Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
03.05.2024 - 01:33
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

35/8-1

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.
    35/8-1
    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
    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.
    35/8-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    79 - 2 - 35A SP 460
    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.
    Norwegian Gulf Exploration Company AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    258-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    182
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    27.07.1980
    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.
    24.01.1981
    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.
    24.01.1983
    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.
    01.08.2010
    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.
    GAS/CONDENSATE
    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
    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.
    MIDDLE 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.
    NESS 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.
    MIDDLE 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.
    ETIVE FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    26.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    376.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4344.9
    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).
    4344.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    152
    Eldste penetrerte alder
    Alder (iflg. Geologic Time Scale 2004 by F. M. Gradstein, et al. (2004)) til den eldste formasjonen det er blitt boret gjennom. Kan avvike fra alder ved TD for eksempel i avviksbrønner. Eksempler for lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EARLY PERMIAN, EARLY TRIASSIC, EOCENE.
    LATE TRIASSIC
    Eldste penetrerte formasjon
    Navn på den eldste litostratigrafiske enheten som brønnbanen har penetrert. Vises bare på brønner som er frigitt. I de fleste brønnbaner er dette formasjonen eller gruppen påtruffet i bunnen av brønnbanen. Kan avvike fra formasjonen eller gruppen ved TD for eksempel i brønnbaner som er boret med høy avvik eller gjennom forkastninger. Eksempler på lovlige verdier: AMUNDSEN FM, BALDER FM, BASEMENT, BLODØKS FM, BRYNE FM, BURTON FM, COOK FM, DRAKE FM, DRAUPNE FM, EKOFISK FM, SHETLAND GP.
    STATFJORD GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 21' 26.37'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 21' 44.09'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6802804.70
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    519372.88
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    205

  • Brønnhistorie
    General
    Well 35/8-1 is located on the Marflo Spur, ca 30 km west of the Gjøa Field in the northern North Sea. The principal objective of this well was to test the hydrocarbon potential of sandstones within the Jurassic section beneath the Late Cimmerian Unconformity.
    Operations and results
    Wildcat well 35/8-1 was spudded with the semi-submersible installation Sedco-704 on 27 July 1980 and drilled to TD at 4345 m in Late Triassic sediments of the Statfjord Formation. The well was drilled without significant technical problems, but two well kicks occurred .After penetrating the Jurassic sand reservoir at 3516m a sudden rapid gas increase was noted, but due to mechanical problems could not be measured. This increase was associated with a quantity of reservoir fluids entering the borehole. During controlling of the kick, a large proportion of gas was vented and light low gravity yellowish oil recovered from the mud. A second kick with formation fluids entering the well bore was taken after coring core no 3 at 3549.6 to 3567.1 m. The well was drilled with seawater and viscous slugs down to 890 m, with gypsum/Lignosulphonate mud from 890 m to 2196 m, and with KCl/polymer mud from 2196 m to TD.
    The top sections down to Top Rogaland Group, Balder Formation at 1683 m contained a number of sands and sandy intervals. From top Rogaland and throughout the Cretaceous section down to top Draupne Formation at 3186 m the lithology was mainly claystone and limestone. The heather Formation came in at 3200 m with two thin Intra-Heather Formation sandstones at 3219 and 3250 m. Heather Formation shale continued down to the Brent Group at 3516 m. Frequent sandstones were penetrated in the Brent and Dunlin Groups, and in the Statfjord Formation.
    No shows or other hydrocarbon indications were recorded in the well above the first Intra Heather Formation sandstone at 3219 m. Indications of hydrocarbons while drilling occurred in Late, Middle and Early Jurassic sandstones. Log analysis indicated a gross hydrocarbon column of 140.5 m in the Brent Group down to a clear hydrocarbon/water contact at 3657 m in the Etive Formation. The gross hydrocarbon sand thickness was 115 m with an apparent net hydrocarbon thickness of 94 m. Average porosity in the net sand was 17% with an average water saturation of 25%. Apparent residual oil was indicated below the gas column in the Brent and in both Early Jurassic sands (Cook and Statfjord Formations). The Intra Heather Formation sandstones at 3219 and 3250 m were also interpreted as hydrocarbons based on shows and the logs.
    Thirteen cores, totalling 187 m, were cut in the Brent Sand reservoir from 3522.6 m to 3709.7 m. Coring continued until hydrocarbon shows were no longer encountered. RFT fluid samples were taken at at 3524 m (1.5 Sm3 gas + 2.15 litres 39 deg API oil + trace mud in suspension), 3524.5 m (ca 1.4 Sm3 gas + 1.3 litres 45.5 deg API oil + trace mud), 3637.5 m (2.1 Sm3 gas + 3.1 litres 43 deg API oil + trace mud), 3671 m (mud filtrate + "a grey brown cloudy liquid with sour odour" + trace of dissolved gas), 3576 m (9.8 litres mud filtrate with trace oil and small amount of gas), and at 3576.5 m (0.3 Sm3 gas + 0.35 litres 43 deg API oil + 1.4 litres mud filtrate). In addition to the RFT samples and samples taken during DST, samples with oil were recovered from the mud at 3515 m, 3518 m, and at 3567 m.
    The well was permanently abandoned on 24 June 1981 as a gas/condensate discovery
    Testing
    Two intervals in the Brent Group sands were tested.
    DST's no 1, 2, and 3 tested the interval 3636.3 to 3646.9 m in the Etive Formation. The two first DST's failed for technical reasons. DST3 gave flow rates of 650000 Sm3 gas, with 218 Sm3 condensate per day through a 40/64" choke. The Gas/condensate ratio was 2992 Sm3/Sm3, and the condensate gravity was 44.5 deg API. The H2S content was below detection and the gas stream contained only trace amounts of CO2. The maximum stable temperature recorded in DST3 was 134.4 deg C.
    DST4 tested the interval 3565.2 to 3578.0 m in the Tarbert Formation. It flowed 920000 Sm3 gas with 229 Sm3 condensate per day through a 48/64" choke. The Gas/condensate ratio was 4007 Sm3/Sm3, and the condensate gravity was 45.6 deg API. The gas stream contained traces of H2S and 1% CO2. Maximum temperature recorded in DST4 was 130.6 deg C.
    No water was produced in any of the tests.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    NO
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    570.00
    4343.50

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3522.6
    3528.7
    [m ]
    2
    3536.1
    3549.6
    [m ]
    3
    3549.6
    3567.1
    [m ]
    4
    3567.7
    3569.8
    [m ]
    5
    3569.8
    3587.3
    [m ]
    6
    3587.3
    3601.8
    [m ]
    7
    3602.4
    3610.4
    [m ]
    8
    3610.4
    3628.1
    [m ]
    9
    3628.1
    3647.3
    [m ]
    10
    3647.3
    3666.0
    [m ]
    11
    3666.0
    3671.9
    [m ]
    12
    3672.0
    3690.9
    [m ]
    13
    3690.9
    3709.7
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    178.4
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    570.0
    [m]
    DC
    OD
    590.0
    [m]
    DC
    OD
    610.0
    [m]
    DC
    OD
    630.0
    [m]
    DC
    OD
    650.0
    [m]
    DC
    OD
    670.0
    [m]
    DC
    OD
    690.0
    [m]
    DC
    OD
    710.0
    [m]
    DC
    OD
    730.0
    [m]
    DC
    OD
    750.0
    [m]
    DC
    OD
    770.0
    [m]
    DC
    OD
    790.0
    [m]
    DC
    OD
    810.0
    [m]
    DC
    OD
    830.0
    [m]
    DC
    OD
    840.0
    [m]
    DC
    OD
    860.0
    [m]
    DC
    OD
    920.0
    [m]
    DC
    OD
    940.0
    [m]
    DC
    OD
    960.0
    [m]
    DC
    OD
    980.0
    [m]
    DC
    OD
    1000.0
    [m]
    DC
    OD
    1020.0
    [m]
    DC
    OD
    1040.0
    [m]
    DC
    OD
    1060.0
    [m]
    DC
    OD
    1080.0
    [m]
    DC
    OD
    1100.0
    [m]
    DC
    OD
    1120.0
    [m]
    DC
    OD
    1140.0
    [m]
    DC
    OD
    1160.0
    [m]
    DC
    OD
    1180.0
    [m]
    DC
    OD
    1200.0
    [m]
    DC
    OD
    1220.0
    [m]
    DC
    OD
    1240.0
    [m]
    DC
    OD
    1260.0
    [m]
    DC
    OD
    1280.0
    [m]
    DC
    OD
    1300.0
    [m]
    DC
    OD
    1320.0
    [m]
    DC
    OD
    1340.0
    [m]
    DC
    OD
    1360.0
    [m]
    DC
    OD
    1380.0
    [m]
    DC
    OD
    1400.0
    [m]
    DC
    OD
    1420.0
    [m]
    DC
    OD
    1440.0
    [m]
    DC
    OD
    1460.0
    [m]
    DC
    OD
    1480.0
    [m]
    DC
    OD
    1500.0
    [m]
    DC
    OD
    1520.0
    [m]
    DC
    OD
    1540.0
    [m]
    DC
    OD
    1560.0
    [m]
    DC
    OD
    1560.0
    [m]
    DC
    OD
    1580.0
    [m]
    DC
    OD
    1600.0
    [m]
    DC
    OD
    1620.0
    [m]
    DC
    OD
    1640.0
    [m]
    DC
    OD
    1660.0
    [m]
    DC
    OD
    1680.0
    [m]
    DC
    OD
    1700.0
    [m]
    DC
    OD
    1720.0
    [m]
    DC
    OD
    1740.0
    [m]
    DC
    OD
    1760.0
    [m]
    DC
    OD
    1780.0
    [m]
    DC
    OD
    1800.0
    [m]
    DC
    OD
    1820.0
    [m]
    DC
    OD
    1840.0
    [m]
    DC
    OD
    1860.0
    [m]
    DC
    OD
    1880.0
    [m]
    DC
    OD
    1900.0
    [m]
    DC
    OD
    1920.0
    [m]
    DC
    OD
    1940.0
    [m]
    DC
    OD
    1960.0
    [m]
    DC
    OD
    1980.0
    [m]
    DC
    OD
    2000.0
    [m]
    DC
    OD
    2020.0
    [m]
    DC
    OD
    2030.0
    [m]
    DC
    OD
    2040.0
    [m]
    DC
    OD
    2060.0
    [m]
    DC
    OD
    2080.0
    [m]
    DC
    OD
    2090.0
    [m]
    DC
    OD
    2100.0
    [m]
    DC
    OD
    2120.0
    [m]
    DC
    OD
    2140.0
    [m]
    DC
    OD
    2150.0
    [m]
    DC
    OD
    2160.0
    [m]
    DC
    OD
    2180.0
    [m]
    DC
    OD
    2200.0
    [m]
    DC
    OD
    2210.0
    [m]
    DC
    OD
    2220.0
    [m]
    DC
    OD
    2240.0
    [m]
    DC
    OD
    2260.0
    [m]
    DC
    OD
    2270.0
    [m]
    DC
    OD
    2280.0
    [m]
    DC
    OD
    2300.0
    [m]
    DC
    OD
    2320.0
    [m]
    DC
    OD
    2330.0
    [m]
    DC
    OD
    2340.0
    [m]
    DC
    OD
    2360.0
    [m]
    DC
    OD
    2380.0
    [m]
    DC
    OD
    2390.0
    [m]
    DC
    OD
    2400.0
    [m]
    DC
    OD
    2420.0
    [m]
    DC
    OD
    2440.0
    [m]
    DC
    OD
    2450.0
    [m]
    DC
    OD
    2460.0
    [m]
    DC
    OD
    2480.0
    [m]
    DC
    OD
    2500.0
    [m]
    DC
    OD
    2510.0
    [m]
    DC
    OD
    2520.0
    [m]
    DC
    OD
    2540.0
    [m]
    DC
    OD
    2560.0
    [m]
    DC
    OD
    2570.0
    [m]
    DC
    OD
    2580.0
    [m]
    DC
    OD
    2600.0
    [m]
    DC
    OD
    2620.0
    [m]
    DC
    OD
    2630.0
    [m]
    DC
    OD
    2635.0
    [m]
    DC
    OD
    2660.0
    [m]
    DC
    OD
    2680.0
    [m]
    DC
    OD
    2690.0
    [m]
    DC
    OD
    2700.0
    [m]
    DC
    OD
    2720.0
    [m]
    DC
    OD
    2740.0
    [m]
    DC
    OD
    2750.0
    [m]
    DC
    OD
    2760.0
    [m]
    DC
    OD
    2780.0
    [m]
    DC
    OD
    2800.0
    [m]
    DC
    OD
    2810.0
    [m]
    DC
    OD
    2820.0
    [m]
    DC
    OD
    2840.0
    [m]
    DC
    OD
    2860.0
    [m]
    DC
    OD
    2870.0
    [m]
    DC
    OD
    2880.0
    [m]
    DC
    OD
    2900.0
    [m]
    DC
    OD
    2920.0
    [m]
    DC
    OD
    2920.0
    [m]
    DC
    OD
    2940.0
    [m]
    DC
    OD
    2960.0
    [m]
    DC
    OD
    2980.0
    [m]
    DC
    OD
    3000.0
    [m]
    DC
    OD
    3020.0
    [m]
    DC
    OD
    3040.0
    [m]
    DC
    OD
    3060.0
    [m]
    DC
    OD
    3080.0
    [m]
    DC
    OD
    3085.0
    [m]
    DC
    OD
    3100.0
    [m]
    DC
    OD
    3120.0
    [m]
    DC
    OD
    3125.0
    [m]
    DC
    OD
    3140.0
    [m]
    DC
    OD
    3160.0
    [m]
    DC
    OD
    3165.0
    [m]
    DC
    OD
    3175.0
    [m]
    DC
    OD
    3180.0
    [m]
    DC
    OD
    3200.0
    [m]
    DC
    OD
    3213.0
    [m]
    DC
    OD
    3237.0
    [m]
    DC
    OD
    3255.0
    [m]
    DC
    OD
    3303.0
    [m]
    DC
    OD
    3321.0
    [m]
    DC
    OD
    3339.0
    [m]
    DC
    OD
    3360.0
    [m]
    DC
    OD
    3381.0
    [m]
    DC
    OD
    3399.0
    [m]
    DC
    OD
    3422.0
    [m]
    DC
    OD
    3423.0
    [m]
    DC
    OD
    3440.0
    [m]
    DC
    OD
    3441.0
    [m]
    DC
    OD
    3462.0
    [m]
    DC
    OD
    3483.0
    [m]
    DC
    OD
    3501.0
    [m]
    DC
    OD
    3522.8
    [m]
    C
    OD
    3527.7
    [m]
    C
    GEOSTRAT
    3531.5
    [m]
    C
    OD
    3538.0
    [m]
    C
    GEOSTRAT
    3541.4
    [m]
    C
    OD
    3544.0
    [m]
    C
    GEOSTRAT
    3550.1
    [m]
    C
    GEOSTR
    3551.8
    [m]
    C
    OD
    3558.6
    [m]
    C
    GEOSTRAT
    3562.8
    [m]
    C
    OD
    3567.4
    [m]
    C
    GEOSTRAT
    3571.9
    [m]
    C
    OD
    3578.2
    [m]
    C
    GEOSTRAT
    3581.4
    [m]
    C
    OD
    3589.9
    [m]
    C
    GEOSTRAT
    3591.8
    [m]
    C
    OD
    3599.8
    [m]
    C
    GEOSTRAT
    3601.0
    [m]
    C
    OD
    3611.0
    [m]
    C
    OD
    3615.6
    [m]
    C
    GEOSTRAT
    3620.5
    [m]
    C
    GEOSTR
    3621.7
    [m]
    C
    OD
    3626.5
    [m]
    C
    GEOSTRAT
    3632.4
    [m]
    C
    OD
    3636.5
    [m]
    C
    GEOSTRAT
    3643.4
    [m]
    C
    OD
    3651.5
    [m]
    C
    OD
    3654.0
    [m]
    C
    GEOSTRAT
    3661.3
    [m]
    C
    OD
    3669.5
    [m]
    C
    GEOSTRAT
    3669.8
    [m]
    C
    OD
    3680.7
    [m]
    C
    OD
    3691.5
    [m]
    C
    OD
    3701.8
    [m]
    C
    GEOSTRAT
    3702.7
    [m]
    C
    OD
    3704.5
    [m]
    C
    OD
    3720.0
    [m]
    DC
    OD
    3738.0
    [m]
    DC
    OD
    3762.0
    [m]
    DC
    OD
    3780.0
    [m]
    DC
    OD
    3800.0
    [m]
    DC
    OD
    3818.0
    [m]
    DC
    OD
    3840.0
    [m]
    DC
    OD
    3860.0
    [m]
    DC
    OD
    3882.0
    [m]
    DC
    OD
    3900.0
    [m]
    DC
    OD
    3920.0
    [m]
    DC
    OD
    3942.0
    [m]
    DC
    OD
    3962.0
    [m]
    DC
    OD
    3980.0
    [m]
    DC
    OD
    4000.0
    [m]
    DC
    OD
    4020.0
    [m]
    DC
    OD
    4042.0
    [m]
    DC
    OD
    4060.0
    [m]
    DC
    OD
    4080.0
    [m]
    DC
    OD
    4102.0
    [m]
    DC
    OD
    4120.0
    [m]
    DC
    OD
    4140.0
    [m]
    DC
    OD
    4162.0
    [m]
    DC
    OD
    4182.0
    [m]
    DC
    OD
    4200.0
    [m]
    DC
    OD
    4222.0
    [m]
    DC
    OD
    4222.0
    [m]
    DC
    OD
    4240.0
    [m]
    DC
    OD
    4260.0
    [m]
    DC
    OD
    4280.0
    [m]
    DC
    OD
    4300.0
    [m]
    DC
    OD

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    2.90
    pdf
    3.97
    pdf
    0.54
    pdf
    5.94

  • 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
    0.12
    pdf
    0.33

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    2.49
    pdf
    40.68

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3636
    3645
    15.9
    2.0
    3636
    3645
    15.9
    3.0
    3636
    3645
    15.9
    4.0
    3565
    3575
    19.5
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    3.0
    4.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    204
    651000
    0.804
    3197
    2.0
    204
    651000
    0.804
    3197
    3.0
    204
    651000
    0.804
    3197
    4.0
    229
    920000
    0.799
    0.656
    4070

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL
    2177
    3511
    DIPMETER
    2177
    3511
    FDC
    565
    736
    FDC CNL
    876
    2174
    FDC CNL
    2177
    3511
    HDT CYPER
    2177
    3511
    ISF SON
    565
    736
    ISF SON
    876
    2174
    ISF SON
    2177
    3511
    TEMP
    565
    736
    TEMP
    876
    2174

  • 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
    565.1
    36
    577.3
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    877.5
    26
    890.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2184.6
    17 1/2
    2196.3
    1.65
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3493.6
    12 1/4
    3522.6
    1.99
    LOT
    LINER
    7
    4343.7
    8 1/2
    4352.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    750
    1.08
    85.0
    WATER BASED
    1040
    1.13
    48.0
    WATER BASED
    2675
    1.21
    51.0
    WATER BASED
    2900
    1.29
    50.0
    WATER BASED
    3190
    1.34
    54.0
    WATER BASED
    3570
    1.74
    62.0
    WATER BASED

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    3639.70
    [m ]
    3532.60
    [m ]
    3523.47
    [m ]
    3647.00
    [m ]
    3527.60
    [m ]
    3680.95
    [m ]
    3643.40
    [m ]
    3632.00
    [m ]
    3685.45
    [m ]
    3671.35
    [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