Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
21.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

34/8-4 S

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.
    34/8-4 S
    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.
    34/8-4
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH 8404-171/1171& SP. 10656
    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.
    Norsk Hydro Produksjon AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    659-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    186
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    06.12.1990
    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.
    09.06.1991
    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.
    09.06.1993
    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.
    22.04.2005
    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.
    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.
    RANNOCH 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.
    LATE TRIASSIC
    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.
    LUNDE 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.
    309.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4150.0
    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).
    3802.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    56.3
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    137
    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.
    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.
    TEIST FM (INFORMAL)
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 19' 29.58'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 25' 18.67'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6799274.11
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    469049.02
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1683

  • Brønnhistorie
    General
    Well 34/8-4 S is located on the Visund Field, A structure where previous wells 3/8-1, 3/8-3, and 3/8-3 A had proved hydrocarbons in the Brent Group. The main target in 34/8-4 S was the hydrocarbon potential in the Lomvi Formation on the A-structure. Secondary targets were the hydrocarbon potentials of the Statfjord and Lunde B/C formations on the A south compartment. Pressure measurement should be acquired from the Lunde- and Lomvi Formations in order to evaluate the sealing potential of the Middle to Late Triassic sequence. The well was designed for temporary abandonment and re-entry as a subsea producer. The well was planned as a deviated hole to penetrate top Statfjord, Lunde B/C and the Lomvi Formations within structural closure, leaving more than 10 mill Sm3 oil untested up-dip. Boulders could be encountered between 350 m and 395 m. Two intervals with possibility for shallow gas were identified at 446 m and 477 m.
    Operations and results
    Wildcat well 34/8-4 S was spudded with the semi-submersible installation Maersk Jutlander on 6 Desember 1991 and drilled to TD at 4150 m in rocks of Triassic age. Drilling started with an 8 1/2" pilot hole checking for shallow gas. No boulders or shallow gas was encountered. Significant technical problems were encountered during drilling of this well and one third of the total rig time was counted as down time. The longest period of down time occurred after TD in the 17 1/2" hole where 31.6 days were spent repairing the BOP and wellhead. The planned TD at 4478 m was not reached due to operational problems. The pipe was backed off at 3936 m and the borehole was logged from this depth and up to the 9 5/8" casing shoe. The well was drilled vertical down to ca 2310 m where it started to build angle up to 30 ° at ca 2680 m. From here to TD the deviation varied between 30 ° and 50 °.  The well was drilled with spud mud and seawater down to 1165 m, with KCl / polymer mud from 1165 m to 3781 m, and with a dispersed high-temperature tolerant mud system from 3781 m to TD.
    Hydrocarbons were encountered in the Brent Group, Rannoch sandstones, and in thickly developed Triassic sandstones of the Hegre Group's Lunde Formation. No fluid contacts were observed in either Groups. The Lomvi Formation proved to be water bearing. Oil shows on sandstones started at Top Brent Group, 2903 m, and ended at 3697 m in Late Triassic, Lunde Formation. One of the secondary targets, the Statfjord Formation, was not encountered in the well. A total of seventeen cores were cut: sixteen in the Lunde Formation and one in the Lomvi Formation. RFT formation pressures were obtained in five runs, three of which were cased hole RFT runs. A gas gradient was defined from pressures obtained in the Brent Group and a common hydrocarbon gradient of 0.045 bar/m (0.46 g/cc) could be inferred throughout the Lunde Formation. A total of 60 sidewall cores were requested in two runs and 37 were recovered. The well was suspended on 9 June 1992 a gas and condensate discovery in the Lunde Formation.
    Testing
    Five production tests were performed, four gas/condensate tests in the Lunde Formation and one gas test in the Rannoch Formation. Production test data quoted refer to maximum rates at the specified choke sizes.
    Test 1 was performed in the interval 3219.0 - 3241.0 in Lunde D. It flowed at a condensate rate of 441 Sm3/d and a gas rate of 410280 Sm3/d on a 15.87 mm choke. The GOR was 930 Sm3/Sm3. The condensate gravity was 0.782 g/cc and the gas gravity was 0.728 (air = l). The test produced 2.0 % CO2 and no H2S.
    Test 2 was aborted due to tool failure shortly after running the test string.
    Test 2A was performed in the interval 3133.0 - 3143.0 m in Lunde B/C. It flowed at a condensate rate of 754 Sm3/d and a gas rate of 605090 Sm3/d on a 17.46 mm choke. The GOR was 803 Sm3/Sm3. The condensate gravity was 0.788 g/cc and the gas gravity 0.734 (air = 1). The test produced 0.7 % CO2 and no H2S.
    With the test string still in position after Test 2A, Test 2B1 was initiated by perforating three additional intervals. However, it was aborted due to problems with the subsea test tree and lubricator valves.
    Test 2B2 perforated the four intervals 3132.5 - 3142.5 m, 3112.5 - 3127.5 m, 3094.5 -3104.5 m, and 3066.5 - 3082.0 m in Lunde B/C. It flowed at a condensate rate of 985 Sm3/d and a gas rate of 792950 Sm3/d on a 20.63 mm choke. The GOR was 805 Sm3/Sm3. The condensate gravity was 0.785 g/cc and the gas gravity 0.739 (air = l). The test produced 0.5 % CO2 and no H2S.
    Test 3 perforated the interval 3000.7 - 3017.7 m. It flowed at a condensate rate of 908 Sm3/d and a gas rate of 708500 Sm3/d on a 21.43 mm choke. The GOR was 781 Sm3/Sm3. The condensate gravity was 0.777 g/cc and the gas gravity 0.738 (air-1). The test produced 0.1 % CO2 and no H2S.
    Test 4 perforated the interval 2903.4 - 2917.4 m, top section of the Rannoch Formation. It flowed at a condensate rate of 205 Sm3/d and a gas rate of 480000 Sm3/d on a 25.40 mm choke. The GOR was 2418 Sm3/Sm3. The condensate gravity was 0.770 g/cc and the gas gravity 0.690 (air = l). The test produced 1.0% CO2 and 0.6 ppm H2 S.
    Note that for this well the "bottle depths" quoted for the oil samples available from the NPD are in m TVD MSL.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1170.00
    4150.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3005.0
    3019.7
    [m ]
    2
    3067.0
    3084.6
    [m ]
    3
    3096.0
    3122.8
    [m ]
    4
    3123.5
    3142.6
    [m ]
    5
    3176.0
    3188.8
    [m ]
    6
    3190.0
    3207.6
    [m ]
    7
    3208.0
    3235.7
    [m ]
    8
    3255.0
    3272.4
    [m ]
    9
    3276.0
    3285.0
    [m ]
    10
    3292.0
    3317.7
    [m ]
    11
    3319.0
    3332.4
    [m ]
    12
    3333.0
    3358.5
    [m ]
    13
    3385.0
    3412.0
    [m ]
    14
    3412.0
    3438.8
    [m ]
    15
    3439.0
    3465.5
    [m ]
    16
    3466.0
    3485.5
    [m ]
    17
    4044.0
    4071.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    354.6
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3005-3010m
    Kjerne bilde med dybde: 3010-3015m
    Kjerne bilde med dybde: 3015-3019m
    Kjerne bilde med dybde: 3067-3072m
    Kjerne bilde med dybde: 3072-3077m
    3005-3010m
    3010-3015m
    3015-3019m
    3067-3072m
    3072-3077m
    Kjerne bilde med dybde: 3077-3082m
    Kjerne bilde med dybde: 3082-3084m
    Kjerne bilde med dybde: 3096-3101m
    Kjerne bilde med dybde: 3101-3106m
    Kjerne bilde med dybde: 3106-3111m
    3077-3082m
    3082-3084m
    3096-3101m
    3101-3106m
    3106-3111m
    Kjerne bilde med dybde: 3111-3116m
    Kjerne bilde med dybde: 3116-3121m
    Kjerne bilde med dybde: 3121-3122m
    Kjerne bilde med dybde: 3123-3128m
    Kjerne bilde med dybde: 3128-3133m
    3111-3116m
    3116-3121m
    3121-3122m
    3123-3128m
    3128-3133m
    Kjerne bilde med dybde: 3133-3138m
    Kjerne bilde med dybde: 3138-3142m
    Kjerne bilde med dybde: 3176-3181m
    Kjerne bilde med dybde: 3181-3186m
    Kjerne bilde med dybde: 3186-3188m
    3133-3138m
    3138-3142m
    3176-3181m
    3181-3186m
    3186-3188m
    Kjerne bilde med dybde: 3190-3195m
    Kjerne bilde med dybde: 3195-3200m
    Kjerne bilde med dybde: 3200-3205m
    Kjerne bilde med dybde: 3205-3207m
    Kjerne bilde med dybde: 3208-3213m
    3190-3195m
    3195-3200m
    3200-3205m
    3205-3207m
    3208-3213m
    Kjerne bilde med dybde: 3213-3218m
    Kjerne bilde med dybde: 3218-3223m
    Kjerne bilde med dybde: 3223-3228m
    Kjerne bilde med dybde: 3228-3233m
    Kjerne bilde med dybde: 3233-3235m
    3213-3218m
    3218-3223m
    3223-3228m
    3228-3233m
    3233-3235m
    Kjerne bilde med dybde: 3255-3260m
    Kjerne bilde med dybde: 3260-3265m
    Kjerne bilde med dybde: 3265-3270m
    Kjerne bilde med dybde: 3270-3272m
    Kjerne bilde med dybde: 3276-3281m
    3255-3260m
    3260-3265m
    3265-3270m
    3270-3272m
    3276-3281m
    Kjerne bilde med dybde: 3281-3285m
    Kjerne bilde med dybde: 3292-3297m
    Kjerne bilde med dybde: 3297-3302m
    Kjerne bilde med dybde: 3302-3307m
    Kjerne bilde med dybde: 3307-3312m
    3281-3285m
    3292-3297m
    3297-3302m
    3302-3307m
    3307-3312m
    Kjerne bilde med dybde: 3312-3317m
    Kjerne bilde med dybde: 3317-3318m
    Kjerne bilde med dybde: 3319-3324m
    Kjerne bilde med dybde: 3324-3329m
    Kjerne bilde med dybde: 3329-3332m
    3312-3317m
    3317-3318m
    3319-3324m
    3324-3329m
    3329-3332m
    Kjerne bilde med dybde: 3333-3338m
    Kjerne bilde med dybde: 3338-3343m
    Kjerne bilde med dybde: 3343-3348m
    Kjerne bilde med dybde: 3348-3353m
    Kjerne bilde med dybde: 3353-3358m
    3333-3338m
    3338-3343m
    3343-3348m
    3348-3353m
    3353-3358m
    Kjerne bilde med dybde: 3358-3359m
    Kjerne bilde med dybde: 3385-3390m
    Kjerne bilde med dybde: 3390-3395m
    Kjerne bilde med dybde: 3395-3400m
    Kjerne bilde med dybde: 3400-3405m
    3358-3359m
    3385-3390m
    3390-3395m
    3395-3400m
    3400-3405m
    Kjerne bilde med dybde: 3405-3410m
    Kjerne bilde med dybde: 3410-3412m
    Kjerne bilde med dybde: 3412-3417m
    Kjerne bilde med dybde: 3417-3422m
    Kjerne bilde med dybde: 3422-3427m
    3405-3410m
    3410-3412m
    3412-3417m
    3417-3422m
    3422-3427m
    Kjerne bilde med dybde: 3427-3432m
    Kjerne bilde med dybde: 3432-3437m
    Kjerne bilde med dybde: 3437-3438m
    Kjerne bilde med dybde: 3439-3444m
    Kjerne bilde med dybde: 3444-3449m
    3427-3432m
    3432-3437m
    3437-3438m
    3439-3444m
    3444-3449m
    Kjerne bilde med dybde: 3449-3454m
    Kjerne bilde med dybde: 3454-3459m
    Kjerne bilde med dybde: 3459-3464m
    Kjerne bilde med dybde: 3464-3465m
    Kjerne bilde med dybde: 3464-3471m
    3449-3454m
    3454-3459m
    3459-3464m
    3464-3465m
    3464-3471m
    Kjerne bilde med dybde: 3471-3476m
    Kjerne bilde med dybde: 3476-3481m
    Kjerne bilde med dybde: 3481-3485m
    Kjerne bilde med dybde: 4044-4049m
    Kjerne bilde med dybde: 4049-4054m
    3471-3476m
    3476-3481m
    3481-3485m
    4044-4049m
    4049-4054m
    Kjerne bilde med dybde: 4054-4059m
    Kjerne bilde med dybde: 4059-4064m
    Kjerne bilde med dybde: 4064-4069m
    Kjerne bilde med dybde: 4069-4071m
    Kjerne bilde med dybde:  
    4054-4059m
    4059-4064m
    4064-4069m
    4069-4071m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2253.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2269.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2305.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2441.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2473.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2581.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2633.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2650.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2734.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2742.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2781.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2797.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3081.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3102.2
    [m]
    C
    HYDRO
    3106.1
    [m]
    C
    HYDRO
    3110.2
    [m]
    C
    HYDRO
    3124.9
    [m]
    C
    HYDRO
    3126.5
    [m]
    C
    HYDRO
    3128.3
    [m]
    C
    HYDRO
    3138.9
    [m]
    C
    HYDRO
    3182.7
    [m]
    C
    HYDRO
    3183.7
    [m]
    C
    HYDRO
    3195.7
    [m]
    C
    HYDRO
    3257.9
    [m]
    C
    HYDRO
    3272.2
    [m]
    C
    HYDRO
    3295.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3304.5
    [m]
    C
    HYDRO
    3337.8
    [m]
    C
    HYDRO
    3346.9
    [m]
    C
    HYDRO
    3353.8
    [m]
    C
    HYDRO
    3353.9
    [m]
    C
    HYDRO
    3396.9
    [m]
    C
    HYDRO
    3403.2
    [m]
    C
    HYDRO
    3414.8
    [m]
    C
    HYDRO
    3424.1
    [m]
    C
    HYDRO
    3440.2
    [m]
    C
    HYDRO
    3450.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3460.1
    [m]
    C
    HYDRO
    3470.6
    [m]
    C
    HYDRO
    3481.2
    [m]
    C
    HYDRO
    3482.4
    [m]
    C
    HYDRO
    3484.3
    [m]
    C
    HYDRO
    3701.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3715.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3750.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3759.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3782.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3797.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3805.2
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3819.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3829.2
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3852.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3865.2
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3882.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3890.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3908.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3911.3
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3931.7
    [m]
    SWC
    HYDRO

  • 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
    3062.10
    3079.70
    13.04.1991 - 10:50
    YES
    DST
    TEST2A
    2994.40
    3002.20
    27.04.1991 - 00:00
    YES
    DST
    TEST2B
    2943.20
    3002.20
    13.05.1991 - 00:00
    YES
    DST
    DST4
    0.00
    0.00
    01.06.1991 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.66

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.16

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.18
    pdf
    0.24

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    27.73

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3219
    3241
    15.8
    2.1
    3133
    3143
    17.4
    2.2
    3066
    3142
    20.6
    3.0
    3000
    3017
    21.4
    4.0
    2903
    2917
    25.4
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    17.000
    113
    2.1
    25.000
    114
    2.2
    23.000
    112
    3.0
    20.000
    110
    4.0
    6.000
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    441
    410130
    0.782
    0.728
    930
    2.1
    754
    605000
    0.788
    0.734
    803
    2.2
    985
    792000
    0.785
    0.739
    805
    3.0
    908
    708000
    0.777
    0.738
    781
    4.0
    205
    480000
    0.770
    0.690
    2418

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CST-C GR
    2181
    2797
    CST-C GR
    3668
    3931
    DIL LSS GR SP AMS
    2164
    3584
    DIL LSS GR SP AMS
    3659
    3925
    DIL LSS LDL CNL GR SP AMS
    1149
    2163
    DLL MSFL GR CAL
    2164
    3667
    DLL MSFL LDL CNL GR SP AMS
    2850
    3226
    FMS4 GR CAL
    2164
    3669
    FMS4 GR CAL AMS
    3659
    3925
    LDL CNL NGL AMS
    2164
    3560
    LDL CNL NGL CAL AMS
    3659
    3929
    MWD - GR RES DIR
    332
    4120
    RFT HP GR
    3693
    3897
    RFT-B HP GR AMS
    2907
    3231
    VSP
    420
    2140
    VSP
    500
    2800
    VSP
    500
    3864

  • 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
    417.0
    36
    421.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    18 5/8
    1146.0
    24
    1451.0
    1.58
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2161.0
    17 1/2
    2800.0
    1.78
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3662.0
    12 1/4
    3673.0
    2.07
    LOT
    OPEN HOLE
    4150.0
    8 1/2
    4150.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    420
    1.05
    1.0
    1.0
    WATER BASED
    10.12.1990
    500
    1.00
    1.0
    1.0
    WATER BASED
    10.06.1991
    500
    1.00
    1.0
    1.0
    WATER BASED
    10.06.1991
    1165
    1.20
    1.0
    1.0
    WATER BASED
    18.12.1990
    1165
    1.25
    1.0
    1.0
    WATER BASED
    13.12.1990
    1165
    1.25
    1.0
    1.0
    WATER BASED
    13.12.1990
    1165
    1.05
    1.0
    1.0
    WATER BASED
    14.12.1990
    1165
    1.20
    1.0
    1.0
    WATER BASED
    18.12.1990
    1165
    1.20
    1.0
    1.0
    WATER BASED
    18.12.1990
    1165
    1.20
    10.0
    3.0
    WATER BASED
    18.12.1990
    1186
    1.20
    14.0
    5.0
    WATER BASED
    19.12.1990
    1488
    1.20
    14.0
    5.0
    WATER BASED
    21.12.1990
    1846
    1.40
    29.0
    8.0
    WATER BASED
    27.12.1990
    2117
    1.38
    27.0
    9.0
    WATER BASED
    27.12.1990
    2177
    1.40
    25.0
    13.0
    WATER BASED
    27.12.1990
    2177
    1.40
    25.0
    13.0
    WATER BASED
    27.12.1990
    2177
    1.40
    25.0
    13.0
    WATER BASED
    28.12.1990
    2177
    1.40
    25.0
    13.0
    WATER BASED
    03.01.1991
    2177
    1.40
    29.0
    8.0
    WATER BASED
    03.01.1991
    2177
    1.40
    29.0
    9.0
    WATER BASED
    03.01.1991
    2177
    1.40
    29.0
    9.0
    WATER BASED
    03.01.1991
    2177
    1.40
    29.0
    9.0
    WATER BASED
    03.01.1991
    2177
    1.40
    21.0
    7.0
    WATER BASED
    07.01.1991
    2177
    1.40
    21.0
    7.0
    WATER BASED
    08.01.1991
    2177
    1.40
    21.0
    7.0
    WATER BASED
    09.01.1991
    2177
    1.40
    21.0
    7.0
    WATER BASED
    11.01.1991
    2177
    1.40
    21.0
    7.0
    WATER BASED
    14.01.1991
    2177
    1.40
    21.0
    7.0
    WATER BASED
    15.01.1991
    2177
    1.40
    21.0
    7.0
    WATER BASED
    16.01.1991
    2177
    1.40
    21.0
    11.0
    WATER BASED
    17.01.1991
    2177
    1.40
    21.0
    11.0
    WATER BASED
    18.01.1991
    2177
    1.40
    20.0
    12.0
    WATER BASED
    21.01.1991
    2177
    1.40
    20.0
    12.0
    WATER BASED
    21.01.1991
    2177
    1.40
    25.0
    13.0
    WATER BASED
    27.12.1990
    2177
    1.40
    25.0
    13.0
    WATER BASED
    03.01.1991
    2177
    1.40
    29.0
    9.0
    WATER BASED
    07.01.1991
    2177
    1.40
    21.0
    7.0
    WATER BASED
    14.01.1991
    2180
    1.40
    23.0
    12.0
    WATER BASED
    23.01.1991
    2204
    1.40
    21.0
    11.0
    WATER BASED
    25.01.1991
    2300
    1.45
    24.0
    12.0
    WATER BASED
    25.01.1991
    2331
    1.45
    23.0
    12.0
    WATER BASED
    29.01.1991
    2518
    1.50
    24.0
    13.0
    WATER BASED
    29.01.1991
    2656
    1.55
    28.0
    12.0
    WATER BASED
    29.01.1991
    2767
    1.60
    34.0
    13.0
    WATER BASED
    30.01.1991
    2819
    1.65
    33.0
    13.0
    WATER BASED
    30.01.1991
    2835
    1.70
    32.0
    20.0
    WATER BASED
    07.06.1991
    2859
    1.65
    31.0
    12.0
    WATER BASED
    31.01.1991
    2899
    1.65
    39.0
    12.0
    WATER BASED
    01.02.1991
    2927
    1.65
    34.0
    12.0
    WATER BASED
    05.02.1991
    2945
    1.70
    30.0
    17.0
    WATER BASED
    31.05.1991
    2945
    1.70
    30.0
    17.0
    WATER BASED
    04.06.1991
    2945
    1.70
    30.0
    17.0
    WATER BASED
    05.06.1991
    2945
    1.70
    29.0
    13.0
    WATER BASED
    06.06.1991
    2945
    1.70
    30.0
    17.0
    WATER BASED
    04.06.1991
    3005
    1.65
    34.0
    13.0
    WATER BASED
    05.02.1991
    3021
    1.65
    34.0
    12.0
    WATER BASED
    05.02.1991
    3050
    1.70
    28.0
    15.0
    WATER BASED
    21.05.1991
    3050
    1.73
    31.0
    18.0
    WATER BASED
    21.05.1991
    3050
    1.73
    29.0
    19.0
    WATER BASED
    21.05.1991
    3050
    1.73
    32.0
    19.0
    WATER BASED
    22.05.1991
    3050
    1.73
    31.0
    18.0
    WATER BASED
    23.05.1991
    3050
    1.73
    31.0
    18.0
    WATER BASED
    24.05.1991
    3050
    1.73
    31.0
    18.0
    WATER BASED
    28.05.1991
    3050
    1.73
    31.0
    18.0
    WATER BASED
    28.05.1991
    3050
    1.70
    30.0
    17.0
    WATER BASED
    30.05.1991
    3050
    1.73
    30.0
    17.0
    WATER BASED
    29.05.1991
    3057
    1.70
    27.0
    12.0
    WATER BASED
    21.05.1991
    3067
    1.65
    33.0
    11.0
    WATER BASED
    05.02.1991
    3085
    1.65
    34.0
    15.0
    WATER BASED
    06.02.1991
    3105
    1.65
    30.0
    11.0
    WATER BASED
    07.02.1991
    3124
    1.65
    30.0
    9.0
    WATER BASED
    08.02.1991
    3124
    1.65
    30.0
    9.0
    WATER BASED
    08.02.1991
    3134
    1.70
    29.0
    12.0
    WATER BASED
    25.04.1991
    3134
    1.70
    24.0
    9.0
    WATER BASED
    23.04.1991
    3144
    1.65
    40.0
    15.0
    WATER BASED
    12.02.1991
    3150
    1.70
    21.0
    7.0
    WATER BASED
    08.04.1991
    3160
    1.70
    28.0
    10.0
    WATER BASED
    08.05.1991
    3160
    1.70
    28.0
    10.0
    WATER BASED
    10.05.1991
    3160
    1.70
    27.0
    17.0
    WATER BASED
    14.05.1991
    3160
    1.70
    30.0
    13.0
    WATER BASED
    21.05.1991
    3160
    1.70
    30.0
    9.0
    WATER BASED
    25.04.1991
    3160
    1.70
    30.0
    9.0
    WATER BASED
    26.04.1991
    3160
    1.70
    30.0
    9.0
    WATER BASED
    30.04.1991
    3160
    1.70
    30.0
    9.0
    WATER BASED
    30.04.1991
    3160
    1.70
    30.0
    9.0
    WATER BASED
    30.04.1991
    3160
    1.70
    30.0
    9.0
    WATER BASED
    02.05.1991
    3160
    1.70
    30.0
    12.0
    WATER BASED
    03.05.1991
    3160
    1.70
    30.0
    12.0
    WATER BASED
    06.05.1991
    3160
    1.70
    30.0
    12.0
    WATER BASED
    06.05.1991
    3160
    1.70
    28.0
    10.0
    WATER BASED
    07.05.1991
    3160
    1.70
    29.0
    14.0
    WATER BASED
    10.05.1991
    3160
    1.70
    29.0
    14.0
    WATER BASED
    14.05.1991
    3160
    1.70
    29.0
    14.0
    WATER BASED
    14.05.1991
    3160
    1.70
    27.0
    17.0
    WATER BASED
    14.05.1991
    3160
    1.70
    27.0
    17.0
    WATER BASED
    15.05.1991
    3160
    1.70
    27.0
    17.0
    WATER BASED
    16.05.1991
    3173
    1.65
    40.0
    14.0
    WATER BASED
    12.02.1991
    3184
    1.71
    24.0
    6.0
    WATER BASED
    22.04.1991
    3184
    1.70
    25.0
    8.0
    WATER BASED
    22.04.1991
    3187
    1.65
    39.0
    12.0
    WATER BASED
    12.02.1991
    3208
    1.65
    40.0
    12.0
    WATER BASED
    12.02.1991
    3233
    1.65
    42.0
    13.0
    WATER BASED
    13.02.1991
    3236
    1.65
    38.0
    13.0
    WATER BASED
    14.02.1991
    3255
    1.70
    21.0
    6.0
    WATER BASED
    08.04.1991
    3255
    1.70
    20.0
    5.0
    WATER BASED
    09.04.1991
    3255
    1.70
    20.0
    6.0
    WATER BASED
    11.04.1991
    3255
    1.70
    20.0
    6.0
    WATER BASED
    12.04.1991
    3255
    1.70
    20.0
    6.0
    WATER BASED
    17.04.1991
    3255
    1.70
    20.0
    6.0
    WATER BASED
    17.04.1991
    3255
    1.70
    20.0
    6.0
    WATER BASED
    17.04.1991
    3255
    1.70
    20.0
    5.0
    WATER BASED
    19.04.1991
    3255
    1.71
    24.0
    6.0
    WATER BASED
    22.04.1991
    3255
    1.70
    20.0
    6.0
    WATER BASED
    17.04.1991
    3255
    1.70
    20.0
    5.0
    WATER BASED
    18.04.1991
    3256
    1.65
    34.0
    12.0
    WATER BASED
    15.02.1991
    3256
    1.65
    34.0
    12.0
    WATER BASED
    19.02.1991
    3258
    1.70
    20.0
    6.0
    WATER BASED
    08.04.1991
    3276
    1.65
    40.0
    14.0
    WATER BASED
    19.02.1991
    3279
    1.65
    42.0
    12.0
    WATER BASED
    19.02.1991
    3286
    1.65
    36.0
    13.0
    WATER BASED
    19.02.1991
    3292
    1.65
    39.0
    14.0
    WATER BASED
    19.02.1991
    3319
    1.65
    37.0
    14.0
    WATER BASED
    20.02.1991
    3333
    1.65
    40.0
    13.0
    WATER BASED
    21.02.1991
    3358
    1.65
    39.0
    12.0
    WATER BASED
    22.02.1991
    3380
    1.65
    39.0
    12.0
    WATER BASED
    26.02.1991
    3386
    1.65
    38.0
    11.0
    WATER BASED
    26.02.1991
    3412
    1.65
    38.0
    12.0
    WATER BASED
    26.02.1991
    3439
    1.64
    38.0
    11.0
    WATER BASED
    26.02.1991
    3466
    1.65
    41.0
    12.0
    WATER BASED
    27.02.1991
    3474
    1.65
    40.0
    12.0
    WATER BASED
    28.02.1991
    3486
    1.65
    40.0
    12.0
    WATER BASED
    01.03.1991
    3518
    1.65
    37.0
    12.0
    WATER BASED
    05.03.1991
    3560
    1.59
    20.0
    7.0
    WATER BASED
    05.04.1991
    3560
    1.70
    21.0
    7.0
    WATER BASED
    05.04.1991
    3561
    1.65
    35.0
    11.0
    WATER BASED
    05.03.1991
    3615
    1.65
    34.0
    12.0
    WATER BASED
    05.03.1991
    3671
    1.65
    36.0
    10.0
    WATER BASED
    06.03.1991
    3671
    1.65
    46.0
    11.0
    WATER BASED
    05.03.1991
    3671
    1.65
    40.0
    7.0
    WATER BASED
    07.03.1991
    3671
    1.65
    41.0
    10.0
    WATER BASED
    08.03.1991
    3671
    1.65
    40.0
    9.0
    WATER BASED
    11.03.1991
    3671
    1.68
    52.0
    11.0
    WATER BASED
    11.03.1991
    3671
    1.68
    34.0
    19.0
    WATER BASED
    11.03.1991
    3673
    1.68
    37.0
    7.0
    WATER BASED
    15.03.1991
    3673
    1.68
    37.0
    7.0
    WATER BASED
    15.03.1991
    3673
    1.68
    45.0
    11.0
    WATER BASED
    12.03.1991
    3673
    1.68
    40.0
    9.0
    WATER BASED
    13.03.1991
    3673
    1.68
    42.0
    11.0
    WATER BASED
    14.03.1991
    3673
    1.60
    26.0
    7.0
    WATER BASED
    18.03.1991
    3746
    1.60
    31.0
    9.0
    WATER BASED
    18.03.1991
    3781
    1.60
    30.0
    7.0
    WATER BASED
    18.03.1991
    3874
    1.60
    38.0
    6.0
    WATER BASED
    20.03.1991
    3917
    1.60
    27.0
    7.0
    WATER BASED
    20.03.1991
    4027
    1.60
    24.0
    6.0
    WATER BASED
    21.03.1991
    4043
    1.60
    24.0
    7.0
    WATER BASED
    22.03.1991
    4071
    1.60
    22.0
    7.0
    WATER BASED
    26.03.1991
    4114
    1.60
    23.0
    7.0
    WATER BASED
    26.03.1991
    4122
    1.60
    26.0
    8.0
    WATER BASED
    26.03.1991
    4149
    1.60
    23.0
    7.0
    WATER BASED
    26.03.1991
    4150
    1.59
    20.0
    7.0
    WATER BASED
    27.03.1991

  • 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
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.23