Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
31.12.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

35/11-7

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.
    35/11-7
    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.
    35/11-7
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    MN 88-813 & SP. 541
    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.
    737-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    69
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    23.07.1992
    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.
    29.09.1992
    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.
    29.09.1994
    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.
    25.04.2005
    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.
    OIL/GAS
    Funnbrønnbane
    Indikator som forteller om brønnbanen påviste et nytt funn. Lovlige verdier: YES, NO. For brønnbaner der resultatet ikke er pressemeldt eller på annet vis avklart, blir «NO» benyttet.
    YES
    1. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    LATE JURASSIC
    1. nivå med hydrokarboner, formasjon.
    Navn på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor hydrokarboner er blitt påvist. Vises bare på brønner som er frigitt. Eksempler på lovlige verdier: BASEMENT, COOK FM, EKOFISK FM, HEIMDAL FM, SANDNES FM, SOGNEFJORD FM, TARBERT FM, BRENT GP. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    SOGNEFJORD 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.
    MIDDLE JURASSIC
    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.
    BRENT GP
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    29.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    355.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2895.0
    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).
    2895.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    1.8
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    110
    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.
    EARLY 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.
    STATFJORD GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 1' 59.74'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 35' 26.23'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6766796.52
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    531912.04
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1979

  • Brønnhistorie
    General
    The 35/11-7 well is located in the southeastern part of the block, 2.5 kilometres east of the 35/11-4 discovery.
    The primary objective of the well was the middle Jurassic Brent Group and the secondary objective was the Middle Jurassic Fensfjord Formation. A tertiary objective was the Late Jurassic Sognefjord Formation.
    Operations and results
    Wildcat well 35/11-7 was spudded with the semi submersible installation West Delta on 23 July 1992 and drilled to TD at 2895 m in the Early Jurassic Statfjord Formation. Operations went smoothly with little downtime. The well was drilled with seawater and viscous pills down to 966 m and with KCl/PHPA/PHB/PAC mud from 966 m to TD.
    Traces of oil were seen in reservoir quality sandstone units within the Paleocene Lista Formation. No FMT samples were taken and no detailed petrophysical analysis was carried out at this level. Good hydrocarbon bearing sandstones were found in the Late Jurassic Sognefjord Formation from 1796 m. From FMT and log data the gas-oil contact is at 1800.5 m and the oil-water contact at 1851.5 m with a gross hydrocarbon column of 31.7 m. The Middle Jurassic Fensfjord Formation was found to be water wet with no shows. The Brent Group from 2423.5 m has a gross hydrocarbon column of 58.1 m. From FMT and petrophysical analysis a gas-oil contact is present at 2469.9 m and an oil-water contact at 2504.8 m. A total of eleven cores were cut in the Late and Middle Jurassic reservoirs. Five consecutive cores were taken in the Sognefjord Formation with 93 m cut and 95% recovered. Six cores were cut in the Brent Group (Ness through to Oseberg Formations), with 113 m cut and 98.8 % recovered. FMT measurements indicate moderate to good permeabilities in the Sognefjord Formation and Brent Groups. Eight segregated samples were taken, proving gas and oil in the Sognefjord Formation and gas and condensate in the Brent Group.
    The well was permanently abandoned on 1 October 1992 as an oil and gas discovery.
    Testing
    Two drill stem tests were undertaken. DST 1 from 2476 m to 2491 m in the Brent Group tested 1105 m3 of oil and 374000 Sm3 of gas /day, corresponding to a GOR of 338 Sm3/m3. DST 2 from 1829.4 m to 1846.4 m in the Sognefjord Formation tested 1285 m3 of oil and 53000 Sm3 of gas /day on a fully open choke. This gives a GOR of 41 Sm3/m3.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    980.00
    2893.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1801.0
    1827.5
    [m ]
    2
    1828.0
    1841.6
    [m ]
    3
    1841.6
    1868.0
    [m ]
    4
    1868.8
    1883.0
    [m ]
    5
    1884.5
    1892.0
    [m ]
    6
    2000.0
    2001.1
    [m ]
    7
    2429.5
    2440.0
    [m ]
    8
    2440.0
    2457.0
    [m ]
    9
    2458.0
    2486.3
    [m ]
    10
    2486.3
    2513.0
    [m ]
    11
    2514.0
    2541.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    198.8
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1801-1806m
    Kjerne bilde med dybde: 1806-1811m
    Kjerne bilde med dybde: 1811-1816m
    Kjerne bilde med dybde: 1816-1821m
    Kjerne bilde med dybde: 1821-1826m
    1801-1806m
    1806-1811m
    1811-1816m
    1816-1821m
    1821-1826m
    Kjerne bilde med dybde: 1826-1827m
    Kjerne bilde med dybde: 1828-1833m
    Kjerne bilde med dybde: 1833-1838m
    Kjerne bilde med dybde: 1838-1841m
    Kjerne bilde med dybde: 1841-1846m
    1826-1827m
    1828-1833m
    1833-1838m
    1838-1841m
    1841-1846m
    Kjerne bilde med dybde: 1846-1851m
    Kjerne bilde med dybde: 1851-1856m
    Kjerne bilde med dybde: 1856-1861m
    Kjerne bilde med dybde: 1861-1866m
    Kjerne bilde med dybde: 1866-1868m
    1846-1851m
    1851-1856m
    1856-1861m
    1861-1866m
    1866-1868m
    Kjerne bilde med dybde: 1868-1873m
    Kjerne bilde med dybde: 1873-1878m
    Kjerne bilde med dybde: 1878-1883m
    Kjerne bilde med dybde: 1884-1889m
    Kjerne bilde med dybde: 1889-1892m
    1868-1873m
    1873-1878m
    1878-1883m
    1884-1889m
    1889-1892m
    Kjerne bilde med dybde: 2000-2001m
    Kjerne bilde med dybde: 2429-2434m
    Kjerne bilde med dybde: 2434-2439m
    Kjerne bilde med dybde: 2439-2440m
    Kjerne bilde med dybde: 2440-2445m
    2000-2001m
    2429-2434m
    2434-2439m
    2439-2440m
    2440-2445m
    Kjerne bilde med dybde: 2445-2450m
    Kjerne bilde med dybde: 2450-2455m
    Kjerne bilde med dybde: 2455-2456m
    Kjerne bilde med dybde: 2458-2463m
    Kjerne bilde med dybde: 2463-2468m
    2445-2450m
    2450-2455m
    2455-2456m
    2458-2463m
    2463-2468m
    Kjerne bilde med dybde: 2468-2473m
    Kjerne bilde med dybde: 2473-2478m
    Kjerne bilde med dybde: 2478-2483m
    Kjerne bilde med dybde: 2483-2486m
    Kjerne bilde med dybde: 2486-2491m
    2468-2473m
    2473-2478m
    2478-2483m
    2483-2486m
    2486-2491m
    Kjerne bilde med dybde: 2491-2496m
    Kjerne bilde med dybde: 2496-2501m
    Kjerne bilde med dybde: 2501-2506m
    Kjerne bilde med dybde: 2506-2511m
    Kjerne bilde med dybde: 2511-2513m
    2491-2496m
    2496-2501m
    2501-2506m
    2506-2511m
    2511-2513m
    Kjerne bilde med dybde: 2514-2519m
    Kjerne bilde med dybde: 2519-2524m
    Kjerne bilde med dybde: 2524-2529m
    Kjerne bilde med dybde: 2529-2534m
    Kjerne bilde med dybde: 2534-2539m
    2514-2519m
    2519-2524m
    2524-2529m
    2529-2534m
    2534-2539m
    Kjerne bilde med dybde: 2539-2541m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2539-2541m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    975.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1000.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1025.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1050.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1072.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1088.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1090.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1100.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1120.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1140.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1150.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1170.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1188.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1207.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1224.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1242.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1257.5
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1273.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1286.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1294.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1310.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1324.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1343.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1350.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1360.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1370.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1387.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1407.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1425.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1440.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1450.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1465.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1488.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1520.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1528.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1537.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1548.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1562.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1580.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1590.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1615.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1627.5
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1638.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1657.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1670.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1686.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1693.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1706.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1718.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1727.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1739.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1748.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1758.5
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1771.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1777.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1785.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1798.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1801.0
    [m]
    C
    MOBIL
    1802.0
    [m]
    C
    MOBIL
    1812.0
    [m]
    C
    MOBIL
    1819.0
    [m]
    C
    MOBIL
    1828.0
    [m]
    C
    MOBIL
    1832.0
    [m]
    C
    MOBIL
    1843.0
    [m]
    C
    MOBIL
    1866.0
    [m]
    C
    MOBIL
    1876.5
    [m]
    C
    MOBIL
    1886.0
    [m]
    C
    MOBIL
    1892.9
    [m]
    C
    MOBIL
    1903.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1912.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1921.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1930.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1939.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1957.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1966.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1975.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1984.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1989.5
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2002.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2008.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2022.5
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2032.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2041.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2050.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2059.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2068.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2077.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2086.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2095.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2107.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2125.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2135.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2143.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2152.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2164.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2173.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2200.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2209.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2218.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2227.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2236.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2254.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2263.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2272.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2281.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2290.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2308.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2317.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2324.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2335.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2344.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2353.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2362.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2368.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2383.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2391.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2398.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2413.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2420.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2428.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2434.0
    [m]
    C
    MOBIL
    2444.0
    [m]
    C
    MOBIL
    2450.0
    [m]
    C
    MOBIL
    2486.0
    [m]
    C
    RRI
    2506.0
    [m]
    C
    RRI
    2510.0
    [m]
    C
    RRI
    2512.0
    [m]
    C
    RRI
    2515.0
    [m]
    C
    RRI
    2518.0
    [m]
    C
    RRI
    2521.0
    [m]
    C
    MOBIL
    2521.0
    [m]
    C
    RRI
    2525.0
    [m]
    C
    MOBIL
    2525.0
    [m]
    C
    RRI
    2529.0
    [m]
    C
    RRI
    2538.0
    [m]
    C
    RRI
    2539.0
    [m]
    C
    RRI
    2540.0
    [m]
    C
    RRI
    2541.0
    [m]
    C
    MOBIL
    2542.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2551.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2557.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2566.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2572.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2589.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2610.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2620.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2632.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2641.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2649.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2662.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2671.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2680.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2689.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2710.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2719.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2734.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2743.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2752.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2761.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2770.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2779.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2800.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2809.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2830.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2848.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2878.0
    [m]
    DC
    MOBIL

  • 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
    DST1
    2476.00
    2499.00
    12.09.1992 - 16:00
    YES
    DST
    DST2
    2476.00
    2491.00
    OIL
    21.09.1992 - 16:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.46

  • 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
    0.52
    pdf
    0.18

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    2.25
    pdf
    47.06

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2476
    2491
    15.9
    2.0
    1829
    1846
    15.9
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    12.000
    24.000
    90
    2.0
    12.000
    24.000
    75
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    662
    195384
    0.802
    0.700
    295
    2.0
    636
    39643
    0.802
    0.730
    62

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    DIFL ACL GR CHT
    1770
    2890
    DIFL ACL ZDEN CN GR CHT
    1774
    2314
    DIFL ACL ZDEN GR CHT
    901
    1772
    DIP GR
    1788
    2890
    DLL MLL GR CHT
    1770
    2891
    FMT HP GR
    1490
    1765
    FMT HP GR
    1797
    1947
    FMT HP GR
    1809
    0
    FMT HP GR
    1815
    2879
    FMT HP GR
    1868
    0
    FMT HP GR
    2437
    0
    FMT HP GR
    2462
    0
    FMT HP GR
    2475
    0
    MWD - DIR
    433
    452
    MWD - RES GR DIR
    279
    413
    MWD - RES GR DIR
    452
    2895
    SWC GR
    975
    1758
    SWC GR
    1777
    2370
    SWC GR
    1785
    2849
    VELOCITY
    500
    2550
    ZDEN CN SL
    1770
    2891

  • 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
    443.0
    36
    446.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    954.0
    17 1/2
    966.0
    1.77
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1774.0
    12 1/4
    1781.0
    1.77
    LOT
    LINER
    7
    2895.0
    8 1/2
    2895.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    434
    1.06
    66.0
    WATER BASED
    452
    1.06
    64.0
    WATER BASED
    452
    1.06
    64.0
    WATER BASED
    556
    1.13
    19.0
    WATER BASED
    609
    1.13
    54.0
    WATER BASED
    725
    1.13
    48.0
    WATER BASED
    966
    1.13
    49.0
    WATER BASED
    1036
    1.14
    30.0
    WATER BASED
    1342
    1.14
    20.0
    WATER BASED
    1630
    1.14
    16.0
    WATER BASED
    1778
    1.18
    17.0
    WATER BASED
    1781
    1.24
    18.0
    WATER BASED
    1894
    1.16
    18.0
    WATER BASED
    2218
    1.14
    25.0
    WATER BASED
    2374
    1.14
    24.0
    WATER BASED
    2428
    1.14
    28.0
    WATER BASED
    2430
    1.15
    28.0
    WATER BASED
    2441
    1.15
    28.0
    WATER BASED
    2486
    1.14
    27.0
    WATER BASED
    2519
    1.14
    27.0
    WATER BASED
    2541
    1.14
    27.0
    WATER BASED
    2620
    1.10
    10.0
    WATER BASED
    2678
    1.14
    27.0
    WATER BASED
    2679
    1.14
    25.0
    WATER BASED
    2785
    1.14
    28.0
    WATER BASED
    2890
    1.14
    27.0
    WATER BASED
    2895
    1.14
    24.0
    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
    0.22