Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
27.04.2024 - 01:34
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

1/3-3

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.
    1/3-3
    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.
    1/3-3
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    8186 - 216 sp264-8186-407 sp463
    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.
    Elf Petroleum Norge AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    343-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    215
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    22.08.1982
    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.
    24.03.1983
    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.
    24.03.1985
    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.
    30.04.2010
    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.
    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.
    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.
    ULA FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    68.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4876.0
    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).
    4875.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    179
    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 PERMIAN
    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.
    ZECHSTEIN GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    56° 57' 8.56'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 58' 54.05'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6312226.32
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    498885.66
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    87

  • Brønnhistorie
    General
    Well 1/3-3 is located on the Cod Terrace in the North Sea. It was drilled to evaluate the hydrocarbon potential of both the Late Jurassic and the Triassic sandstone formations. Main target was the Late Jurassic Ula Formation found oil bearing in the Ula field, 17 km to the NW, and in the well 2/1-3. Secondary target was the Triassic sandstone found oil bearing in the well 7/12-6 in the Ula field.
    Operations and results
    Wildcat well 1/3-3 was spudded with the semi-submersible installation Borgsten Dolphin on 22 August 1982 and drilled to TD at 4876 m logger's depth (4867 m driller's depth). The well was drilled using water based mud. Two drilling breaks occurred, one at 4127 m and one at 4180 m.
    Thin layers of sandstone were found in the Palaeocene. The Chalk Group was 686 m thick. Less than 10 m of sandstones scattered in several thin layers were encountered and partially cored in the Farsund Formation, they were found tight. The Late Jurassic Ula Sandstones, which were the main objective, were found at 4178 m and they were oil bearing down to an OWC at 4221 m, but with only ca 5 m pay zone. The upper half with the best reservoir qualities was cored (cores 2 to 6). The coaly Bryne Formation is assigned at 4527 m, top Triassic Smith Bank Formation at 4620 m, and the Zechstein evaporitic rocks, anhydrite (26 m) and halite was penetrated from 4820 m to TD.
    Residual hydrocarbon saturation based on electric logs were seen in the Paleocene at 3068 to 3093 m and in top Triassic at 4622 to 4637 m. Shows were reported as follows: Direct yellow fluorescence on cuttings at 2955 m; Weak direct fluorescence and poor streaming yellow cut fluorescence on cuttings at 3075 - 3145 m; Yellowish green direct fluorescence and dull bright yellow cut fluorescence on cores at 4186 - 4219 m; Weak direct fluorescence and pale cut fluorescence on cuttings at 4527 - 4542 m.
    One core was cut from 4129 m to 4147 m in the Farsund Formation and five more from 4181 m to 4284 m in the upper half of the Ula Formation (core depths = log depths + 7 m for core 1 and + 6.4 m for cores 2 to 6). RFT wire line fluid samples were taken at 4212 m (2 l gas and 3.5 l light brown water with yellow green oil film), 4244 m (3.5 l water), 4214 m (3.5 l water with strong petroleum odour), and 4436 m (4.2 l fluid).
    The well was permanently abandoned on 24 March 1983 as an oil discovery.
    Testing
    Three DST's were performed in this well.
    DST 1 tested the intervals 4528.5 - 4533.8 m + 4535.3 - 4538.3 m + 4546 -4552 m. It produced mud filtrate and formation water at a rate of 2.63 m3/day. The maximum temperature recorded in the test was 160.9 deg C.
    DST 2 tested the interval 4233 - 4240 m. It produced formation water at a rate of 170 m3/day. The maximum temperature recorded in the test was 160.0 deg C.
    DST 3A tested the interval 4202 - 4208 m. It produced mud filtrate and formation water at a rate of 0.6 m3/day. The maximum temperature recorded in the test was 158.3 deg C.
    DST 3B tested the intervals 4202 - 4208 + 4211 - 4214 m. It produced 143 Sm3 oil and 28000 Sm3 gas/day. The GOR was 196 Sm3/Sm3, the oil density was 0.829 g/cm3, and the gas gravity was 0.820 (air = 1). The maximum temperature recorded in the test was 165.6 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    245.00
    4866.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    4129.0
    4147.4
    [m ]
    2
    4181.0
    4199.2
    [m ]
    3
    4199.2
    4213.0
    [m ]
    4
    4213.0
    4231.0
    [m ]
    5
    4231.0
    4234.5
    [m ]
    6
    4234.5
    4247.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    84.9
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 4129-4135m
    Kjerne bilde med dybde: 4135-4141m
    Kjerne bilde med dybde: 4141-4148m
    Kjerne bilde med dybde: 4147-4186m
    Kjerne bilde med dybde: 4186-4192m
    4129-4135m
    4135-4141m
    4141-4148m
    4147-4186m
    4186-4192m
    Kjerne bilde med dybde: 4192-4198m
    Kjerne bilde med dybde: 4198-4203m
    Kjerne bilde med dybde: 4203-4209m
    Kjerne bilde med dybde: 4209-4215m
    Kjerne bilde med dybde: 4215-4221m
    4192-4198m
    4198-4203m
    4203-4209m
    4209-4215m
    4215-4221m
    Kjerne bilde med dybde: 4221-4227m
    Kjerne bilde med dybde: 4227-4231m
    Kjerne bilde med dybde: 4231-4234m
    Kjerne bilde med dybde: 4239-4244m
    Kjerne bilde med dybde: 4244-4247m
    4221-4227m
    4227-4231m
    4231-4234m
    4239-4244m
    4244-4247m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    3885.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3895.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3905.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3915.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3925.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3935.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3945.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3955.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3965.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3975.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3985.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3995.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4005.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4015.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4045.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4050.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4055.0
    [m]
    DC
    GEOSTRAT
    4060.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4065.0
    [m]
    DC
    GEOSTRAT
    4070.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4075.0
    [m]
    DC
    GEOSTRAT
    4080.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4085.0
    [m]
    DC
    GEOSTRAT
    4090.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4095.0
    [m]
    DC
    GEOSTRAT
    4100.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4105.0
    [m]
    DC
    GEOSTRAT
    4110.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4115.0
    [m]
    C
    GEOSTRAT
    4120.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4128.0
    [m]
    C
    GEOSTRAT
    4129.0
    [m]
    C
    GEOSTR
    4129.0
    [m]
    C
    APT
    4129.6
    [m]
    C
    PETROSTR
    4130.0
    [m]
    C
    APT
    4130.5
    [m]
    C
    PETROSTR
    4131.0
    [m]
    C
    APT
    4132.5
    [m]
    C
    APT
    4133.0
    [m]
    C
    PETROSTR
    4133.0
    [m]
    C
    APT
    4134.0
    [m]
    C
    APT
    4135.5
    [m]
    C
    APT
    4135.8
    [m]
    C
    PETROSTR
    4136.8
    [m]
    C
    APT
    4137.6
    [m]
    C
    APT
    4138.0
    [m]
    C
    GEOSTRAT
    4138.5
    [m]
    C
    APT
    4139.4
    [m]
    C
    APT
    4140.5
    [m]
    C
    APT
    4140.9
    [m]
    C
    PETROSTR
    4141.4
    [m]
    C
    APT
    4142.5
    [m]
    C
    APT
    4144.0
    [m]
    C
    APT
    4144.3
    [m]
    C
    APT
    4145.0
    [m]
    C
    PETROSTR
    4145.1
    [m]
    C
    APT
    4146.2
    [m]
    C
    APT
    4147.0
    [m]
    C
    PETROSTR
    4147.0
    [m]
    C
    GEOSTRAT
    4147.1
    [m]
    C
    APT
    4147.3
    [m]
    C
    APT
    4150.0
    [m]
    C
    GEOSTRAT
    4150.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4160.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4160.0
    [m]
    C
    GEOSTRAT
    4170.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4170.0
    [m]
    DC
    GEOSTRAT
    4180.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4181.1
    [m]
    C
    APT
    4181.6
    [m]
    C
    PETROSTR
    4181.9
    [m]
    C
    APT
    4183.5
    [m]
    C
    APT
    4183.5
    [m]
    C
    GEOSTRA
    4183.6
    [m]
    C
    GEOSTR
    4185.4
    [m]
    C
    APT
    4189.7
    [m]
    C
    PETROSTR
    4189.7
    [m]
    C
    APT
    4189.7
    [m]
    C
    APT
    4189.8
    [m]
    C
    APT
    4190.2
    [m]
    C
    APT
    4190.2
    [m]
    C
    GEOSTRAT
    4191.0
    [m]
    C
    APT
    4191.4
    [m]
    C
    APT
    4191.5
    [m]
    C
    PETROSTR
    4193.5
    [m]
    C
    APT
    4194.6
    [m]
    C
    PETROSTR
    4194.6
    [m]
    C
    APT
    4195.8
    [m]
    C
    APT
    4198.6
    [m]
    C
    APT
    4200.9
    [m]
    C
    APT
    4201.0
    [m]
    C
    APT
    4201.0
    [m]
    C
    PETROSTR
    4201.2
    [m]
    C
    GEOSTR
    4202.6
    [m]
    C
    APT
    4202.7
    [m]
    C
    APT
    4203.6
    [m]
    C
    PETROSTR
    4208.7
    [m]
    C
    APT
    4212.7
    [m]
    C
    PETROS
    4212.7
    [m]
    C
    APT
    4218.6
    [m]
    C
    PETROSTR
    4218.6
    [m]
    C
    APT
    4219.4
    [m]
    C
    APT
    4220.1
    [m]
    C
    GEOSTRAT
    4221.9
    [m]
    C
    APT
    4222.0
    [m]
    C
    PETROSTR
    4226.7
    [m]
    C
    APT
    4226.8
    [m]
    C
    APT
    4228.9
    [m]
    C
    PETROSTR
    4228.9
    [m]
    C
    APT
    4232.7
    [m]
    C
    GEOSTRAT
    4232.8
    [m]
    C
    APT
    4233.8
    [m]
    C
    PETROSTR
    4239.3
    [m]
    C
    APT
    4239.6
    [m]
    C
    APT
    4244.6
    [m]
    C
    APT
    4245.6
    [m]
    C
    PETROSTR
    4245.7
    [m]
    C
    APT
    4245.7
    [m]
    C
    GEOSTRAT
    4255.0
    [m]
    C
    GEOSTR
    4260.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4265.0
    [m]
    DC
    GEOSTRAT
    4270.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4275.0
    [m]
    DC
    GEOSTRAT
    4285.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4285.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4295.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4295.0
    [m]
    DC
    GEOSTRAT
    4305.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4305.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4315.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4315.0
    [m]
    DC
    GEOSTRAT
    4325.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4325.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4335.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4335.0
    [m]
    DC
    GEOSTRAT
    4345.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4345.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4348.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4355.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4355.0
    [m]
    DC
    GEOSTRAT
    4365.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4365.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4374.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4374.0
    [m]
    DC
    GEOSTRAT
    4385.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4385.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4395.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4395.0
    [m]
    DC
    GEOSTRAT
    4405.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4405.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4410.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4415.0
    [m]
    DC
    GEOSTRAT
    4420.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4425.0
    [m]
    DC
    GEOSTRAT
    4430.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4435.0
    [m]
    DC
    GEOSTRAT
    4440.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4445.0
    [m]
    DC
    GEOSTRAT
    4450.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4455.0
    [m]
    DC
    GEOSTRAT
    4460.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4465.0
    [m]
    DC
    GEOSTRAT
    4470.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4475.0
    [m]
    DC
    GEOSTRAT
    4480.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4485.0
    [m]
    DC
    GEOSTRAT
    4490.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4495.0
    [m]
    DC
    GEOSTRAT
    4500.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4506.0
    [m]
    DC
    GEOSTRAT
    4510.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4516.0
    [m]
    DC
    GEOSTRAT
    4520.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4526.0
    [m]
    DC
    GEOSTRAT
    4530.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4536.0
    [m]
    DC
    GEOSTRAT
    4540.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4550.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4560.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4570.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4570.0
    [m]
    DC
    GEOSTRAT
    4580.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4580.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4590.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4590.0
    [m]
    DC
    GEOSTRAT
    4599.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4600.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4610.0
    [m]
    DC
    GEOSTRAT
    4620.0
    [m]
    DC
    GEOSTR

  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    DST
    DST3A
    4202.00
    4208.00
    WATER
    06.03.1983 - 00:00
    YES
    DST
    DST0,1
    0.00
    0.00
    20.02.1983 - 00:00
    YES
    DST
    TEST1
    4529.00
    4552.00
    02.08.1983 - 00:00
    YES
    DST
    DST0,2
    4240.00
    4233.00
    25.02.1983 - 00:00
    YES
    DST
    DST2
    4233.00
    4240.00
    27.02.1983 - 00:00
    YES
    DST
    DST0,3
    0.00
    0.00
    WATER
    06.03.1983 - 00:00
    YES
    DST
    TEST3C
    0.00
    0.00
    WATER
    06.03.1983 - 00:00
    YES
    DST
    3B
    0.00
    0.00
    13.03.1983 - 00:00
    YES
    DST
    4211.00
    4214.00
    YES
    DST
    0.00
    0.00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.31

  • 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
    0.19
    pdf
    0.44

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    8.55
    pdf
    1.00
    pdf
    2.04
    pdf
    27.74
    pdf
    0.56
    pdf
    0.79
    pdf
    3.02
    pdf
    35.46
    pdf
    35.41
    pdf
    0.65
    pdf
    2.09
    pdf
    12.28
    pdf
    38.41
    pdf
    1.20
    pdf
    1.03
    pdf
    2.28
    pdf
    1.52
    pdf
    1.23
    pdf
    0.57
    pdf
    0.90
    pdf
    0.78
    pdf
    2.20
    pdf
    1.18
    pdf
    0.60
    pdf
    0.67
    pdf
    22.98
    pdf
    13.88
    pdf
    0.60
    pdf
    22.33
    pdf
    4.07
    pdf
    0.14
    pdf
    0.39
    pdf
    0.21
    pdf
    0.12
    pdf
    3.53
    pdf
    9.90
    pdf
    5.60
    pdf
    7.70
    .pdf
    2.20

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    4529
    4552
    25.4
    2.0
    4233
    4240
    9.5
    3.1
    4202
    4208
    50.8
    3.3
    4211
    4214
    6.4
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    3.1
    3.3
    165
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    2.0
    3.1
    3.3
    143
    28000
    0.829
    0.820
    196

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL
    550
    1904
    CBL VDL
    1598
    4048
    CST
    1908
    4054
    CST
    4076
    4818
    CST
    4260
    4818
    DLL MSFL GR
    4048
    4750
    HDT
    1904
    4875
    ISF BHC GR
    155
    1913
    ISF LSS GR
    1904
    4835
    LDT CNL GR CAL
    1904
    4875
    LDT GR CAL
    155
    1913
    NGT
    4048
    4875
    RFT
    4188
    4244
    RFT
    4212
    4212
    RFT
    4214
    4214
    RFT
    4436
    4436
    VELOCITY
    800
    4875

  • 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
    153.0
    36
    155.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    697.0
    26
    710.0
    1.80
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1902.0
    17 1/2
    1912.0
    1.81
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    4047.0
    12 1/4
    4060.0
    2.21
    LOT
    LINER
    7
    4800.0
    8 1/2
    4875.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    160
    1.07
    46.0
    waterbased
    330
    1.10
    50.0
    waterbased
    710
    1.13
    65.0
    waterbased
    850
    1.16
    48.0
    waterbased
    1260
    1.18
    54.0
    waterbased
    1490
    1.23
    30.0
    waterbased
    1840
    1.43
    55.0
    waterbased
    2250
    1.50
    70.0
    waterbased
    3420
    1.55
    38.0
    waterbased
    4850
    1.57
    55.0
    waterbased

  • 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