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

35/11-6

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.
    35/11-6
    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.
    35/11-6
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    MN9003 - 302 & SP 632
    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.
    714-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    82
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    30.01.1992
    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.
    20.04.1992
    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.
    20.04.1994
    Publiseringsdato
    Dato kvalitetskontroll av informasjon om brønnbanen ble ferdig, slik at den kan publiseres på internett som en 'Well Data Summary Sheet brønnbane', dvs. med mer informasjon tilgjengelig enn for andre brønnbaner.
    15.06.2005
    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 SHOWS
    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.
    LATE 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.
    INTRA HEATHER FM SS
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    27.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    370.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3995.0
    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).
    3989.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    144
    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.
    STATFJORD GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 11' 45.82'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 27' 55.46'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6784876.16
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    525017.66
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1879

  • Brønnhistorie
    General
    Block 35/11 is located on the northwestern edge of the Horda Platform, on the Lomre and Uer Terrace. The Northern part of the Viking Graben is immediately to the Northwest. The block lies due north of the Troll Field. The well was drilled to appraise the 35/11-2 Discovery, which proved oil and gas in the Middle Jurassic and had shows in Late Jurassic Intra Heather Sandstones. The primary objective was to evaluate the Middle Jurassic sandstones of the Brent Group, and the location was chosen such that the OWC of the Tarbert Formation could be identified. The secondary objective was the Late Jurassic Intra Heather Sandstones, which were thought to be much thicker than in the 35/11-2 location.
    Operations and results
    Wildcat well 35/11-6 was spudded with the semi-submersible installation Sovereign Explorer on 30 January 1992 and drilled to TD at 3990 m in the Early Jurassic Statfjord Formation. The well was drilled with seawater and viscous pills to 985 m and with KCl/polymer mud from 985 m to TD. In the Late Jurassic, sandstones were found in the Upper Heather and Sognefjord Formations. In the Upper Heather Formation a very porous and permeable sandstone contained 1.2 m of oil. A core was taken at the base of this interval and an RFT sample at 3072.7 m recovered gas and heavy oil. RFT pressure and sampling data indicated that the zone had excellent permeability in places. The pressure data did not support communication with 35/11-2, and a large sampling pressure draw down indicated a limited accumulation. The sandstone in the Sognefjord Formation, although thicker, was much less porous and contained only traces of residual oil. Two cores were taken in this Formation and an RFT at 3174.5 m recovered only traces of hydrocarbons. In the Middle Jurassic Brent Group, shows were observed in cores but these were probably residual as petrophysical results showed only low oil saturations. The reservoir quality of the sandstones was generally poor and many of the RFT pretests taken were either dry or supercharged. An RFT sample at 3522.4 m contained mud filtrate and only traces of gas.
    No oil shows were recorded above top Jurassic and below base Brent Group. Organic geochemical analyses showed that both the Draupne and Heather Formations contained good to excellent source rocks for oil and gas generation. The top of the oil window is reached at about base Draupne Formation at 3000 m, peak-oil generation (0.8% Ro) at around 3250-3350 m, and the base of the oil window (1.0% Ro) at about 3700 m. The analyses showed that the Intra Heather RFT sample from 3072.7 m was a low-mature heavy oil (equivalent to a 0.7% Ro source rock), suggesting the live oil could have a rather local origin in either base Draupne or top Heather shales.
    Eleven cores were cut, recovering a total of 231 m of core. One was cut in the Upper Heather Formation, two in the Sognefjord Formation and eight in the Brent Group. Three RFT samples were taken, one at 3174.5 m in the Sognefjord Formation (mud filtrate with only trace of gas and light oil), one at 3072.7 m in the Intra Heather sandstone (water, gas and 37.7 deg.API oil), and one at 3522.4 m in the Tarbert Formation (mud filtrate with only trace of gas and oil).
    The well was permanently abandoned on 20 April 1992. The well contained a limited accumulation of live oil. It is classified as well with shows.
    Testing
    No drill stem test was performed.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    990.00
    3989.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3072.0
    3076.0
    [m ]
    2
    3162.0
    3180.7
    [m ]
    3
    3181.0
    3193.2
    [m ]
    4
    3501.0
    3513.0
    [m ]
    5
    3516.0
    3542.0
    [m ]
    6
    3544.0
    3558.0
    [m ]
    7
    3558.0
    3581.0
    [m ]
    8
    3581.0
    3608.8
    [m ]
    9
    3608.8
    3636.0
    [m ]
    10
    3636.5
    3673.0
    [m ]
    11
    3673.0
    3705.3
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    233.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3072-3076m
    Kjerne bilde med dybde: 3076-3077m
    Kjerne bilde med dybde: 3162-3166m
    Kjerne bilde med dybde: 3166-3170m
    Kjerne bilde med dybde: 3170-3174m
    3072-3076m
    3076-3077m
    3162-3166m
    3166-3170m
    3170-3174m
    Kjerne bilde med dybde: 3174-3178m
    Kjerne bilde med dybde: 3178-3180m
    Kjerne bilde med dybde: 3181-3185m
    Kjerne bilde med dybde: 3185-3189m
    Kjerne bilde med dybde: 3189-3193m
    3174-3178m
    3178-3180m
    3181-3185m
    3185-3189m
    3189-3193m
    Kjerne bilde med dybde: 3193-3193m
    Kjerne bilde med dybde: 3501-3506m
    Kjerne bilde med dybde: 3506-3511m
    Kjerne bilde med dybde: 3511-3513m
    Kjerne bilde med dybde: 3516-3521m
    3193-3193m
    3501-3506m
    3506-3511m
    3511-3513m
    3516-3521m
    Kjerne bilde med dybde: 3521-3526m
    Kjerne bilde med dybde: 3526-3531m
    Kjerne bilde med dybde: 3531-3536m
    Kjerne bilde med dybde: 3536-3541m
    Kjerne bilde med dybde: 3541-3542m
    3521-3526m
    3526-3531m
    3531-3536m
    3536-3541m
    3541-3542m
    Kjerne bilde med dybde: 3544-3549m
    Kjerne bilde med dybde: 3549-3554m
    Kjerne bilde med dybde: 3554-3558m
    Kjerne bilde med dybde: 3558-3563m
    Kjerne bilde med dybde: 3563-3568m
    3544-3549m
    3549-3554m
    3554-3558m
    3558-3563m
    3563-3568m
    Kjerne bilde med dybde: 3568-3573m
    Kjerne bilde med dybde: 3573-3578m
    Kjerne bilde med dybde: 3578-3581m
    Kjerne bilde med dybde: 3581-3586m
    Kjerne bilde med dybde: 3586-3591m
    3568-3573m
    3573-3578m
    3578-3581m
    3581-3586m
    3586-3591m
    Kjerne bilde med dybde: 3591-3596m
    Kjerne bilde med dybde: 3596-3601m
    Kjerne bilde med dybde: 3601-3606m
    Kjerne bilde med dybde: 3606-3608m
    Kjerne bilde med dybde: 3608-3613m
    3591-3596m
    3596-3601m
    3601-3606m
    3606-3608m
    3608-3613m
    Kjerne bilde med dybde: 3613-3618m
    Kjerne bilde med dybde: 3618-3623m
    Kjerne bilde med dybde: 3623-3628m
    Kjerne bilde med dybde: 3628-3633m
    Kjerne bilde med dybde: 3633-3636m
    3613-3618m
    3618-3623m
    3623-3628m
    3628-3633m
    3633-3636m
    Kjerne bilde med dybde: 3636-3641m
    Kjerne bilde med dybde: 3641-3646m
    Kjerne bilde med dybde: 3646-3651m
    Kjerne bilde med dybde: 3651-3656m
    Kjerne bilde med dybde: 3656-3661m
    3636-3641m
    3641-3646m
    3646-3651m
    3651-3656m
    3656-3661m
    Kjerne bilde med dybde: 3661-3666m
    Kjerne bilde med dybde: 3666-3671m
    Kjerne bilde med dybde: 3671-3673m
    Kjerne bilde med dybde: 3673-3678m
    Kjerne bilde med dybde: 3678-3683m
    3661-3666m
    3666-3671m
    3671-3673m
    3673-3678m
    3678-3683m
    Kjerne bilde med dybde: 3683-3688m
    Kjerne bilde med dybde: 3688-3693m
    Kjerne bilde med dybde: 3693-3698m
    Kjerne bilde med dybde: 3698-3703m
    Kjerne bilde med dybde: 3704-3705m
    3683-3688m
    3688-3693m
    3693-3698m
    3698-3703m
    3704-3705m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    990.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1000.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1010.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1020.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1030.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1050.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1070.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1090.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1110.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1120.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1130.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1150.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1170.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1190.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1210.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1230.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1250.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1270.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1290.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1310.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1330.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1350.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1370.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1380.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1390.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1400.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1410.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1430.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1440.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1450.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1470.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1500.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1520.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1540.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1600.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1640.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1660.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1680.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1720.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1740.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1760.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1820.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1860.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1880.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1920.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2000.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2029.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2054.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2077.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2152.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2180.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2205.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2227.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2313.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2360.0
    [m]
    DC
    RRI
    2405.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2424.5
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2451.5
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2480.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2532.5
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2562.5
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2580.0
    [m]
    DC
    RRI
    2603.0
    [m]
    DC
    RRI
    2623.5
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2650.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2669.0
    [m]
    DC
    RRI
    2676.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2690.0
    [m]
    DC
    RRI
    2711.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2720.0
    [m]
    DC
    RRI
    2733.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2756.5
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2768.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2775.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2802.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2821.5
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2840.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2865.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2876.0
    [m]
    DC
    RRI
    2891.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2898.5
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2905.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2915.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2924.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2938.5
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2960.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2960.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2986.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2996.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    3012.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    3026.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    3032.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    3038.5
    [m]
    SWC
    MOBIL
    3055.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    3059.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    3062.5
    [m]
    SWC
    MOBIL
    3072.0
    [m]
    C
    MOBIL
    3073.0
    [m]
    C
    MOBIL
    3074.0
    [m]
    C
    MOBIL
    3076.0
    [m]
    C
    MOBIL
    3076.9
    [m]
    C
    MOBIL
    3080.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    3093.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    3115.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    3116.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    3133.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    3149.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    3154.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    3164.0
    [m]
    C
    MOBIL
    3172.0
    [m]
    C
    MOBIL
    3178.0
    [m]
    C
    MOBIL
    3179.0
    [m]
    C
    MOBIL
    3179.8
    [m]
    C
    MOBIL
    3184.0
    [m]
    C
    MOBIL
    3186.0
    [m]
    C
    MOBIL
    3190.0
    [m]
    C
    MOBIL
    3191.9
    [m]
    C
    MOBIL
    3193.2
    [m]
    C
    MOBIL
    3202.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    3223.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    3247.5
    [m]
    SWC
    MOBIL
    3273.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    3295.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    3317.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3340.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3359.0
    [m]
    DC
    RRI
    3374.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3401.0
    [m]
    DC
    RRI
    3418.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3437.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3445.5
    [m]
    SWC
    MOBIL
    3454.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3476.0
    [m]
    DC
    RRI
    3494.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3510.0
    [m]
    C
    RRI
    3517.5
    [m]
    C
    GEOSTRAT
    3520.9
    [m]
    C
    GEOSTR
    3525.5
    [m]
    C
    GEOSTR
    3529.0
    [m]
    C
    MOBIL
    3536.8
    [m]
    C
    GEOSTRAT
    3541.0
    [m]
    C
    MOBIL
    3541.8
    [m]
    C
    GEOSTRAT
    3545.0
    [m]
    C
    MOBIL
    3549.0
    [m]
    C
    MOBIL
    3551.6
    [m]
    C
    GEOSTRAT
    3559.3
    [m]
    C
    GEOSTR
    3560.0
    [m]
    C
    MOBIL
    3568.4
    [m]
    C
    GEOSTRAT
    3569.0
    [m]
    C
    MOBIL
    3574.0
    [m]
    C
    MOBIL
    3574.3
    [m]
    C
    GEOSTRAT
    3581.0
    [m]
    C
    MOBIL
    3582.5
    [m]
    C
    GEOSTRAT
    3588.6
    [m]
    C
    GEOSTR
    3589.5
    [m]
    C
    MOBIL
    3595.6
    [m]
    C
    GEOSTRAT
    3600.7
    [m]
    C
    GEOSTR
    3601.0
    [m]
    C
    MOBIL
    3622.5
    [m]
    C
    GEOSTRAT
    3644.9
    [m]
    C
    GEOSTR
    3649.4
    [m]
    C
    GEOSTR
    3651.0
    [m]
    C
    RRI
    3660.0
    [m]
    C
    RRI
    3667.3
    [m]
    C
    GEOSTRAT
    3673.5
    [m]
    C
    GEOSTR
    3680.0
    [m]
    C
    RRI
    3689.0
    [m]
    C
    RRI
    3702.0
    [m]
    C
    RRI
    3723.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3731.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3765.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3772.2
    [m]
    SWC
    RRI
    3788.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3809.0
    [m]
    DC
    RRI
    3830.0
    [m]
    DC
    RRI
    3851.0
    [m]
    DC
    RRI
    3884.0
    [m]
    DC
    RRI
    3956.0
    [m]
    SWC
    RRI

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.47

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    5.99

  • 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
    0.57
    pdf
    0.23

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    3.28
    pdf
    67.66

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CST GR
    2000
    3295
    CST GR
    3317
    3956
    CST GR
    3395
    3940
    DIT LSS GR AMS
    3138
    3987
    DIT SDT AMS GR
    1988
    3306
    DIT SDT LDT GR AMS
    979
    1995
    DLL MSFL VDL AMS GR
    2695
    3303
    LDT CNT AMS GR
    1988
    3307
    LDT CNT MSFL AMS NGT
    3298
    3987
    MOBIL LSAL SWAL GR
    945
    1990
    MOBIL LSAL SWAL GR
    1988
    3292
    MOBIL LSAL SWAL GR
    3298
    3987
    MWD - GR RES DIR
    396
    3990
    RFT HP GR P S
    2737
    3188
    RFT HP GR P S
    3072
    3192
    RFT HP GR P S
    3518
    3855
    SHDT GR
    2064
    3307
    SHDT GR
    3298
    3987
    VSP
    400
    3980

  • 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
    455.0
    36
    462.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    979.0
    26
    985.0
    1.58
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1988.0
    17 1/2
    1996.0
    1.63
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3296.0
    12 1/4
    3310.0
    1.86
    LOT
    OPEN HOLE
    3995.0
    8 1/2
    3995.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    462
    1.07
    WATER BASED
    985
    1.07
    WATER BASED
    1273
    1.20
    17.0
    WATER BASED
    1541
    1.20
    17.0
    WATER BASED
    1740
    1.28
    17.0
    WATER BASED
    1996
    1.28
    26.0
    WATER BASED
    2078
    1.18
    23.0
    WATER BASED
    2117
    1.18
    22.0
    WATER BASED
    2135
    1.18
    19.0
    WATER BASED
    2173
    1.18
    21.0
    WATER BASED
    2344
    1.20
    22.0
    WATER BASED
    2576
    1.23
    23.0
    WATER BASED
    2770
    1.20
    20.0
    WATER BASED
    3031
    1.22
    16.0
    WATER BASED
    3072
    1.24
    14.0
    WATER BASED
    3080
    1.24
    14.0
    WATER BASED
    3129
    1.24
    17.0
    WATER BASED
    3162
    1.24
    16.0
    WATER BASED
    3180
    1.24
    11.0
    WATER BASED
    3194
    1.26
    15.0
    WATER BASED
    3206
    1.26
    14.0
    WATER BASED
    3304
    1.26
    19.0
    WATER BASED
    3475
    1.52
    19.0
    WATER BASED
    3645
    1.51
    27.0
    WATER BASED
    3672
    1.51
    27.0
    WATER BASED
    3704
    1.51
    27.0
    WATER BASED
    3800
    1.50
    24.0
    WATER BASED
    3877
    1.50
    24.0
    WATER BASED
    3990
    1.49
    24.0
    WATER BASED

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    3175.03
    [m ]
    3163.48
    [m ]
    3184.49
    [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
    0.23