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

33/9-16

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.
    33/9-16
    Type
    Brønnbanetype. Lovlige verdier: EXPLORATION, DEVELOPMENT, OTHER (se 'Formål' for mer informasjon)
    EXPLORATION
    Formål
    Endelig klassifisering av brønnbanen.

    Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS.

    Lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner:
    OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION, INJECTION-CCS, OBSERVATION-CCS.

    Lovlig verdier for andre brønnbaner:
    SOIL DRILLING (boring ifm trase og andre grunnundersøkelser som gjøres for å undersøke grunnforholdene i forkant av plassering av innretninger),
    SHALLOW GAS (undersøke grunn gass før første boring på lokasjon),
    PILOT (undersøke geologi og væskekontakter for plassering av hovedbrønnbanen),
    SCIENTIFIC (bores ihhtLov om vitenskapelige undersøkelser),
    STRATIGRAPHIC (bores ihht Petroleumsloven §2-1).
    WILDCAT
    Status
    Status for brønnbanen. Lovlige verdier:

    BLOWOUT: Det har vært blowout i brønnen.
    CLOSED: Utvinningsbrønnbane som er stengt for produksjon/injeksjon i kortere eller lengre periode. Statusen er også brukt på ferdig borete brønnbaner, der månedlig produksjon/injeksjon ikke har blitt rapportert enda.
    DRILLING: Brønnen er i borefasen. Kan være i aktiv boring, logging, testing eller plugging.
    JUNKED: Boringen ble avsluttet pga tekniske problemer,
    P&A: For letebrønnbane: brønnbanen er plugget og forlatt, og kan ikke re-entres for videre bruk. For utvinningsbrønnbane: produksjon/injeksjon er avsluttet og brønnen er plugget. Brønnhodet er fjernet eller på annet vis gjort utilgjengelig for nye brønnoperasjoner.
    PLUGGED: Brønnbane som er plugget, men øvre deler av brønnbanen kan brukes til å bore nye sidesteg mot nye boremål.
    PRODUCING: Det ble produsert fra brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    INJECTING: Det ble injisert i brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    SUSPENDED: Brønnbane der boringen er midlertidig stoppet. Rettighetshaverne planlegger å fortsette boringen på et senere tidspunkt.
    WILL NEVER BE DRILLED: Brønnbane som er registrert med navn og WellID av Sokkeldirektoratet, men som av ulike årsaker ikke vil bli boret.
    P&A
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORTH SEA
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    33/9-16
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    E86R91-line715 & xline1025
    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.
    Mobil Exploration Norway INC
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    750-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    53
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    28.11.1992
    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.
    20.01.1993
    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.
    20.01.1995
    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.
    24.09.2003
    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.
    APPRAISAL
    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.
    SHOWS
    Funnbrønnbane
    Indikator som forteller om brønnbanen påviste et nytt funn. Lovlige verdier: YES, NO. For brønnbaner der resultatet ikke er pressemeldt eller på annet vis avklart, blir «NO» benyttet.
    NO
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    22.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    227.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2870.0
    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).
    2870.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    1.66
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    101
    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.
    MIDDLE JURASSIC
    Eldste penetrerte formasjon
    Navn på den eldste litostratigrafiske enheten som brønnbanen har penetrert. Vises bare på brønner som er frigitt. I de fleste brønnbaner er dette formasjonen eller gruppen påtruffet i bunnen av brønnbanen. Kan avvike fra formasjonen eller gruppen ved TD for eksempel i brønnbaner som er boret med høy avvik eller gjennom forkastninger. Eksempler på lovlige verdier: AMUNDSEN FM, BALDER FM, BASEMENT, BLODØKS FM, BRYNE FM, BURTON FM, COOK FM, DRAKE FM, DRAUPNE FM, EKOFISK FM, SHETLAND GP.
    NESS FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 23' 28.81'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 57' 1.93'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6806990.41
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    443937.38
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1801

  • Brønnhistorie
    General
    Exploration well 33/9-16 well is located 1.8 km south of the recently drilled 33/9-15 well. It is located just north of Statfjord East and south of Statfjord North in the southern part of License PL 172 updip from the 33/9-15 well and within the same seismically defined Intra Draupne deposits of Volgian age. The primary objective was to evaluate the hydrocarbon potential of the Late Jurassic (Volgian) Intra-Draupne Formation sandstone ("Munin sandstone unit") above the oil/water contact (2719 m subsea), found in the 33/9-15 well. The secondary objective was to evaluate the Middle Jurassic sands of the Brent Group.
    Operations and results
    Well 33/9-16 was spudded with the semi-submersible installation "Ross Isle" on 28 November 1992 and drilled to TD at 2870 m in the Middle Jurassic Ness Formation. The well was drilled water based with sea water and hi-vis pills down to 407 m, sea water and PHB/PAC from 407 m to 1106 m, and with KCl/PHPA/PHB/PAC mud from 1106 m to TD.
    In the Upper Jurassic, the Intra Draupne Formation Sandstone was found as sandstones interbedded with thin siltstones. A 4.3 m zone with oil shows was encountered in the uppermost part of this unit based on shows while drilling and MWD. Three cores were cut in the Draupne Formation. Except for the top meter, the entire Intra Draupne sandstone unit was cored. The top 4 m of the core consisted of a sandstone with good porosity and oil shows.
    In the Middle Jurassic Brent Group, no oil shows were observed in sandstones of the Tarbert and Ness Formations and as a result no cores were cut. An RFT and an MDT sample were taken at 2685 and 2684.5 m respectively and contained water and some gas but only traces of oil. A second MDT sample from 2713 m in the Intra Draupne Formation Sandstone contained water, slight traces of oil, and negligible gas. No wire line samples were taken in the Brent Group.
    The well was permanently abandoned as a dry hole with oil shows on 20 January 1993.
    Testing
    No drill stem test was performed.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    410.00
    2870.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2681.0
    2707.0
    [m ]
    2
    2707.0
    2734.2
    [m ]
    3
    2734.2
    2748.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    67.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2681-2686m
    Kjerne bilde med dybde: 2686-2691m
    Kjerne bilde med dybde: 2691-2696m
    Kjerne bilde med dybde: 2696-2701m
    Kjerne bilde med dybde: 2701-2706m
    2681-2686m
    2686-2691m
    2691-2696m
    2696-2701m
    2701-2706m
    Kjerne bilde med dybde: 2706-2707m
    Kjerne bilde med dybde: 2707-2712m
    Kjerne bilde med dybde: 2712-2717m
    Kjerne bilde med dybde: 2717-2722m
    Kjerne bilde med dybde: 2722-2727m
    2706-2707m
    2707-2712m
    2712-2717m
    2717-2722m
    2722-2727m
    Kjerne bilde med dybde: 2727-2732m
    Kjerne bilde med dybde: 2732-2734m
    Kjerne bilde med dybde: 2734-2739m
    Kjerne bilde med dybde: 2739-2744m
    Kjerne bilde med dybde: 2744-2748m
    2727-2732m
    2732-2734m
    2734-2739m
    2739-2744m
    2744-2748m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    410.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    430.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    450.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    470.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    490.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    510.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    530.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    550.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    570.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    590.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    610.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    630.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    650.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    670.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    690.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    710.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    730.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    750.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    770.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    790.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    810.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    830.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    850.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    870.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    890.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    910.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    930.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    950.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    970.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    990.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1010.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1025.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1040.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1050.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1060.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1070.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1080.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1090.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1100.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1120.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1140.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1160.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1180.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1200.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1220.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1240.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1260.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1280.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1300.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1320.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1330.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1340.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1350.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1360.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1380.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1400.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1420.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1440.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1460.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1480.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1500.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1520.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1540.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1560.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1580.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1600.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1620.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1640.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1660.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1670.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1680.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1700.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1720.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1730.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1740.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1760.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1770.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1790.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1810.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1830.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1850.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1870.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1890.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1900.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1920.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1940.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1960.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1980.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2000.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2020.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2040.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2060.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2080.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2100.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2120.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2140.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2160.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2180.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2200.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2220.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2240.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2270.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2280.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2300.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2320.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2340.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2350.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2380.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2400.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2409.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2418.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2425.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2433.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2442.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2451.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2460.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2469.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2469.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2478.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2487.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2496.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2505.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2514.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2520.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2529.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2538.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2544.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2550.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2559.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2568.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2577.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2583.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2590.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2598.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2605.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2613.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2622.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2628.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2635.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2643.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2649.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2655.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2664.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2668.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2676.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2681.0
    [m]
    C
    MOBIL
    2682.0
    [m]
    C
    MOBIL
    2683.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2684.0
    [m]
    C
    MOBIL
    2685.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2686.0
    [m]
    C
    MOBIL
    2687.0
    [m]
    C
    MOBIL
    2690.0
    [m]
    C
    MOBIL
    2693.0
    [m]
    C
    MOBIL
    2695.0
    [m]
    C
    MOBIL
    2698.0
    [m]
    C
    MOBIL
    2700.0
    [m]
    C
    MOBIL
    2703.0
    [m]
    C
    MOBIL
    2705.0
    [m]
    C
    MOBIL
    2707.2
    [m]
    C
    MOBIL
    2709.0
    [m]
    C
    MOBIL
    2711.0
    [m]
    C
    MOBIL
    2714.0
    [m]
    C
    MOBIL
    2717.0
    [m]
    C
    MOBIL
    2720.0
    [m]
    C
    MOBIL
    2723.0
    [m]
    C
    MOBIL
    2725.0
    [m]
    C
    MOBIL
    2727.0
    [m]
    C
    MOBIL
    2727.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2729.0
    [m]
    C
    MOBIL
    2732.0
    [m]
    C
    MOBIL
    2734.0
    [m]
    C
    MOBIL
    2735.0
    [m]
    C
    MOBIL
    2737.0
    [m]
    C
    MOBIL
    2739.0
    [m]
    C
    MOBIL
    2741.0
    [m]
    C
    MOBIL
    2742.0
    [m]
    C
    MOBIL
    2745.0
    [m]
    C
    MOBIL
    2747.0
    [m]
    C
    MOBIL
    2748.5
    [m]
    C
    MOBIL
    2757.5
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2765.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2775.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2784.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2793.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2802.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2811.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2817.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2826.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2829.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2832.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2835.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2838.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2841.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2844.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2847.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2850.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2859.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2865.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2865.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2870.0
    [m]
    DC
    MOBIL

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.34

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.86
    pdf
    1.97
    pdf
    1.77
    pdf
    1.05

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    71.56

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CST GR
    2180
    2865
    CST GR
    2210
    2860
    DIT BHC GR AMS LSS
    1100
    2020
    DIT BHC LDT CNT NGT GR BHT
    2174
    2873
    DIT BHC LDT GR AMS
    1100
    2186
    DLL MSFL GR
    2174
    2870
    MDT GR
    2684
    2713
    MWD - GR RES DIR
    249
    2870
    RFT GR
    2684
    2863
    SHDT GR
    2174
    2874
    VSP
    400
    2860

  • 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
    296.0
    36
    296.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    402.0
    26
    407.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1100.0
    17 1/2
    1106.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2172.0
    12 1/4
    2185.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    2870.0
    8 1/2
    2870.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    302
    1.07
    WATER BASED
    382
    1.07
    WATER BASED
    407
    1.10
    WATER BASED
    681
    1.12
    4.0
    WATER BASED
    1106
    1.12
    8.0
    WATER BASED
    1214
    1.37
    8.0
    WATER BASED
    1549
    1.37
    8.0
    WATER BASED
    1891
    1.49
    49.0
    WATER BASED
    2185
    1.50
    39.0
    WATER BASED
    2234
    1.50
    24.0
    WATER BASED
    2345
    1.50
    34.0
    WATER BASED
    2546
    1.50
    34.0
    WATER BASED
    2681
    1.52
    34.0
    WATER BASED
    2707
    1.52
    34.0
    WATER BASED
    2775
    1.52
    27.0
    WATER BASED
    2870
    1.52
    31.0
    WATER BASED

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    2681.50
    [m ]
    2687.77
    [m ]
    2701.52
    [m ]
    2713.60
    [m ]
    2719.50
    [m ]
    2721.78
    [m ]
    2733.20
    [m ]
    2741.45
    [m ]
    2743.58
    [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
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.22