
    [m]
    C
    LAP
    2455.0
    [m]
    C
    OD
    2455.3
    [m]
    C
    OD
    2455.3
    [m]
    C
    LAP
    2456.6
    [m]
    C
    LAP
    2456.6
    [m]
    C
    OD
    2459.3
    [m]
    C
    OD
    2459.3
    [m]
    C
    LAP
    2469.3
    [m]
    C
    LAP
    2469.3
    [m]
    C
    OD
    2486.0
    [m]
    C
    LAP
    2489.0
    [m]
    C
    LAP
    2494.0
    [m]
    C
    LAP
    2497.0
    [m]
    C
    LAP
    2500.0
    [m]
    C
    LAP
    2502.0
    [m]
    C
    LAP
    2503.0
    [m]
    C
    LAP
    2504.0
    [m]
    C
    LAP
    2507.0
    [m]
    C
    LAP
    2512.0
    [m]
    C
    LAP
    2516.0
    [m]
    C
    LAP

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    1.24

  • 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
    1.90

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    2.47
    pdf
    0.98
    pdf
    2.33
    pdf
    1.80
    pdf
    2.95
    pdf
    0.82
    pdf
    10.65
    pdf
    6.73
    pdf
    1.31
    pdf
    2.95
    pdf
    0.59
    pdf
    0.53
    pdf
    0.87
    pdf
    10.47
    pdf
    12.44
    pdf
    3.03
    pdf
    6.89
    pdf
    1.64
    pdf
    0.13
    pdf
    3.67

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    2.0
    2848
    2853
    19.0
    3.0
    2800
    2804
    19.0
    5.0
    2742
    2745
    15.9
    6.0
    2742
    2745
    11.0
    7.0
    2531
    2538
    30.0
    8.0
    2458
    2461
    19.0
    9.0
    2426
    2433
    0.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    2.0
    3.0
    30.000
    5.0
    34.000
    6.0
    38.000
    89
    7.0
    24.000
    8.0
    34.000
    9.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    2.0
    3.0
    1438
    0.830
    412
    5.0
    1206
    0.830
    545
    6.0
    863
    0.830
    618
    7.0
    1327
    0.830
    569
    8.0
    1468
    0.830
    1059
    9.0

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    DLL
    2350
    3100
    FDC CNL
    475
    3100
    GR SPECTRO
    2350
    3100
    HDT
    2300
    3100
    ISF SONIC
    245
    3100
    LS SONIC
    1990
    3098
    RFT
    0
    0
    VSP
    355
    2955

  • 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
    244.0
    36
    249.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    475.0
    26
    486.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1984.0
    17 1/2
    1993.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3068.0
    12 1/4
    3100.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    249
    1.07
    waterbased
    760
    1.14
    waterbased
    1137
    1.16
    waterbased
    1568
    1.25
    waterbased
    1993
    1.37
    waterbased
    2421
    1.72
    waterbased

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    2748.45
    [m ]
    2751.45
    [m ]
    2756.30
    [m ]
    2759.20
    [m ]
    2764.55
    [m ]
    2765.88
    [m ]
    2782.55
    [m ]
    2799.60
    [m ]
    2809.30
    [m ]
    2722.85
    [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
    0.22