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

34/10-38 S

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.
    34/10-38 S
    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.
    34/10-38
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST 9207 rekke 1520 & kolonne 920
    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.
    805-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    55
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    05.04.1995
    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.
    29.05.1995
    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.
    29.05.1997
    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.
    06.01.2014
    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.
    COOK 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).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    137.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3940.0
    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).
    3393.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    58.2
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    124
    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.
    LUNDE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 4' 23.27'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 1' 37.18'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6771483.91
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    447493.92
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2517

  • Brønnhistorie
    General
    Well 34/10-38 S was drilled to appraise the 34/10-17 Rimfaks Discovery south-west of the Gullfaks field in the North Sea. The primary objective was to test the hydrocarbon potential of the Middle Jurassic Brent Group in Segment 1 of the structure. Secondary objective was to test the hydrocarbon potential of the Early Jurassic Statfjord Group in Segment 2.
    Operations and results
    Appraisal well 34/10-38 S was spudded with the semi-submersible installation Deepsea Bergen on 5 April 1995 and drilled to TD at 3940 m (3393 m TVD) in the Late Triassic Lunde Formation. Drilling went forth without significant problem. Lost time was mostly related to logging problems in the 8 1/2" section. The well was drilled with bentonite and CMC/EHV down to 670 m, with ANCO 2000 mud from 670 m to 2075 m and with oil based Safemul PE/SE mud from 2075 m to TD.
    The results of the well differed from the geological prognosis. The Viking Group and most of the Brent Group in segment 2 was eroded and the remaining of the Brent Group was heavily faulted and fractured. Top Brent Group came in at 3021 m (2653.8 m TVD). Top Statfjord Group was penetrated at 3451 m (2995.2 m TVD), about 200 m shallower than prognosed. The Brent Group, the Cook Formation and the Statfjord Group proved to be hydrocarbon bearing. Pressure samples and log analysis proved an oil-water contact at 3585.6 m (3103.5 m TVD) in the Statfjord Group. Shows and log analysis indicated, however, oil with low saturation down to approx, 3658 m.
    Nine cores were cut in the well. The first core was cut from 3140 to 3159 m but recovered only a 10 cm piece. Cores 2 to 9 were cut in the Statfjord Group from 3465 m to 3631 m with generally good recovery. The core depths were from 0 to 3 m shallower than the log depths. FMT fluid samples were taken in the Brent Group at 3039.4 m (gas and condensate), and in the Statfjord Group at 3456.5 m (oil and gas), 3567.5 m (oil and gas), 3643 m (oil and water), and 3812 m (water). The oil in the sample from 3643 is believed to be residual oil mobilised by the oil base in the mud.
    The well was permanently abandoned on 29 May 1995 as an oil and gas appraisal well.
    Testing
    Two intervals were tested in a comingled drill stem test from below and above the OWC in the Statfjord Group.
    The main objective for DST1 A from 3637 to 3646 m was to test the type of moveable fluid below the OWC where shows, a low hydrocarbon saturation and oil in an FMT sample indicated presence of oil. The result of the test was water at a rate of 23 Sm3/day through a 64/64" choke. Only traces of oil were produced. The flowing bottom hole temperature was 113.2 deg C.
    DST1 B tested the interval 3561 to 3570 m in the oil zone in addition to 3637 to 3646 m. DST1 B produced 858 Sm3 oil and 199056 Sm3 gas /day through a 36/64" choke. No water was produced. The GOR was 232 Sm3/Sm3, the oil density was 0.846 g/cm3, and the gas gravity was 0.807 (air = 1). The flowing bottom hole temperature was 115.4 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    680.00
    3940.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3140.0
    3140.1
    [m ]
    2
    3465.0
    3482.4
    [m ]
    3
    3482.4
    3484.1
    [m ]
    4
    3485.0
    3513.2
    [m ]
    5
    3513.4
    3535.4
    [m ]
    6
    3537.0
    3565.5
    [m ]
    7
    3565.5
    3595.8
    [m ]
    8
    3598.0
    3611.8
    [m ]
    9
    3613.0
    3631.3
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    160.2
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    960.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    980.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1010.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1040.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1070.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1100.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1130.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1160.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1180.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1220.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1250.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1280.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1310.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1340.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1370.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1400.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1420.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1470.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1490.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1520.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1550.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1580.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1610.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1640.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1670.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1700.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1730.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1760.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1780.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1790.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1820.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1850.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1880.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1910.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1940.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1970.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1980.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1990.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2000.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2030.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2060.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2090.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2120.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2150.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2180.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2210.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2240.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2270.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2300.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2330.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2360.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2390.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2420.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2450.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2480.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2500.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2540.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2570.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2600.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2630.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2660.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2696.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2720.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2750.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2780.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2810.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2840.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2870.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2900.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2930.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2961.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2991.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3000.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3010.0
    [m]
    SWC
    WESTL
    3012.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3017.0
    [m]
    SWC
    WESTL
    3021.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3022.0
    [m]
    SWC
    WESTL
    3030.0
    [m]
    SWC
    WESTL
    3045.0
    [m]
    SWC
    WESTL
    3048.0
    [m]
    SWC
    WESTL
    3053.0
    [m]
    SWC
    WESTL
    3062.0
    [m]
    SWC
    WESTL
    3072.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3081.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3090.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3099.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3107.0
    [m]
    SWC
    WESTL
    3113.0
    [m]
    SWC
    WESTL
    3121.0
    [m]
    SWC
    WESTL
    3129.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3134.0
    [m]
    SWC
    WESTL
    3140.0
    [m]
    C
    WESTL
    3141.0
    [m]
    SWC
    WESTL
    3146.0
    [m]
    SWC
    WESTL
    3155.0
    [m]
    SWC
    WESTL
    3165.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3173.0
    [m]
    SWC
    WESTL
    3186.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3198.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3212.0
    [m]
    SWC
    WESTL
    3222.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3234.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3249.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3263.0
    [m]
    SWC
    WESTL
    3267.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3270.0
    [m]
    SWC
    WESTL
    3285.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3297.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3312.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3327.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3342.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3356.0
    [m]
    SWC
    WESTL
    3366.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3381.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3387.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3396.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3402.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3408.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3417.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3423.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3430.0
    [m]
    SWC
    WESTL
    3438.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3444.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3450.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3450.0
    [m]
    SWC
    WESTL
    3483.0
    [m]
    C
    WESTL
    3489.0
    [m]
    C
    WESTL
    3494.0
    [m]
    C
    WESTL
    3499.0
    [m]
    C
    WESTL
    3501.0
    [m]
    C
    WESTL
    3513.0
    [m]
    C
    WESTL
    3517.0
    [m]
    C
    WESTL
    3521.0
    [m]
    C
    WESTL
    3526.0
    [m]
    C
    WESTL
    3537.0
    [m]
    C
    WESTL
    3543.0
    [m]
    C
    WESTL
    3549.0
    [m]
    C
    WESTL
    3557.0
    [m]
    C
    WESTL
    3569.0
    [m]
    C
    WESTL
    3573.0
    [m]
    C
    WESTL
    3579.0
    [m]
    C
    WESTL
    3583.0
    [m]
    C
    WESTL
    3588.0
    [m]
    C
    WESTL
    3594.0
    [m]
    C
    WESTL
    3600.0
    [m]
    C
    WESTL
    3609.0
    [m]
    C
    WESTL
    3613.0
    [m]
    C
    WESTL
    3620.0
    [m]
    C
    WESTL
    3646.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3655.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3676.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3694.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3715.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3721.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3733.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3745.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3757.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3772.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3784.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3796.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3808.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3820.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3832.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3844.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3850.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3862.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3874.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3883.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3904.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3916.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3928.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3940.0
    [m]
    DC
    GEOSTR

  • 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
    TEST1B
    0.00
    0.00
    23.05.1995 - 02:35
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.41
    pdf
    11.10

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    16.94

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3637
    3646
    25.4
    2.0
    3561
    3570
    14.3
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    1
    0.875
    2.0
    858
    199056
    0.846
    0.807
    232

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CIBL GR TTRM
    2989
    3160
    DIPL MAC CN ZDL DSL TTRM
    2060
    3847
    FMT QDYNE GR CHR
    3039
    3039
    FMT QDYNE GR CHT
    3022
    3864
    FMT QDYNE GR CHT
    3113
    3465
    FMT QDYNE GR CHT
    3567
    3567
    FMT QDYNE GR CHT
    3643
    3643
    FMT QDYNE GR CHT
    3812
    3812
    HRDIP GR
    2965
    3940
    MWD - DPR
    2075
    3940
    MWD - RGD
    222
    2075
    SWC GR
    3009
    3720
    SWC GR
    3863
    3927
    VSP
    1805
    3930

  • 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
    219.0
    36
    224.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    659.0
    26
    670.0
    1.57
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2064.0
    17 1/2
    2075.0
    2.07
    LOT
    INTERM.
    7
    3720.0
    8 1/2
    3940.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    224
    1.03
    water based
    1295
    1.26
    20.0
    water based
    2075
    1.25
    water based
    2673
    1.60
    42.0
    oil based
    3021
    1.60
    54.0
    oil based
    3030
    1.60
    55.0
    oil based
    3159
    1.60
    50.0
    oil based
    3374
    1.60
    57.0
    oil based
    3565
    1.43
    51.0
    oil based
    3613
    1.60
    54.0
    oil based
    3726
    1.60
    56.0
    oil based
    3886
    1.60
    52.0
    oil based
    3940
    1.60
    52.0
    oil based

  • 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
    0.23