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

35/3-4

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.
    35/3-4
    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).
    APPRAISAL
    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
    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.
    35/3-4
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    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.
    Saga Petroleum ASA
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    272-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    189
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    30.11.1980
    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.
    06.06.1981
    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.
    06.06.1983
    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.
    18.05.2004
    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.
    NO
    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.
    EARLY CRETACEOUS
    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.
    AGAT 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.
    258.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4089.0
    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).
    4087.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    3.5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    125
    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.
    PRE-DEVONIAN
    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.
    BASEMENT
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 51' 54.54'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 52' 26.99'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6859631.80
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    545989.90
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    219

  • Brønnhistorie
    General
    Wildcat wells 35/3-3 and 35/3-4 were drilled in the Norwegian sector of the North Sea approximately 50 km west of MålØy, Norway. The primary target was to test the possible extension of Lower Cretaceous sandstones to the east of those encountered in wells 35/3-1 and 35/3-2. A stratigraphic trap was thought to exist in these sandstones. A secondary target was possible sandstones of Early Jurassic age with a possible pinch-out trap.
    Well 35/3-3 was spudded with the semi-submersible installation Byford Dolphin on 30 October 1980. It was drilled and logged to 900 m, then junked because of technical problems running the 20" casing. The rig was moved about 20 meters, and the well was respudded as 35/3-4.
    Operations and results
    Well 35/3-4 was spudded with the semi-submersible installation Byford Dolphin on 30 November 1980 and drilled to TD at 4089 m in Basement rocks (Caledonian age). A sidetrack was drilled from 3768 m. The well was drilled with seawater and gel down to 457m, with seawater/gel/lignosulfonate from 457 m to 879 m, with lignosulfonate/gypsum/gel mud from 879 m to 2388 m, and with gel/lignosulfonate/PAC mud from 2388 m to TD.
    The well penetrated strata from Tertiary through Jurassic before reaching basement rocks-of Caledonian age.
    Hydrocarbon shows were encountered in Lower Cretaceous and Lower-Middle Jurassic sand. The Lower Cretaceous sediments were interpreted as submarine fans. RFT measurements in Lower Cretaceous indicate an upper zone with a gas gradient of 0.4 psi/m, and a deeper zone with a water gradient of 1,54 psi/m. There seem to be no pressure communication between these two zones. Log evaluation indicate 13 m net thickness in the interval 3445 m to 3471 m, with an average porosity of 19 % and an average water saturation of 52 %.
    Organic geochemical analyses showed poor, immature to marginally mature source rocks with limited potential for gas/condensate down to ca 3200 m. At 3200 m to ca 3650 metres zones of medium to dark grey shales have useful TOC (up to ca 3%) but are effectively immature in well position and have a negligible potential for gas (hydrogen index from 50 to 150 mg HC/g TOC).
    Abundant medium to dark grey and dark olive grey shales occur in zones from 3650 m to TD.  Although they are generally poor source rocks scattered fair and good to very good interbeds are also present, notably in the Heather Formation and below 4000 m (base of Cook). The best interval was found in the interval 3695 m to 3725 m in the Heather Formation (TOC from 3.1 % to 3.8 % and hydrogen index from 260 mg/g to 360 mg/g). Their marginal maturity will, however, limit hydrocarbon generation on-structure to minor volumes of gas and associated liquids. Ten cores were cut in the Agat Formation from 3400.6 m to 3543 m and one core was cut in basement at TD from 4087 m to 4088.8 m.
    The well was plugged and abandoned on 6 June 1981 as a gas/condensate appraisal of the 35/3-2 Agat Discovery.
    Testing
    Three drill stem tests were performed in the Lower Cretaceous sequence. In DST1 the intervals 3488.50 m to 3495.00, 3498.25 m to 3503.25, and 3504.50 m to 3507.75 were perforated, but no fluids were produced.  In DST2 the intervals 3445.00 m to 3447.5, 3449.25 m to 3453.5, 3454.5 m to 3459.5, and 3464.0 m to 3471.5 were perforated, but due to technical problems the test was abandoned. The final test, named DST 2A the same perforation intervals as in DST2 were used. Final gas flow rate under the first main flow period was 688000 Sm3/day and the corresponding condensate flow rate was 84 Sm3/day on a 36/64" choke. This correspond to a GOR of  8200 Sm3/Sm3. The gas gravity was 0.62 (air = 1) and condensate gravity was 50.3 °API.
    Based on the test results from both 35/3-2 and 35/3-4 the reservoir encountered in 35/3-2 was interpreted as close to its dew point, while the 35/3-4 reservoir may not be. The reservoir penetrated by 35/3-4 is in a different pressure regime showing the two reservoirs to be different.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    NO
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    890.00
    4086.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3400.6
    3415.4
    [m ]
    2
    3447.3
    3457.6
    [m ]
    3
    3458.5
    3459.6
    [m ]
    4
    3459.7
    3478.1
    [m ]
    5
    3478.1
    3488.6
    [m ]
    6
    3491.8
    3497.0
    [m ]
    7
    3497.8
    3509.5
    [m ]
    8
    3509.5
    3514.8
    [m ]
    9
    3518.0
    3530.7
    [m ]
    10
    3536.0
    3542.8
    [m ]
    11
    4087.0
    4088.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    98.2
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3400-3403m
    Kjerne bilde med dybde: 3403-3406m
    Kjerne bilde med dybde: 3406-3408m
    Kjerne bilde med dybde: 3408-3411m
    Kjerne bilde med dybde: 3411-3414m
    3400-3403m
    3403-3406m
    3406-3408m
    3408-3411m
    3411-3414m
    Kjerne bilde med dybde: 3414-3415m
    Kjerne bilde med dybde: 3447-3450m
    Kjerne bilde med dybde: 3450-3452m
    Kjerne bilde med dybde: 3452-3455m
    Kjerne bilde med dybde: 3455-3457m
    3414-3415m
    3447-3450m
    3450-3452m
    3452-3455m
    3455-3457m
    Kjerne bilde med dybde: 3458-3459m
    Kjerne bilde med dybde: 3459-3462m
    Kjerne bilde med dybde: 3462-3465m
    Kjerne bilde med dybde: 3465-3467m
    Kjerne bilde med dybde: 3467-3470m
    3458-3459m
    3459-3462m
    3462-3465m
    3465-3467m
    3467-3470m
    Kjerne bilde med dybde: 3470-3473m
    Kjerne bilde med dybde: 3473-3475m
    Kjerne bilde med dybde: 3475-3481m
    Kjerne bilde med dybde: 3478-3480m
    Kjerne bilde med dybde: 3480-3483m
    3470-3473m
    3473-3475m
    3475-3481m
    3478-3480m
    3480-3483m
    Kjerne bilde med dybde: 3483-3486m
    Kjerne bilde med dybde: 3486-3488m
    Kjerne bilde med dybde: 3497-3500m
    Kjerne bilde med dybde: 3500-3503m
    Kjerne bilde med dybde: 3491-3494m
    3483-3486m
    3486-3488m
    3497-3500m
    3500-3503m
    3491-3494m
    Kjerne bilde med dybde: 3494-3497m
    Kjerne bilde med dybde: 3503-3505m
    Kjerne bilde med dybde: 3505-3508m
    Kjerne bilde med dybde: 3503-3505m
    Kjerne bilde med dybde: 3505-3508m
    3494-3497m
    3503-3505m
    3505-3508m
    3503-3505m
    3505-3508m
    Kjerne bilde med dybde: 3508-3509m
    Kjerne bilde med dybde: 4087-4088m
    Kjerne bilde med dybde: 3509-3512m
    Kjerne bilde med dybde: 3512-3514m
    Kjerne bilde med dybde: 3518-3520m
    3508-3509m
    4087-4088m
    3509-3512m
    3512-3514m
    3518-3520m
    Kjerne bilde med dybde: 3520-3523m
    Kjerne bilde med dybde: 3523-3526m
    Kjerne bilde med dybde: 3526-3528m
    Kjerne bilde med dybde: 3528-3530m
    Kjerne bilde med dybde: 3536-3538m
    3520-3523m
    3523-3526m
    3526-3528m
    3528-3530m
    3536-3538m
    Kjerne bilde med dybde: 3538-3541m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3538-3541m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    660.0
    [m]
    DC
    RRI
    1020.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1030.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1040.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1070.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1080.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1090.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1100.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1110.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1120.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1130.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1140.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1150.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1160.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1170.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1180.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1190.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1200.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1210.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1210.0
    [m]
    DC
    RRI
    1220.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1230.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1240.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1250.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1260.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1270.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1280.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1290.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1300.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1310.0
    [m]
    DC
    R
    1320.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1330.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1340.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1350.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1360.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1370.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1380.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1390.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1400.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1410.0
    [m]
    DC
    RRI
    1420.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1440.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1450.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1460.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    1470.0
    [m]
    DC
    RRI
    1490.0
    [m]
    DC
    RRI
    1510.0
    [m]
    DC
    RRI
    1530.0
    [m]
    DC
    RRI
    1550.0
    [m]
    DC
    RRI
    1570.0
    [m]
    DC
    RRI
    1590.0
    [m]
    DC
    RRI
    1610.0
    [m]
    DC
    RRI
    1630.0
    [m]
    DC
    RRI
    1650.0
    [m]
    DC
    RRI
    1670.0
    [m]
    DC
    RRI
    1690.0
    [m]
    DC
    RRI
    1710.0
    [m]
    DC
    RRI
    1730.0
    [m]
    DC
    RRI
    1750.0
    [m]
    DC
    RRI
    1770.0
    [m]
    DC
    RRI
    1790.0
    [m]
    DC
    RRI
    1810.0
    [m]
    DC
    RRI
    1830.0
    [m]
    DC
    RRI
    1850.0
    [m]
    DC
    RRI
    1870.0
    [m]
    DC
    RRI
    1890.0
    [m]
    DC
    RRI
    1910.0
    [m]
    DC
    RRI
    1930.0
    [m]
    DC
    RRI
    1990.0
    [m]
    DC
    RRI
    2010.0
    [m]
    DC
    RRI
    2030.0
    [m]
    DC
    RRI
    2050.0
    [m]
    DC
    RRI
    2070.0
    [m]
    DC
    RRI
    2090.0
    [m]
    DC
    RRI
    2110.0
    [m]
    DC
    RRI
    2120.0
    [m]
    DC
    RRI
    2130.0
    [m]
    DC
    RRI
    2150.0
    [m]
    DC
    RRI
    2170.0
    [m]
    DC
    RRI
    2190.0
    [m]
    DC
    RRI
    2210.0
    [m]
    DC
    RRI
    2230.0
    [m]
    DC
    RRI
    2250.0
    [m]
    DC
    RRI
    2270.0
    [m]
    DC
    RRI
    2290.0
    [m]
    DC
    RRI
    2310.0
    [m]
    DC
    RRI
    2330.0
    [m]
    DC
    RRI
    2350.0
    [m]
    DC
    RRI
    2370.0
    [m]
    DC
    RRI
    2385.0
    [m]
    DC
    RRI
    2405.0
    [m]
    DC
    RRI
    2425.0
    [m]
    DC
    RRI
    2445.0
    [m]
    DC
    RRI
    2465.0
    [m]
    DC
    RRI
    2485.0
    [m]
    DC
    RRI
    2505.0
    [m]
    DC
    RRI
    2525.0
    [m]
    DC
    RRI
    2545.0
    [m]
    DC
    RRI
    2565.0
    [m]
    DC
    RRI
    2585.0
    [m]
    DC
    RRI
    2605.0
    [m]
    DC
    RRI
    2625.0
    [m]
    DC
    RRI
    2645.0
    [m]
    DC
    RRI
    2665.0
    [m]
    DC
    RRI
    2680.0
    [m]
    DC
    RRI
    2700.0
    [m]
    DC
    RRI
    2720.0
    [m]
    DC
    RRI
    2740.0
    [m]
    DC
    RRI
    2760.0
    [m]
    DC
    RRI
    2780.0
    [m]
    DC
    RRI
    2800.0
    [m]
    DC
    RRI
    2805.0
    [m]
    DC
    RRI
    2820.0
    [m]
    DC
    RRI
    2840.0
    [m]
    DC
    RRI
    2860.0
    [m]
    DC
    RRI
    2880.0
    [m]
    DC
    RRI
    3000.0
    [m]
    DC
    RRI
    3020.0
    [m]
    DC
    RRI
    3040.0
    [m]
    DC
    RRI
    3090.0
    [m]
    DC
    RRI
    3110.0
    [m]
    DC
    RRI
    3130.0
    [m]
    DC
    RRI
    3200.0
    [m]
    DC
    RRI
    3221.0
    [m]
    DC
    RRI
    3236.0
    [m]
    DC
    RRI
    3251.0
    [m]
    DC
    RRI
    3266.0
    [m]
    DC
    RRI
    3281.0
    [m]
    DC
    RRI
    3296.0
    [m]
    DC
    RRI
    3311.0
    [m]
    DC
    RRI
    3323.0
    [m]
    DC
    RRI
    3326.0
    [m]
    DC
    RRI
    3338.0
    [m]
    DC
    RRI
    3353.0
    [m]
    DC
    OD
    3359.0
    [m]
    DC
    RRI
    3362.0
    [m]
    DC
    RRI
    3374.0
    [m]
    DC
    RRI
    3389.0
    [m]
    DC
    RRI
    3400.6
    [m]
    C
    RRI
    3400.8
    [m]
    C
    OD
    3401.2
    [m]
    DC
    OD
    3401.8
    [m]
    C
    OD
    3402.8
    [m]
    C
    OD
    3403.6
    [m]
    C
    OD
    3404.0
    [m]
    DC
    RRI
    3404.4
    [m]
    C
    OD
    3404.5
    [m]
    C
    RRI
    3404.8
    [m]
    C
    OD
    3405.0
    [m]
    DC
    OD
    3405.9
    [m]
    C
    OD
    3405.9
    [m]
    C
    OD
    3406.6
    [m]
    C
    OD
    3406.6
    [m]
    C
    OD
    3407.0
    [m]
    DC
    OD
    3407.2
    [m]
    C
    OD
    3408.3
    [m]
    C
    OD
    3409.0
    [m]
    C
    RRI
    3409.3
    [m]
    C
    OD
    3410.0
    [m]
    C
    OD
    3410.0
    [m]
    C
    OD
    3410.7
    [m]
    C
    OD
    3410.8
    [m]
    C
    OD
    3412.0
    [m]
    C
    OD
    3412.1
    [m]
    DC
    OD
    3412.5
    [m]
    C
    RRI
    3412.9
    [m]
    C
    OD
    3413.5
    [m]
    DC
    OD
    3414.0
    [m]
    C
    OD
    3415.3
    [m]
    C
    RRI
    3415.4
    [m]
    C
    OD
    3422.0
    [m]
    DC
    RRI
    3427.0
    [m]
    DC
    OD
    3437.0
    [m]
    DC
    RRI
    3439.0
    [m]
    DC
    OD
    3447.0
    [m]
    DC
    OD
    3447.3
    [m]
    C
    OD
    3448.2
    [m]
    C
    STATOIL
    3448.6
    [m]
    C
    OD
    3449.8
    [m]
    C
    OD
    3450.0
    [m]
    C
    STATOIL
    3450.2
    [m]
    DC
    OD
    3450.5
    [m]
    C
    RRI
    3450.8
    [m]
    C
    OD
    3450.8
    [m]
    C
    OD
    3450.8
    [m]
    C
    OD
    3451.8
    [m]
    C
    OD
    3452.0
    [m]
    DC
    RRI
    3452.8
    [m]
    C
    OD
    3454.8
    [m]
    C
    OD
    3456.0
    [m]
    C
    OD
    3456.0
    [m]
    C
    OD
    3456.2
    [m]
    C
    RRI
    3456.6
    [m]
    C
    OD
    3456.7
    [m]
    C
    OD
    3457.0
    [m]
    C
    OD
    3457.4
    [m]
    C
    OD
    3457.4
    [m]
    C
    OD
    3458.9
    [m]
    C
    OD
    3459.0
    [m]
    C
    OD
    3459.5
    [m]
    C
    RRI
    3459.6
    [m]
    C
    OD
    3459.6
    [m]
    C
    OD
    3459.9
    [m]
    C
    OD
    3461.0
    [m]
    C
    OD
    3462.3
    [m]
    C
    OD
    3463.2
    [m]
    C
    OD
    3464.2
    [m]
    C
    OD
    3464.8
    [m]
    C
    OD
    3464.9
    [m]
    C
    OD
    3465.0
    [m]
    C
    OD
    3465.0
    [m]
    C
    RRI
    3465.0
    [m]
    C
    STATOIL
    3466.5
    [m]
    C
    OD
    3467.0
    [m]
    DC
    RRI
    3467.7
    [m]
    C
    OD
    3469.0
    [m]
    C
    OD
    3469.3
    [m]
    C
    OD
    3469.3
    [m]
    C
    OD
    3469.7
    [m]
    C
    OD
    3470.5
    [m]
    C
    OD
    3471.0
    [m]
    C
    OD
    3471.2
    [m]
    C
    OD
    3471.2
    [m]
    C
    OD
    3471.2
    [m]
    C
    OD
    3471.6
    [m]
    C
    RRI
    3472.3
    [m]
    C
    OD
    3473.0
    [m]
    C
    OD
    3474.0
    [m]
    C
    OD
    3474.1
    [m]
    C
    OD
    3474.7
    [m]
    C
    OD
    3474.8
    [m]
    C
    RRI
    3474.9
    [m]
    C
    RRI
    3475.0
    [m]
    C
    OD
    3475.7
    [m]
    C
    OD
    3475.8
    [m]
    C
    OD
    3477.2
    [m]
    C
    OD
    3477.3
    [m]
    C
    OD
    3477.4
    [m]
    C
    OD
    3478.1
    [m]
    C
    OD
    3479.7
    [m]
    C
    OD
    3479.8
    [m]
    C
    OD
    3480.2
    [m]
    C
    OD
    3481.1
    [m]
    C
    OD
    3481.1
    [m]
    C
    OD
    3482.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    3482.2
    [m]
    C
    OD
    3483.1
    [m]
    C
    OD
    3483.2
    [m]
    C
    OD
    3483.2
    [m]
    C
    RRI
    3483.5
    [m]
    C
    OD
    3483.5
    [m]
    C
    RRI
    3483.7
    [m]
    C
    OD
    3483.8
    [m]
    C
    OD
    3485.8
    [m]
    C
    OD
    3486.2
    [m]
    C
    STATOIL
    3486.8
    [m]
    C
    OD
    3487.7
    [m]
    C
    OD
    3487.8
    [m]
    C
    OD
    3488.6
    [m]
    C
    OD
    3491.9
    [m]
    C
    OD
    3492.0
    [m]
    C
    RRI
    3492.4
    [m]
    C
    OD
    3493.3
    [m]
    C
    OD
    3493.5
    [m]
    C
    OD
    3494.5
    [m]
    C
    OD
    3494.9
    [m]
    C
    OD
    3495.2
    [m]
    C
    OD
    3495.3
    [m]
    C
    OD
    3495.4
    [m]
    C
    STATOIL
    3497.9
    [m]
    C
    OD
    3500.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    3505.2
    [m]
    C
    OD
    3505.2
    [m]
    C
    OD
    3505.3
    [m]
    C
    OD
    3505.4
    [m]
    C
    RRI
    3506.2
    [m]
    C
    OD
    3506.3
    [m]
    C
    OD
    3507.1
    [m]
    C
    OD
    3507.2
    [m]
    C
    OD
    3507.2
    [m]
    C
    OD
    3508.0
    [m]
    C
    OD
    3508.1
    [m]
    C
    OD
    3509.1
    [m]
    C
    OD
    3509.5
    [m]
    C
    RRI
    3510.3
    [m]
    C
    OD
    3510.4
    [m]
    C
    OD
    3510.9
    [m]
    C
    OD
    3511.1
    [m]
    C
    OD
    3511.1
    [m]
    C
    OD
    3511.7
    [m]
    C
    OD
    3511.7
    [m]
    C
    OD
    3512.3
    [m]
    C
    RRI
    3512.4
    [m]
    C
    OD
    3512.7
    [m]
    C
    OD
    3513.7
    [m]
    C
    OD
    3514.0
    [m]
    C
    OD
    3514.6
    [m]
    C
    RRI
    3514.7
    [m]
    C
    OD
    3514.8
    [m]
    C
    OD
    3515.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    3518.7
    [m]
    C
    OD
    3518.8
    [m]
    C
    OD
    3518.8
    [m]
    C
    RRI
    3519.7
    [m]
    C
    OD
    3519.8
    [m]
    C
    OD
    3520.7
    [m]
    C
    OD
    3521.0
    [m]
    C
    OD
    3521.1
    [m]
    C
    OD
    3522.1
    [m]
    C
    OD
    3522.3
    [m]
    C
    OD
    3523.6
    [m]
    C
    OD
    3523.8
    [m]
    C
    OD
    3523.9
    [m]
    C
    OD
    3524.9
    [m]
    C
    OD
    3525.0
    [m]
    C
    OD
    3526.0
    [m]
    C
    OD
    3527.4
    [m]
    C
    OD
    3527.9
    [m]
    C
    STATOIL
    3528.7
    [m]
    C
    OD
    3529.7
    [m]
    C
    OD
    3530.6
    [m]
    C
    OD
    3533.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    3536.2
    [m]
    C
    OD
    3537.3
    [m]
    C
    OD
    3538.6
    [m]
    C
    OD
    3539.8
    [m]
    C
    OD
    3539.9
    [m]
    C
    OD
    3539.9
    [m]
    C
    RRI
    3541.0
    [m]
    C
    OD
    3541.4
    [m]
    C
    OD
    3542.1
    [m]
    C
    OD
    3542.2
    [m]
    C
    OD
    3542.4
    [m]
    C
    OD
    3548.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    3552.0
    [m]
    C
    OD
    3563.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    3565.0
    [m]
    C
    OD
    3572.0
    [m]
    C
    OD
    3572.0
    [m]
    DC
    RRI
    3578.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    3583.0
    [m]
    C
    OD
    3593.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    3596.0
    [m]
    C
    OD
    3596.0
    [m]
    C
    OD
    3608.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    3623.0
    [m]
    DC
    STATOI
    3637.0
    [m]
    C
    OD
    3638.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    3652.0
    [m]
    C
    OD
    3683.0
    [m]
    DC
    RRI
    3688.0
    [m]
    DC
    OD
    3690.0
    [m]
    DC
    OD
    3693.0
    [m]
    DC
    OD
    3695.0
    [m]
    DC
    OD
    3710.0
    [m]
    DC
    OD
    3725.0
    [m]
    DC
    OD
    3764.0
    [m]
    DC
    RRI
    3770.0
    [m]
    DC
    OD
    3794.0
    [m]
    DC
    OD
    3824.0
    [m]
    DC
    RRI
    3923.0
    [m]
    DC
    RRI
    3975.0
    [m]
    DC
    OD
    3983.0
    [m]
    DC
    RRI
    4043.0
    [m]
    DC
    RRI
    4087.1
    [m]
    C
    OD
    4088.3
    [m]
    C
    OD

  • 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
    DST2A
    3445.00
    3471.50
    25.05.1981 - 15:40
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.72

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.98
    pdf
    1.93
    pdf
    1.84
    pdf
    1.89
    pdf
    1.89
    pdf
    1.25
    pdf
    2.00
    pdf
    1.89
    pdf
    1.74
    pdf
    2.00
    pdf
    0.10

  • 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
    0.11
    pdf
    0.25

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    4.29

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    2.0
    3445
    3471
    14.3
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    2.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    2.0
    84
    688000
    0.778
    0.620
    8190

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL
    1850
    3574
    CBL
    2300
    3756
    CBL
    3388
    3566
    CST
    2721
    3780
    CST
    3781
    4080
    DLL MSFL GR
    2650
    3797
    FDC CNL GR
    874
    2382
    FDC CNL GR
    2368
    3798
    HDT
    2368
    3791
    HDT
    3756
    4085
    ISF BHC GR
    2320
    3800
    ISF LSS GR
    874
    2382
    ISF MSFL BHC GR
    3700
    4084
    LDL CNL GR
    3756
    4085
    NGS
    3200
    3650
    RFT
    2368
    3798
    RFT
    3446
    3548
    RFT
    3859
    3878
    VSP WST
    2367
    3798
    WST
    888
    2382
    WST
    3640
    4084

  • 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
    456.0
    36
    457.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    873.0
    26
    879.0
    1.63
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2367.0
    17 1/2
    2383.0
    1.64
    LOT
    INTERM.
    8 5/8
    3756.0
    12 1/4
    3800.0
    1.76
    LOT
    OPEN HOLE
    4089.0
    8 1/2
    4089.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    457
    0.00
    seawater
    879
    1.13
    100.0
    water
    1506
    1.23
    56.0
    water
    1836
    1.25
    50.0
    water
    2000
    1.29
    58.0
    water
    2197
    1.32
    71.0
    water
    2383
    1.28
    55.0
    water
    3200
    1.29
    44.0
    water
    3401
    1.34
    47.0
    water
    3417
    1.35
    70.0
    water
    3458
    1.40
    42.0
    water
    3478
    1.37
    50.0
    water
    3518
    1.38
    43.0
    water
    3800
    1.36
    47.0
    water
    4089
    1.43
    56.0
    water

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    3409.98
    [m ]
    3401.78
    [m ]
    3404.80
    [m ]
    3405.85
    [m ]
    3405.88
    [m ]
    3406.48
    [m ]
    3407.20
    [m ]
    3408.25
    [m ]
    3400.75
    [m ]
    3410.00
    [m ]
    3410.70
    [m ]
    3411.98
    [m ]
    3413.98
    [m ]
    3447.30
    [m ]
    3448.60
    [m ]
    3449.75
    [m ]
    3450.77
    [m ]
    3450.80
    [m ]
    3451.80
    [m ]
    3452.83
    [m ]
    3454.84
    [m ]
    3455.95
    [m ]
    3455.98
    [m ]
    3456.96
    [m ]
    3457.35
    [m ]
    3457.40
    [m ]
    3458.96
    [m ]
    3459.58
    [m ]
    3459.88
    [m ]
    3460.99
    [m ]
    3462.25
    [m ]
    3463.20
    [m ]
    3464.15
    [m ]
    3465.00
    [m ]
    3466.50
    [m ]
    3467.70
    [m ]
    3468.95
    [m ]
    3469.30
    [m ]
    3470.50
    [m ]
    3471.23
    [m ]
    3472.30
    [m ]
    3473.00
    [m ]
    3474.00
    [m ]
    3474.05
    [m ]
    3475.70
    [m ]
    3475.76
    [m ]
    3477.32
    [m ]
    3477.36
    [m ]
    3478.10
    [m ]
    3479.72
    [m ]
    3480.23
    [m ]
    3481.05
    [m ]
    3481.08
    [m ]
    3482.20
    [m ]
    3483.70
    [m ]
    3485.75
    [m ]
    3486.75
    [m ]
    3487.72
    [m ]
    3487.76
    [m ]
    3488.60
    [m ]
    3492.40
    [m ]
    3493.25
    [m ]
    3494.45
    [m ]
    3494.88
    [m ]
    3495.20
    [m ]
    3496.40
    [m ]
    3497.95
    [m ]
    3499.00
    [m ]
    3500.15
    [m ]
    3501.15
    [m ]
    3502.30
    [m ]
    3503.35
    [m ]
    3504.55
    [m ]
    3505.23
    [m ]
    3505.33
    [m ]
    3506.20
    [m ]
    3506.30
    [m ]
    3507.05
    [m ]
    3509.05
    [m ]
    3510.30
    [m ]
    3510.35
    [m ]
    3510.88
    [m ]
    3511.08
    [m ]
    3511.12
    [m ]
    3511.65
    [m ]
    3511.70
    [m ]
    3513.70
    [m ]
    3514.75
    [m ]
    3518.75
    [m ]
    3519.68
    [m ]
    3519.78
    [m ]
    3520.65
    [m ]
    3521.00
    [m ]
    3539.80
    [m ]
    3522.30
    [m ]
    3523.75
    [m ]
    3523.90
    [m ]
    3524.85
    [m ]
    3526.00
    [m ]
    3527.35
    [m ]
    3528.70
    [m ]
    3529.70
    [m ]
    3530.60
    [m ]
    3536.15
    [m ]
    3537.28
    [m ]
    3538.60
    [m ]
    4088.30
    [m ]
    3542.20
    [m ]
    4087.10
    [m ]
    3525.00
    [m ]
    3512.70
    [m ]
    3521.06
    [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