Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
31.10.2024 - 01:27
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

33/9-15

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.
    33/9-15
    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.
    33/9-15
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    E86X403& SP. 1001
    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.
    727-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    47
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    23.04.1992
    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.
    08.06.1992
    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.
    08.06.1994
    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.
    27.02.2004
    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.
    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
    1. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    LATE JURASSIC
    1. nivå med hydrokarboner, formasjon.
    Navn på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor hydrokarboner er blitt påvist. Vises bare på brønner som er frigitt. Eksempler på lovlige verdier: BASEMENT, COOK FM, EKOFISK FM, HEIMDAL FM, SANDNES FM, SOGNEFJORD FM, TARBERT FM, BRENT GP. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    INTRA DRAUPNE FM SS
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    26.5
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    252.5
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3007.0
    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).
    3006.9
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.8
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    100
    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.
    ETIVE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 24' 24.67'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 57' 15.76'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6808715.45
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    444170.28
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1810

  • Brønnhistorie
    General
    The 33/9-15 well is located on the northwestern flank of the Tampen Spur geological province, on the western margin of the North Viking Graben. To the north of the well location lies the Statfjord Nord oil field with the main Statfjord oil field to the south and Statfjord Øst to the Southeast.  Well 33/9-15 was drilled in the southern part of Licence PL172.  The primary objective was to evaluate the hydrocarbon potential of a Late Jurassic Intra Draupne Sandstone unit, which was thought to be similar to, or possibly associated with, the nearby Statfjord Nord field.  The secondary objective was to evaluate Middle Jurassic sands of the Brent Group.
    Operations and results
    The well 33/9-15 was spudded with the semi-submersible rig Sovereign Explorer on 23 April 1992 and drilled to TD at 3007 m in the middle Jurassic Etive Formation. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 416 m and with KCl / Polymer mud from 416 m to TD. Weak shows appeared on cores at the Mime Formation level. A thin oil zone was encountered at the top of the Munin sandstone unit of the Draupne Formation and two additional thin oil zones were seen further down in the Munin sandstone. No shows were seen in the Brent Group. Three RFT fluid samples were taken in the Intra Draupne Formation Sandstone at 2743.5 m, 2783.2 m, and 2829.8 m. They all contained water with trace of oil. The sample from 2829 m contained sufficient oil for analysis, which gave an oil density of 0.859 g/cm3 (33.1 API gravity). Eight cores were cut in the interval 2711 m to 2838 m, two in the Cromer Knoll Group, one from the base Mime Formation and into the upper Draupne Formation and the remaining five in the Draupne Formation.
    The well was permanently abandoned on 8 June 1992 as a dry hole with oil shows.
    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]
    430.00
    3007.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2711.0
    2721.8
    [m ]
    2
    2723.0
    2731.6
    [m ]
    3
    2733.0
    2769.6
    [m ]
    4
    2770.2
    2783.1
    [m ]
    5
    2783.0
    2800.5
    [m ]
    6
    2801.0
    2806.7
    [m ]
    7
    2811.0
    2820.0
    [m ]
    8
    2820.0
    2838.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    119.6
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2711-2716m
    Kjerne bilde med dybde: 2716-2721m
    Kjerne bilde med dybde: 2721-2722m
    Kjerne bilde med dybde: 2723-2728m
    Kjerne bilde med dybde: 2728-2731m
    2711-2716m
    2716-2721m
    2721-2722m
    2723-2728m
    2728-2731m
    Kjerne bilde med dybde: 2733-2738m
    Kjerne bilde med dybde: 2738-2743m
    Kjerne bilde med dybde: 2748-2753m
    Kjerne bilde med dybde: 2753-2758m
    Kjerne bilde med dybde: 2758-2763m
    2733-2738m
    2738-2743m
    2748-2753m
    2753-2758m
    2758-2763m
    Kjerne bilde med dybde: 2763-2768m
    Kjerne bilde med dybde: 2768-2769m
    Kjerne bilde med dybde: 2770-2775m
    Kjerne bilde med dybde: 2775-2780m
    Kjerne bilde med dybde: 2780-2783m
    2763-2768m
    2768-2769m
    2770-2775m
    2775-2780m
    2780-2783m
    Kjerne bilde med dybde: 2788-2793m
    Kjerne bilde med dybde: 2793-2798m
    Kjerne bilde med dybde: 2798-2800m
    Kjerne bilde med dybde: 2801-2806m
    Kjerne bilde med dybde: 2806-2807m
    2788-2793m
    2793-2798m
    2798-2800m
    2801-2806m
    2806-2807m
    Kjerne bilde med dybde: 2811-2816m
    Kjerne bilde med dybde: 2816-2820m
    Kjerne bilde med dybde: 2820-2825m
    Kjerne bilde med dybde: 2825-2830m
    Kjerne bilde med dybde: 2830-2835m
    2811-2816m
    2816-2820m
    2820-2825m
    2825-2830m
    2830-2835m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    421.5
    [m]
    SWC
    RRI
    450.0
    [m]
    SWC
    RRI
    481.5
    [m]
    SWC
    RRI
    511.0
    [m]
    SWC
    RRI
    526.0
    [m]
    SWC
    RRI
    560.0
    [m]
    SWC
    RRI
    576.5
    [m]
    SWC
    RRI
    603.5
    [m]
    SWC
    RRI
    615.0
    [m]
    SWC
    RRI
    623.5
    [m]
    SWC
    RRI
    638.0
    [m]
    SWC
    RRI
    653.0
    [m]
    SWC
    RRI
    685.0
    [m]
    SWC
    RRI
    700.0
    [m]
    SWC
    RRI
    745.0
    [m]
    SWC
    RRI
    775.5
    [m]
    SWC
    RRI
    790.0
    [m]
    SWC
    RRI
    850.0
    [m]
    SWC
    RRI
    865.0
    [m]
    SWC
    RRI
    880.0
    [m]
    SWC
    RRI
    894.5
    [m]
    SWC
    RRI
    910.0
    [m]
    SWC
    RRI
    923.5
    [m]
    SWC
    RRI
    939.0
    [m]
    SWC
    RRI
    962.0
    [m]
    SWC
    RRI
    998.5
    [m]
    SWC
    RRI
    1024.5
    [m]
    SWC
    RRI
    1030.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1041.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1052.5
    [m]
    SWC
    RRI
    1067.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1075.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1092.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1110.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1130.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1150.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1180.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1200.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1220.0
    [m]
    DC
    RRI
    1240.0
    [m]
    DC
    RRI
    1260.0
    [m]
    DC
    RRI
    1280.0
    [m]
    DC
    RRI
    1290.0
    [m]
    DC
    RRI
    1300.0
    [m]
    DC
    RRI
    1320.0
    [m]
    DC
    RRI
    1340.0
    [m]
    DC
    RRI
    1360.0
    [m]
    DC
    RRI
    1380.0
    [m]
    DC
    RRI
    1400.0
    [m]
    DC
    RRI
    1420.0
    [m]
    DC
    RRI
    1440.0
    [m]
    DC
    RRI
    1460.0
    [m]
    DC
    RRI
    1480.0
    [m]
    DC
    RRI
    1500.0
    [m]
    DC
    RRI
    1520.0
    [m]
    DC
    RRI
    1540.0
    [m]
    DC
    RRI
    1540.0
    [m]
    DC
    RRI
    1560.0
    [m]
    DC
    RRI
    1580.0
    [m]
    DC
    RRI
    1600.0
    [m]
    DC
    RRI
    1610.0
    [m]
    DC
    RRI
    1620.0
    [m]
    DC
    RRI
    1640.0
    [m]
    DC
    RRI
    1660.0
    [m]
    DC
    RRI
    1680.0
    [m]
    DC
    RRI
    1690.0
    [m]
    DC
    RRI
    1700.0
    [m]
    DC
    RRI
    1710.0
    [m]
    DC
    RRI
    1720.0
    [m]
    DC
    RRI
    1740.0
    [m]
    DC
    RRI
    1760.0
    [m]
    DC
    RRI
    1780.0
    [m]
    DC
    RRI
    1800.0
    [m]
    DC
    RRI
    1820.0
    [m]
    DC
    RRI
    1840.0
    [m]
    DC
    RRI
    1860.0
    [m]
    DC
    RRI
    1880.0
    [m]
    DC
    RRI
    1900.0
    [m]
    DC
    RRI
    1920.0
    [m]
    DC
    RRI
    1940.0
    [m]
    DC
    RRI
    1960.0
    [m]
    DC
    RRI
    1980.0
    [m]
    DC
    RRI
    2000.0
    [m]
    DC
    RRI
    2020.0
    [m]
    DC
    RRI
    2040.0
    [m]
    DC
    RRI
    2060.0
    [m]
    DC
    RRI
    2080.0
    [m]
    DC
    RRI
    2100.0
    [m]
    DC
    RRI
    2120.0
    [m]
    DC
    RRI
    2140.0
    [m]
    DC
    RRI
    2150.0
    [m]
    DC
    RRI
    2155.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2170.0
    [m]
    DC
    RRI
    2170.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2185.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2190.0
    [m]
    DC
    RRI
    2205.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2210.0
    [m]
    DC
    RRI
    2220.0
    [m]
    DC
    RRI
    2240.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2260.0
    [m]
    DC
    RRI
    2280.0
    [m]
    DC
    RRI
    2300.0
    [m]
    DC
    RRI
    2320.0
    [m]
    DC
    RRI
    2340.0
    [m]
    DC
    RRI
    2360.0
    [m]
    DC
    RRI
    2380.0
    [m]
    DC
    RRI
    2400.0
    [m]
    DC
    RRI
    2420.0
    [m]
    DC
    RRI
    2440.0
    [m]
    DC
    RRI
    2460.0
    [m]
    DC
    RRI
    2480.0
    [m]
    DC
    RRI
    2500.0
    [m]
    DC
    RRI
    2520.0
    [m]
    DC
    RRI
    2534.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2550.0
    [m]
    DC
    RRI
    2565.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2578.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2588.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2603.0
    [m]
    DC
    RRI
    2615.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2633.0
    [m]
    DC
    RRI
    2651.0
    [m]
    DC
    RRI
    2669.0
    [m]
    DC
    RRI
    2687.0
    [m]
    DC
    RRI
    2696.0
    [m]
    DC
    RRI
    2706.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2711.0
    [m]
    C
    RRI
    2714.0
    [m]
    C
    RRI
    2716.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2718.0
    [m]
    C
    RRI
    2720.0
    [m]
    C
    RRI
    2725.0
    [m]
    C
    RRI
    2730.0
    [m]
    C
    RRI
    2731.0
    [m]
    C
    RRI
    2732.0
    [m]
    C
    RRI
    2733.0
    [m]
    C
    RRI
    2735.0
    [m]
    C
    RRI
    2737.0
    [m]
    C
    RRI
    2739.0
    [m]
    C
    RRI
    2740.0
    [m]
    C
    RRI
    2742.0
    [m]
    C
    RRI
    2744.0
    [m]
    C
    RRI
    2745.0
    [m]
    C
    RRI
    2747.0
    [m]
    C
    RRI
    2750.0
    [m]
    C
    RRI
    2753.0
    [m]
    C
    RRI
    2755.0
    [m]
    C
    RRI
    2760.0
    [m]
    C
    RRI
    2764.0
    [m]
    C
    RRI
    2768.0
    [m]
    C
    RRI
    2771.0
    [m]
    C
    RRI
    2774.0
    [m]
    C
    RRI
    2776.0
    [m]
    C
    RRI
    2781.0
    [m]
    C
    RRI
    2786.0
    [m]
    C
    RRI
    2788.0
    [m]
    C
    RRI
    2792.0
    [m]
    C
    RRI
    2796.0
    [m]
    C
    RRI
    2800.0
    [m]
    C
    RRI
    2804.0
    [m]
    C
    RRI
    2806.6
    [m]
    C
    RRI
    2808.0
    [m]
    DC
    RRI
    2812.0
    [m]
    C
    RRI
    2816.0
    [m]
    C
    RRI
    2820.0
    [m]
    C
    RRI
    2825.0
    [m]
    C
    RRI
    2830.0
    [m]
    C
    RRI
    2838.0
    [m]
    C
    RRI
    2843.0
    [m]
    DC
    RRI
    2849.0
    [m]
    DC
    RRI
    2852.0
    [m]
    DC
    RRI
    2865.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2873.0
    [m]
    DC
    RRI
    2879.0
    [m]
    DC
    RRI
    2888.0
    [m]
    DC
    RRI
    2894.0
    [m]
    DC
    RRI
    2900.0
    [m]
    DC
    RRI
    2905.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2909.0
    [m]
    DC
    RRI
    2912.0
    [m]
    DC
    RRI
    2918.0
    [m]
    DC
    RRI
    2924.0
    [m]
    DC
    RRI
    2930.0
    [m]
    DC
    RRI
    2933.0
    [m]
    DC
    RRI
    2939.0
    [m]
    DC
    RRI
    2942.0
    [m]
    DC
    RRI
    2943.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2951.0
    [m]
    DC
    RRI
    2954.0
    [m]
    DC
    RRI
    2958.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2963.0
    [m]
    DC
    RRI
    2963.0
    [m]
    DC
    RRI
    2965.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2969.0
    [m]
    DC
    RRI
    2971.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2978.0
    [m]
    DC
    RRI
    2987.0
    [m]
    DC
    RRI
    2996.0
    [m]
    DC
    RRI
    3002.0
    [m]
    DC
    RRI
    3007.0
    [m]
    DC
    RRI

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.44

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    2.75
    pdf
    2.41

  • 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
    0.45
    pdf
    0.19

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    59.97

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CET GR
    650
    1200
    CST GR
    421
    1200
    CST GR
    2155
    2205
    CST GR
    2227
    2993
    CST GR
    2578
    2993
    DIT LSS GR AMS LSS-VDL
    1199
    2220
    DIT LSS LDT GR AMS
    250
    1204
    DIT SDT GR AMS SDT-VDL
    2208
    3010
    DLL MSFL AMS GR
    2208
    3010
    LDT CNT AMS NGT
    2208
    3010
    LSAL SWAL GR
    406
    1198
    LSAL SWAL GR
    1158
    2220
    LSAL SWAL GR
    2150
    3010
    MWD - RES DIR GR MEM
    416
    1205
    MWD - RES DIR GR MEM
    1210
    2218
    MWD - RES DIR GR MEM
    2218
    3007
    MWD - RES GR DIR
    279
    413
    RFT HP GR P+S
    2776
    2829
    RFT HP GR P+S
    2782
    2783
    RFT HP GR P+S
    2828
    2829
    SHDT AMS GR
    2208
    3010
    VSP
    400
    3000

  • 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
    411.0
    36
    416.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1199.0
    17 1/2
    1210.0
    1.71
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2209.0
    12 1/4
    2218.0
    1.90
    LOT
    OPEN HOLE
    3007.0
    8 1/2
    3007.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    413
    1.26
    20.0
    WATER BASED
    535
    1.13
    28.0
    WATER BASED
    875
    1.13
    28.0
    WATER BASED
    1205
    1.13
    14.0
    WATER BASED
    1205
    1.13
    14.0
    WATER BASED
    1490
    1.26
    14.0
    WATER BASED
    1774
    1.35
    16.0
    WATER BASED
    1943
    1.46
    24.0
    WATER BASED
    2218
    1.49
    30.0
    WATER BASED
    2603
    1.54
    33.0
    WATER BASED
    2711
    1.57
    33.0
    WATER BASED
    2770
    1.57
    26.0
    WATER BASED
    2797
    1.57
    30.0
    WATER BASED
    3007
    1.57
    27.0
    WATER BASED

  • 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
    0.21