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

34/10-34

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.
    34/10-34
    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.
    SUSPENDED
    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.
    34/10-34
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST 8511-364& SP. 327P
    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.
    672-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    52
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    10.04.1991
    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.
    31.05.1991
    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.
    31.05.1993
    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.
    19.10.2006
    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.
    OIL
    Funnbrønnbane
    Indikator som forteller om brønnbanen påviste et nytt funn. Lovlige verdier: YES, NO. For brønnbaner der resultatet ikke er pressemeldt eller på annet vis avklart, blir «NO» benyttet.
    YES
    1. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    MIDDLE JURASSIC
    1. nivå med hydrokarboner, formasjon.
    Navn på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor hydrokarboner er blitt påvist. Vises bare på brønner som er frigitt. Eksempler på lovlige verdier: BASEMENT, COOK FM, EKOFISK FM, HEIMDAL FM, SANDNES FM, SOGNEFJORD FM, TARBERT FM, BRENT GP. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    TARBERT FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    139.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2410.0
    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).
    2410.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    4.2
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    84
    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.
    COOK FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 13' 4.19'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 8' 4.69'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6787519.76
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    453515.53
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1747

  • Brønnhistorie
    General
    Well 34/10-34 was designed to drill the C6 structure west of the Gullfaks Field. Block 34/10 is situated in the Tampen Spur area and the 6C structure is an elongated, lens shaped rotated fault block dipping to the NW and bounded to the East and South by faults. At the well location the Heather Formation and uppermost Tarbert Formation have been eroded. The main objective of the well was to test the potential for hydrocarbons in the Brent Group sands west of the Gullfaks Field. No secondary prospects were defined.
    Operations and results
    Wildcat well 34/10-34 was spudded with the semi-submersible installation Deepsea Bergen on 10 April 1991 and drilled to TD at 2410 m in the Early Jurassic Cook Formation. While drilling the 26" hole some indications of gas was detected on ROV sonar, but no gas was observed during hole opening. Apart from some problems with stuck pipe, drilling went without significant problems. The screen from the drill string dropped into the MWD tool, thus preventing pulses from arriving at the surface. Due to this MWD is missing from 1349 m to1675 m. The well was drilled with gel/CMC down to 795 m, with gypsum/PAC from 795 m to 1994 m, and with bentonite/Lignite from 1994 m to TD.
    Spotted shows were observed in limestones in the interval 1558 m to 1678 m in the Hordaland Group, through the Balder Formation and into the upper part of the Lista Formation. The Viking Group was encountered at 1991 m and consisted of only two m of Heather Formation. The Tarbert Formation sandstones was encountered at 1993 m and proved oil. From electric logs and FMT pressure measurements the OWC was interpreted at 2013.5 m, with continuous oil shows on cores extending down to 2040 m. A weak oil show was observed in an SWC from the top of the Cook Formation sandstone at 2360 m. One segregated sample was taken at 2006.0 m. The sampling time for the 2-3/4 gallon chamber was 62.3 minutes and for the one-gallon chamber 34.8 minutes. The 2 3/4 gallon chamber contained 8 litres of oil and mud filtrate and 0.58 m3 gas and the one- gallon chamber contained 1.28 1itres oil and 0.122 m3 gas. A total of 271 m conventional core was recovered in eleven cores in the Brent Group (1995 m to 2273 m). Sixty sidewall cores were attempted and 52 were recovered.
    The well was prepared for conversion to production well and suspended on 31 May 1991 as an oil discovery.
    Testing
    One drill stem test was performed in the Tarbert Formation from the perforated interval: 1994 - 2001 m. The well produced 1545 sm3/d oil with a density of 0.860 g/cm3 at standard conditions and 135784 sm3/d gas with a relative density of 0.682 g/cc through a 48/64" (19.05 mm) choke.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    790.00
    2410.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1995.0
    2011.0
    [m ]
    2
    2013.0
    2039.0
    [m ]
    3
    2033.0
    2067.8
    [m ]
    4
    2072.0
    2096.0
    [m ]
    5
    2096.0
    2121.3
    [m ]
    6
    2126.0
    2150.0
    [m ]
    7
    2150.0
    2170.0
    [m ]
    8
    2171.0
    2198.0
    [m ]
    9
    2198.0
    2226.2
    [m ]
    10
    2226.0
    2254.0
    [m ]
    11
    2254.0
    2273.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    272.3
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1995-2000m
    Kjerne bilde med dybde: 2000-2005m
    Kjerne bilde med dybde: 2005-2010m
    Kjerne bilde med dybde: 2010-2017m
    Kjerne bilde med dybde: 2017-2022m
    1995-2000m
    2000-2005m
    2005-2010m
    2010-2017m
    2017-2022m
    Kjerne bilde med dybde: 2022-2027m
    Kjerne bilde med dybde: 2027-2032m
    Kjerne bilde med dybde: 2032-2037m
    Kjerne bilde med dybde: 2037-2042m
    Kjerne bilde med dybde: 2042-2047m
    2022-2027m
    2027-2032m
    2032-2037m
    2037-2042m
    2042-2047m
    Kjerne bilde med dybde: 2047-2052m
    Kjerne bilde med dybde: 2052-2057m
    Kjerne bilde med dybde: 2057-2062m
    Kjerne bilde med dybde: 2062-2067m
    Kjerne bilde med dybde: 2067-2072m
    2047-2052m
    2052-2057m
    2057-2062m
    2062-2067m
    2067-2072m
    Kjerne bilde med dybde: 2072-2077m
    Kjerne bilde med dybde: 2077-2082m
    Kjerne bilde med dybde: 2082-2087m
    Kjerne bilde med dybde: 2087-2092m
    Kjerne bilde med dybde: 2092-2096m
    2072-2077m
    2077-2082m
    2082-2087m
    2087-2092m
    2092-2096m
    Kjerne bilde med dybde: 2096-2101m
    Kjerne bilde med dybde: 2101-2106m
    Kjerne bilde med dybde: 2106-2111m
    Kjerne bilde med dybde: 2111-2116m
    Kjerne bilde med dybde: 2116-2121m
    2096-2101m
    2101-2106m
    2106-2111m
    2111-2116m
    2116-2121m
    Kjerne bilde med dybde: 2121-2126m
    Kjerne bilde med dybde: 2126-2133m
    Kjerne bilde med dybde: 2133-2138m
    Kjerne bilde med dybde: 2138-2143m
    Kjerne bilde med dybde: 2143-2148m
    2121-2126m
    2126-2133m
    2133-2138m
    2138-2143m
    2143-2148m
    Kjerne bilde med dybde: 2148-2151m
    Kjerne bilde med dybde: 2151-2156m
    Kjerne bilde med dybde: 2156-2161m
    Kjerne bilde med dybde: 2161-2166m
    Kjerne bilde med dybde: 2166-2172m
    2148-2151m
    2151-2156m
    2156-2161m
    2161-2166m
    2166-2172m
    Kjerne bilde med dybde: 2172-2177m
    Kjerne bilde med dybde: 2177-2182m
    Kjerne bilde med dybde: 2182-2187m
    Kjerne bilde med dybde: 2187-2192m
    Kjerne bilde med dybde: 2192-2197m
    2172-2177m
    2177-2182m
    2182-2187m
    2187-2192m
    2192-2197m
    Kjerne bilde med dybde: 2197-2201m
    Kjerne bilde med dybde: 2201-2206m
    Kjerne bilde med dybde: 2206-2211m
    Kjerne bilde med dybde: 2211-2216m
    Kjerne bilde med dybde: 2216-2221m
    2197-2201m
    2201-2206m
    2206-2211m
    2211-2216m
    2216-2221m
    Kjerne bilde med dybde: 2221-2226m
    Kjerne bilde med dybde: 2226-2230m
    Kjerne bilde med dybde: 2230-2235m
    Kjerne bilde med dybde: 2235-2240m
    Kjerne bilde med dybde: 2240-2245m
    2221-2226m
    2226-2230m
    2230-2235m
    2235-2240m
    2240-2245m
    Kjerne bilde med dybde: 2245-2250m
    Kjerne bilde med dybde: 2250-2255m
    Kjerne bilde med dybde: 2265-2270m
    Kjerne bilde med dybde: 2255-2260m
    Kjerne bilde med dybde: 2260-2265m
    2245-2250m
    2250-2255m
    2265-2270m
    2255-2260m
    2260-2265m
    Kjerne bilde med dybde: 2270-2273m
    Kjerne bilde med dybde: 2121-2126m
    Kjerne bilde med dybde: 2126-2133m
    Kjerne bilde med dybde: 2133-2138m
    Kjerne bilde med dybde: 2138-2143m
    2270-2273m
    2121-2126m
    2126-2133m
    2133-2138m
    2138-2143m
    Kjerne bilde med dybde: 2143-2148m
    Kjerne bilde med dybde: 2148-2151m
    Kjerne bilde med dybde: 2151-2156m
    Kjerne bilde med dybde: 2156-2161m
    Kjerne bilde med dybde: 2161-2166m
    2143-2148m
    2148-2151m
    2151-2156m
    2156-2161m
    2161-2166m
    Kjerne bilde med dybde: 2166-2172m
    Kjerne bilde med dybde: 2172-2177m
    Kjerne bilde med dybde: 2177-2182m
    Kjerne bilde med dybde: 2182-2187m
    Kjerne bilde med dybde: 2187-2192m
    2166-2172m
    2172-2177m
    2177-2182m
    2182-2187m
    2187-2192m
    Kjerne bilde med dybde: 2192-2197m
    Kjerne bilde med dybde: 2197-2201m
    Kjerne bilde med dybde: 2201-2206m
    Kjerne bilde med dybde: 2206-2211m
    Kjerne bilde med dybde: 2211-2216m
    2192-2197m
    2197-2201m
    2201-2206m
    2206-2211m
    2211-2216m
    Kjerne bilde med dybde: 2216-2221m
    Kjerne bilde med dybde: 2221-2226m
    Kjerne bilde med dybde: 2226-2230m
    Kjerne bilde med dybde: 2230-2235m
    Kjerne bilde med dybde: 2235-2240m
    2216-2221m
    2221-2226m
    2226-2230m
    2230-2235m
    2235-2240m
    Kjerne bilde med dybde: 2240-2245m
    Kjerne bilde med dybde: 2245-2250m
    Kjerne bilde med dybde: 2250-2255m
    Kjerne bilde med dybde: 2255-2260m
    Kjerne bilde med dybde: 2260-2265m
    2240-2245m
    2245-2250m
    2250-2255m
    2255-2260m
    2260-2265m
    Kjerne bilde med dybde: 2265-2270m
    Kjerne bilde med dybde: 2270-2273m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2265-2270m
    2270-2273m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    930.0
    [m]
    SWC
    STATO
    950.0
    [m]
    DC
    GEOST
    965.0
    [m]
    SWC
    STATO
    980.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1010.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1020.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1042.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1050.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1070.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1084.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1108.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1135.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1162.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1180.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1190.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1200.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1226.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1257.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1268.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1282.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1300.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1307.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1313.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1320.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1340.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1358.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1378.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1415.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1430.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1440.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1460.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1475.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1490.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1500.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1515.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1530.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1550.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1560.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1580.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1595.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1605.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1620.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1640.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1650.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1665.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1680.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1700.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1710.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1730.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1740.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1760.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1770.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1790.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1800.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1810.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1830.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1840.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1860.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1870.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1890.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1900.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1920.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1930.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1950.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1960.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1980.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1985.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1990.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1995.5
    [m]
    C
    OD
    1996.6
    [m]
    C
    OD
    1996.7
    [m]
    C
    OD
    1997.6
    [m]
    C
    OD
    1998.5
    [m]
    C
    OD
    1999.4
    [m]
    C
    OD
    1999.4
    [m]
    C
    OD
    2000.5
    [m]
    C
    OD
    2006.0
    [m]
    C
    GEOSTRAT
    2006.1
    [m]
    C
    OD
    2009.0
    [m]
    C
    GEOSTR
    2013.0
    [m]
    C
    GEOSTR
    2028.0
    [m]
    C
    GEOSTR
    2035.0
    [m]
    C
    GEOSTR
    2035.0
    [m]
    C
    GEOSTR
    2053.0
    [m]
    C
    GEOSTR
    2056.0
    [m]
    C
    GEOSTR
    2063.0
    [m]
    C
    GEOSTR
    2066.0
    [m]
    C
    GEOSTR
    2070.0
    [m]
    C
    GEOSTR
    2075.0
    [m]
    C
    GEOSTR
    2077.0
    [m]
    C
    GEOSTR
    2083.0
    [m]
    C
    GEOSTR
    2101.0
    [m]
    C
    GEOSTR
    2109.0
    [m]
    C
    GEOSTR
    2112.0
    [m]
    C
    GEOSTR
    2120.0
    [m]
    C
    GEOSTR
    2122.0
    [m]
    C
    GEOSTR
    2132.0
    [m]
    C
    GEOSTR
    2136.0
    [m]
    C
    GEOSTR
    2140.0
    [m]
    C
    GEOSTR
    2144.0
    [m]
    C
    GEOSTR
    2150.0
    [m]
    C
    GEOSTR
    2162.0
    [m]
    C
    GEOSTR
    2167.0
    [m]
    C
    GEOSTR
    2175.0
    [m]
    C
    GEOSTR
    2177.0
    [m]
    C
    GEOSTR
    2231.0
    [m]
    C
    GEOSTR
    2249.0
    [m]
    C
    GEOSTR
    2252.0
    [m]
    C
    GEOSTR
    2257.0
    [m]
    C
    GEOSTR
    2263.0
    [m]
    C
    GEOSTR
    2264.0
    [m]
    C
    GEOSTR
    2267.0
    [m]
    C
    GEOSTR
    2273.0
    [m]
    C
    GEOSTR
    2282.0
    [m]
    C
    GEOSTR
    2295.0
    [m]
    SWC
    STATOIL
    2312.5
    [m]
    SWC
    STATOI
    2325.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    2332.5
    [m]
    SWC
    STATOI
    2350.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    2363.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    2369.0
    [m]
    DC
    GEOSTRAT
    2382.0
    [m]
    SWC
    STATOIL
    2387.0
    [m]
    DC
    GEOSTRAT
    2399.5
    [m]
    SWC
    STATOIL
    2410.0
    [m]
    SWC
    STATOI

  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    DST
    TEST1
    2001.00
    1994.00
    23.05.1991 - 12:15
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    1.78

  • 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
    0.52
    pdf
    0.16

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    21.14

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    1994
    2001
    19.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    75
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    1545
    135784
    0.860
    0.680
    87

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR CCL
    140
    2360
    CBL VDL GR CCL
    170
    1510
    CBL VDL GR CCL
    1600
    1994
    CBL VDL GR CCL
    1950
    2360
    CDL GR CAL
    1675
    1995
    CDL GRCAL
    781
    1673
    CNL LDL GR CAL
    1982
    2413
    DITD LSS GR
    781
    1673
    DITD LSS GR
    1675
    1995
    DITE SDT NGT AMS
    1982
    2413
    DLL MSFL GR
    1982
    2282
    MWD - GR RES DIR
    240
    2410
    NGS
    1982
    2413
    RFT GR
    2000
    2362
    SHDT GR
    1982
    2413
    VELOCITY
    765
    2274

  • 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
    SURF.COND.
    30
    231.0
    36
    235.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    782.0
    26
    795.0
    1.64
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1675.0
    17 1/2
    1690.0
    1.80
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1982.0
    12 1/4
    1994.0
    1.80
    LOT
    LINER
    7
    2405.0
    8 1/2
    2410.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    411
    1.03
    11.0
    WATER BASED
    795
    1.03
    WATER BASED
    1265
    1.30
    22.0
    WATER BASED
    1690
    1.45
    26.0
    WATER BASED
    1870
    1.64
    29.0
    WATER BASED
    1990
    1.65
    29.0
    WATER BASED
    1995
    1.65
    26.0
    WATER BASED
    2001
    1.65
    22.0
    WATER BASED
    2182
    1.65
    25.0
    WATER BASED
    2281
    1.65
    26.0
    WATER BASED
    2410
    1.65
    23.0
    WATER 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
    0.22