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

35/3-5

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.
    35/3-5
    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
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    35/3-5
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    SG 8130 - 413 & SP 484
    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.
    Saga Petroleum ASA
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    313-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    100
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    22.12.1981
    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.
    31.03.1982
    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.
    31.03.1984
    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.
    11.02.2005
    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.
    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.
    DRY
    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
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    33.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    262.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4114.0
    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).
    4112.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    7
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    123
    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.
    PRE-DEVONIAN
    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.
    BASEMENT
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 47' 46.71'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 54' 44.01'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6851990.69
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    548099.85
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    433

  • Brønnhistorie
    General
    Well 35/3-5 is located ca 13 km south of the Agat Discovery. The primary target of the well was sandstones of Early Cretaceous age, which had been found hydrocarbon bearing in the 35/3-2 and 35/3-4 wells. The well was considered a wildcat due to the uncertain correlation between sand bodies in the area. The secondary objective was to penetrate sandstones of Middle - Early Jurassic age, which had been found hydrocarbon bearing in 35/3-2.
    The well is Reference well for the Agat Formation.
    Operations and results
    Exploration well 35/3-5 was spudded with the semi-submersible installation West Venture on 22 December 1981 and drilled to TD at 4114 m in Basement rocks. The well was respudded two times due to boulders. Shallow gas caused problems with cementing and caused a leak outside of the casing. The leak was repaired and further operations were performed without any specific problems. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 420 m, with seawater/gel mud from 420 m to 1046 m, with gypsum/polymer mud from 1046 m to 2052 m, and with lignosulphonate mud from 2052 m to TD.
    The Agat Formation was encountered from 3219 m to 3620 m. A thin Intra Heather sandstone was penetrated from 3865 m to 3874 m. A minor show was noted at the top of the Agat Formation. Minor oil shows with associated formation gas peaks were recorded in sandstones at 3547 m and 3568 m. Minor shows were recorded in siltstones below 3685 m, but these were not associated with gas peaks. Organic geochemical analyses confirmed migrant hydrocarbons at 3223 m in the top of the Agat Formation. Source rocks were immature down to about 3000 m. Oil window maturity is postulated below ca 3900 m. Below ca 3300 m in the well total organic carbon was found in the range 1.7 % to 3 % in picked mud stone samples. Shale in a thin interval at 3286 m to 3295 m was evaluated as a good/rich potential as a source rock for gas and oil while claystone/siltstone from 3847 m to 4063 had fair/good potential as a source rock for gas and some paraffinic oil. Four cores were cut in the interval 3227.6 m to 3292.1 m in the Agat Formation (log depth ca 4 m deeper for all cores). A fifth core was attempted in the Heather Formation, but this core had no recovery. An RFT fluid sample at 3243 m recovered only water and mud filtrate.
    The well was plugged and abandoned as a dry hole with weak 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]
    430.00
    4111.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3227.7
    3245.2
    [m ]
    2
    3245.2
    3257.6
    [m ]
    3
    3257.1
    3274.6
    [m ]
    4
    3274.7
    3292.1
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    64.9
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3227-3231m
    Kjerne bilde med dybde: 3231-3235m
    Kjerne bilde med dybde: 3235-3239m
    Kjerne bilde med dybde: 3239-3243m
    Kjerne bilde med dybde: 3243-3245m
    3227-3231m
    3231-3235m
    3235-3239m
    3239-3243m
    3243-3245m
    Kjerne bilde med dybde: 3245-3249m
    Kjerne bilde med dybde: 3253-3257m
    Kjerne bilde med dybde: 3249-3253m
    Kjerne bilde med dybde: 3257-3257m
    Kjerne bilde med dybde: 3257-3261m
    3245-3249m
    3253-3257m
    3249-3253m
    3257-3257m
    3257-3261m
    Kjerne bilde med dybde: 3261-3265m
    Kjerne bilde med dybde: 3265-3269m
    Kjerne bilde med dybde: 3269-3273m
    Kjerne bilde med dybde: 3273-3274m
    Kjerne bilde med dybde: 3274-3278m
    3261-3265m
    3265-3269m
    3269-3273m
    3273-3274m
    3274-3278m
    Kjerne bilde med dybde: 3278-3282m
    Kjerne bilde med dybde: 3282-3286m
    Kjerne bilde med dybde: 3286-3290m
    Kjerne bilde med dybde: 3290-3292m
    Kjerne bilde med dybde:  
    3278-3282m
    3282-3286m
    3286-3290m
    3290-3292m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    600.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    630.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    660.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    690.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    720.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    750.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    780.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    870.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    920.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    940.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    970.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    980.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1000.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1010.0
    [m]
    DC
    ROBETRSO
    1010.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1020.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1020.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1030.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1040.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1050.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1060.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1060.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1070.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1080.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1090.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1090.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1100.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1110.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1120.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1120.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1130.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1140.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1150.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1180.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1190.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1200.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1210.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1220.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1230.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1230.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1240.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1250.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1260.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1270.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1270.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1280.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1290.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1290.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1300.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1310.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1320.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1330.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1340.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1350.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1360.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1370.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1380.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1380.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1390.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1400.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1410.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1420.0
    [m]
    DC
    RRI
    1430.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1440.0
    [m]
    DC
    RRI
    1460.0
    [m]
    DC
    RRI
    1480.0
    [m]
    DC
    RRI
    1500.0
    [m]
    DC
    RRI
    1520.0
    [m]
    DC
    RRI
    1540.0
    [m]
    DC
    RRI
    1560.0
    [m]
    DC
    RRI
    1580.0
    [m]
    DC
    RRI
    1600.0
    [m]
    DC
    RRI
    1620.0
    [m]
    DC
    RRI
    1640.0
    [m]
    DC
    RRI
    1660.0
    [m]
    DC
    RRI
    1680.0
    [m]
    DC
    RRI
    1700.0
    [m]
    DC
    RRI
    1720.0
    [m]
    DC
    RRI
    1740.0
    [m]
    DC
    RRI
    1760.0
    [m]
    DC
    RRI
    1780.0
    [m]
    DC
    RRI
    1800.0
    [m]
    DC
    RRI
    1820.0
    [m]
    DC
    RRI
    1840.0
    [m]
    DC
    RRI
    1860.0
    [m]
    DC
    RRI
    1880.0
    [m]
    DC
    RRI
    1900.0
    [m]
    DC
    RRI
    1920.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1940.0
    [m]
    DC
    RRI
    1960.0
    [m]
    DC
    RRI
    1980.0
    [m]
    DC
    RRI
    2000.0
    [m]
    DC
    RRI
    2020.0
    [m]
    DC
    RRI
    2040.0
    [m]
    DC
    RRI
    2060.0
    [m]
    DC
    RRI
    2080.0
    [m]
    DC
    RRI
    2100.0
    [m]
    DC
    RRI
    2120.0
    [m]
    DC
    RRI
    2140.0
    [m]
    DC
    RRI
    2160.0
    [m]
    DC
    RRI
    2180.0
    [m]
    DC
    RRI
    2200.0
    [m]
    DC
    RRI
    2220.0
    [m]
    DC
    RRI
    2240.0
    [m]
    DC
    RRI
    2260.0
    [m]
    DC
    RRI
    2280.0
    [m]
    DC
    RRI
    2300.0
    [m]
    DC
    RRI
    2320.0
    [m]
    DC
    RRI
    2335.0
    [m]
    DC
    RRI
    2340.0
    [m]
    DC
    RRI
    2350.0
    [m]
    DC
    RRI
    2360.0
    [m]
    DC
    RRI
    2365.0
    [m]
    DC
    RRI
    2380.0
    [m]
    DC
    RRI
    2395.0
    [m]
    DC
    RRI
    2400.0
    [m]
    DC
    RRI
    2410.0
    [m]
    DC
    RRI
    2415.0
    [m]
    DC
    RRI
    2425.0
    [m]
    DC
    RRI
    2430.0
    [m]
    DC
    RRI
    2440.0
    [m]
    DC
    RRI
    2460.0
    [m]
    DC
    RRI
    2480.0
    [m]
    DC
    RRI
    2500.0
    [m]
    DC
    RRI
    2520.0
    [m]
    DC
    RRI
    2535.0
    [m]
    DC
    RRI
    2560.0
    [m]
    DC
    RRI
    2580.0
    [m]
    DC
    RRI
    2600.0
    [m]
    DC
    RRI
    2620.0
    [m]
    DC
    RRI
    2640.0
    [m]
    DC
    RRI
    2660.0
    [m]
    DC
    RRI
    2680.0
    [m]
    DC
    RRI
    2700.0
    [m]
    DC
    RRI
    2720.0
    [m]
    DC
    RRI
    2740.0
    [m]
    DC
    RRI
    2760.0
    [m]
    DC
    RRI
    2780.0
    [m]
    DC
    RRI
    2800.0
    [m]
    DC
    RRI
    2818.0
    [m]
    DC
    RRI
    2833.0
    [m]
    DC
    RRI
    2878.0
    [m]
    DC
    RRI
    2893.0
    [m]
    DC
    RRI
    2908.0
    [m]
    DC
    RRI
    2928.0
    [m]
    DC
    RRI
    2938.0
    [m]
    DC
    RRI
    2953.0
    [m]
    DC
    RRI
    2968.0
    [m]
    DC
    RRI
    2983.0
    [m]
    DC
    RRI
    2998.0
    [m]
    DC
    RRI
    3013.0
    [m]
    DC
    RRI
    3028.0
    [m]
    DC
    RRI
    3043.0
    [m]
    DC
    RRI
    3058.0
    [m]
    DC
    RRI
    3073.0
    [m]
    DC
    RRI
    3088.0
    [m]
    DC
    RRI
    3103.0
    [m]
    DC
    RRI
    3118.0
    [m]
    DC
    RRI
    3130.0
    [m]
    DC
    RRI
    3133.0
    [m]
    DC
    RRI
    3148.0
    [m]
    DC
    RRI
    3160.0
    [m]
    DC
    RRI
    3190.0
    [m]
    DC
    RRI
    3215.0
    [m]
    SWC
    OD
    3220.0
    [m]
    DC
    RRI
    3224.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3227.5
    [m]
    C
    OD
    3229.1
    [m]
    C
    OD
    3229.1
    [m]
    C
    RRI
    3229.2
    [m]
    C
    OD
    3229.2
    [m]
    C
    OD
    3231.6
    [m]
    C
    OD
    3233.2
    [m]
    C
    OD
    3233.3
    [m]
    C
    RRI
    3233.9
    [m]
    C
    OD
    3235.0
    [m]
    DC
    RRI
    3236.3
    [m]
    C
    OD
    3236.3
    [m]
    C
    OD
    3236.5
    [m]
    C
    RRI
    3236.6
    [m]
    C
    OD
    3239.2
    [m]
    C
    OD
    3240.7
    [m]
    C
    OD
    3241.8
    [m]
    C
    OD
    3241.9
    [m]
    C
    OD
    3243.5
    [m]
    C
    OD
    3249.1
    [m]
    C
    OD
    3249.5
    [m]
    C
    RRI
    3250.0
    [m]
    DC
    RRI
    3250.4
    [m]
    C
    OD
    3250.4
    [m]
    C
    OD
    3252.0
    [m]
    C
    OD
    3253.9
    [m]
    C
    OD
    3254.9
    [m]
    C
    OD
    3254.9
    [m]
    C
    OD
    3255.7
    [m]
    C
    OD
    3257.1
    [m]
    C
    OD
    3257.2
    [m]
    C
    OD
    3257.2
    [m]
    C
    RRI
    3257.6
    [m]
    C
    OD
    3258.9
    [m]
    C
    OD
    3259.7
    [m]
    C
    OD
    3260.0
    [m]
    C
    OD
    3260.1
    [m]
    C
    RRI
    3260.5
    [m]
    C
    OD
    3260.8
    [m]
    C
    OD
    3261.9
    [m]
    C
    OD
    3262.5
    [m]
    C
    OD
    3264.0
    [m]
    C
    OD
    3264.5
    [m]
    C
    OD
    3265.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    3265.7
    [m]
    C
    OD
    3266.9
    [m]
    C
    OD
    3266.9
    [m]
    C
    OD
    3266.9
    [m]
    C
    RRI
    3267.5
    [m]
    C
    OD
    3269.0
    [m]
    C
    OD
    3269.0
    [m]
    C
    OD
    3270.2
    [m]
    C
    RRI
    3270.5
    [m]
    C
    OD
    3270.5
    [m]
    C
    OD
    3271.7
    [m]
    C
    OD
    3271.7
    [m]
    C
    OD
    3272.8
    [m]
    C
    OD
    3273.8
    [m]
    C
    OD
    3273.9
    [m]
    C
    OD
    3274.4
    [m]
    C
    OD
    3274.5
    [m]
    C
    RRI
    3275.3
    [m]
    C
    OD
    3275.4
    [m]
    C
    OD
    3275.9
    [m]
    C
    RRI
    3276.3
    [m]
    C
    OD
    3276.7
    [m]
    C
    OD
    3277.0
    [m]
    C
    RRI
    3277.1
    [m]
    C
    OD
    3277.1
    [m]
    C
    OD
    3278.2
    [m]
    C
    OD
    3278.3
    [m]
    C
    OD
    3278.3
    [m]
    C
    OD
    3280.0
    [m]
    DC
    RRI
    3280.0
    [m]
    C
    RRI
    3280.2
    [m]
    C
    OD
    3281.7
    [m]
    C
    OD
    3283.4
    [m]
    C
    OD
    3284.9
    [m]
    C
    OD
    3285.0
    [m]
    C
    RRI
    3285.0
    [m]
    C
    OD
    3285.7
    [m]
    C
    OD
    3285.8
    [m]
    C
    OD
    3287.5
    [m]
    C
    OD
    3287.6
    [m]
    C
    OD
    3288.1
    [m]
    C
    RRI
    3288.3
    [m]
    C
    RRI
    3288.5
    [m]
    C
    OD
    3288.5
    [m]
    C
    OD
    3288.7
    [m]
    C
    OD
    3290.5
    [m]
    C
    OD
    3291.9
    [m]
    C
    RRI
    3292.0
    [m]
    C
    OD
    3292.1
    [m]
    C
    RRI
    3294.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3295.0
    [m]
    DC
    RRI
    3310.0
    [m]
    DC
    RRI
    3319.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3330.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3330.0
    [m]
    C
    RRI
    3331.0
    [m]
    DC
    RRI
    3340.0
    [m]
    DC
    RRI
    3346.0
    [m]
    DC
    RRI
    3361.0
    [m]
    DC
    RRI
    3363.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3368.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3370.0
    [m]
    DC
    RRI
    3376.0
    [m]
    DC
    RRI
    3381.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3391.0
    [m]
    DC
    RRI
    3400.0
    [m]
    DC
    RRI
    3406.0
    [m]
    DC
    RRI
    3421.0
    [m]
    DC
    RRI
    3430.0
    [m]
    DC
    RRI
    3432.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3436.0
    [m]
    DC
    RRI
    3447.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3451.0
    [m]
    DC
    RRI
    3457.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3460.0
    [m]
    DC
    RRI
    3466.0
    [m]
    DC
    RRI
    3481.0
    [m]
    DC
    RRI
    3490.0
    [m]
    DC
    RRI
    3496.0
    [m]
    DC
    RRI
    3500.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3511.0
    [m]
    DC
    RRI
    3517.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3520.0
    [m]
    DC
    RRI
    3526.0
    [m]
    DC
    RRI
    3533.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3541.0
    [m]
    DC
    RRI
    3550.0
    [m]
    DC
    RRI
    3559.0
    [m]
    DC
    RRI
    3574.0
    [m]
    DC
    RRI
    3577.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3580.0
    [m]
    DC
    RRI
    3589.0
    [m]
    DC
    RRI
    3604.0
    [m]
    DC
    RRI
    3610.0
    [m]
    DC
    RRI
    3612.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3619.0
    [m]
    DC
    RRI
    3620.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3634.0
    [m]
    DC
    RRI
    3637.5
    [m]
    SWC
    OD
    3640.0
    [m]
    DC
    RRI
    3649.0
    [m]
    DC
    RRI
    3654.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3659.5
    [m]
    SWC
    OD
    3664.0
    [m]
    DC
    RRI
    3670.0
    [m]
    DC
    RRI
    3670.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3672.5
    [m]
    SWC
    OD
    3679.0
    [m]
    DC
    OD
    3697.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3697.0
    [m]
    SWC
    OD
    3701.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3706.5
    [m]
    SWC
    OD
    3706.5
    [m]
    SWC
    OD
    3713.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3730.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3751.0
    [m]
    DC
    OD
    3754.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3754.5
    [m]
    SWC
    OD
    3760.0
    [m]
    DC
    OD
    3760.0
    [m]
    SWC
    OD
    3769.0
    [m]
    DC
    OD
    3777.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3781.0
    [m]
    DC
    OD
    3790.0
    [m]
    DC
    OD
    3793.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3799.0
    [m]
    DC
    OD
    3802.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3809.0
    [m]
    SWC
    OD
    3809.5
    [m]
    SWC
    OD
    3809.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3811.0
    [m]
    DC
    OD
    3821.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3828.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3849.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3854.5
    [m]
    SWC
    OD
    3861.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3885.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3885.0
    [m]
    SWC
    OD
    3900.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3912.0
    [m]
    SWC
    OD
    3930.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3956.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3956.0
    [m]
    SWC
    OD
    3956.0
    [m]
    SWC
    OD
    3975.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3995.0
    [m]
    SWC
    OD
    4008.5
    [m]
    SWC
    RRI
    4053.5
    [m]
    SWC
    RRI

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.73

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    3.64

  • 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
    0.17
    pdf
    0.28

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    3.15
    pdf
    0.88
    pdf
    2.08

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    292
    1032
    CBL VDL GR
    292
    2041
    CBL VDL GR
    1680
    3225
    CST
    2466
    3410
    CST
    3429
    4110
    FDC CNL GR
    1032
    3719
    HDT
    3406
    4113
    ISF BHC GR
    1032
    2052
    ISF BHC GR CAL
    410
    1043
    ISF BHC MSFL GR
    2040
    4112
    LDL CNL GR
    3700
    4113
    NGS
    3700
    4100
    RFT
    3223
    3397
    RFT
    3482
    3598
    SHDT
    2040
    3412
    VELOCITY
    475
    4110

  • 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
    410.0
    36
    420.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    1032.0
    26
    1046.0
    1.48
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2041.0
    17 1/2
    2052.0
    1.66
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3406.0
    12 1/4
    3413.0
    1.73
    LOT
    OPEN HOLE
    4114.0
    8 1/2
    4114.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    308
    0.00
    seawater
    817
    1.11
    42.0
    water based
    1771
    1.15
    40.0
    water based
    2052
    1.93
    58.0
    water based
    2525
    1.17
    46.0
    water based
    3050
    1.22
    44.0
    water based
    3245
    1.25
    54.0
    water based
    4039
    1.29
    50.0
    water based

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    3229.05
    [m ]
    3229.20
    [m ]
    3231.60
    [m ]
    3233.15
    [m ]
    3233.90
    [m ]
    3236.25
    [m ]
    3237.60
    [m ]
    3240.65
    [m ]
    3241.80
    [m ]
    3241.88
    [m ]
    3243.50
    [m ]
    3244.95
    [m ]
    3245.88
    [m ]
    3248.05
    [m ]
    3249.10
    [m ]
    3250.35
    [m ]
    3251.95
    [m ]
    3253.85
    [m ]
    3254.85
    [m ]
    3254.90
    [m ]
    3255.70
    [m ]
    3257.10
    [m ]
    3239.20
    [m ]
    3258.88
    [m ]
    3259.68
    [m ]
    3260.03
    [m ]
    3260.50
    [m ]
    3260.75
    [m ]
    3261.90
    [m ]
    3262.45
    [m ]
    3264.00
    [m ]
    3264.50
    [m ]
    3265.70
    [m ]
    3266.85
    [m ]
    3266.90
    [m ]
    3267.50
    [m ]
    3268.95
    [m ]
    3269.00
    [m ]
    3270.45
    [m ]
    3270.50
    [m ]
    3271.68
    [m ]
    3271.73
    [m ]
    3272.80
    [m ]
    3273.80
    [m ]
    3273.90
    [m ]
    3274.35
    [m ]
    3275.30
    [m ]
    3275.35
    [m ]
    3276.30
    [m ]
    3276.73
    [m ]
    3277.07
    [m ]
    3277.10
    [m ]
    3278.16
    [m ]
    3278.26
    [m ]
    3278.33
    [m ]
    3280.15
    [m ]
    3281.65
    [m ]
    3283.40
    [m ]
    3284.93
    [m ]
    3285.72
    [m ]
    3287.45
    [m ]
    3287.57
    [m ]
    3288.70
    [m ]
    3290.50
    [m ]
    3292.00
    [m ]
    3227.75
    [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