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

31/2-3

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.
    31/2-3
    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
    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.
    31/2-3
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    62-4421 SP.175
    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.
    A/S Norske Shell
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    247-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    115
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    28.03.1980
    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.
    20.07.1980
    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.
    20.07.1982
    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.
    15.02.2006
    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.
    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.
    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.
    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.
    FENSFJORD 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.
    334.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2601.0
    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).
    2600.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.65
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    73
    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.
    LATE TRIASSIC
    Eldste penetrerte formasjon
    Navn på den eldste litostratigrafiske enheten som brønnbanen har penetrert. Vises bare på brønner som er frigitt. I de fleste brønnbaner er dette formasjonen eller gruppen påtruffet i bunnen av brønnbanen. Kan avvike fra formasjonen eller gruppen ved TD for eksempel i brønnbaner som er boret med høy avvik eller gjennom forkastninger. Eksempler på lovlige verdier: AMUNDSEN FM, BALDER FM, BASEMENT, BLODØKS FM, BRYNE FM, BURTON FM, COOK FM, DRAKE FM, DRAUPNE FM, EKOFISK FM, SHETLAND GP.
    HEGRE GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 50' 27.84'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 35' 10.82'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6745386.82
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    531872.26
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    236

  • Brønnhistorie
    General
    Well 31/2-3 was drilled in the Troll West area, approximately 8 km NNE of the Troll Discovery well 31/2-1. The well was drilled to appraise the Troll Discovery. It should evaluate reservoir parameters along the axis of maximum gross hydrocarbon column; prove maximum hydrocarbon reserves in the major northern fault block; confirm the significance of the seismic flatspot as a direct hydrocarbon indicator; further assess the significance of the oil shows found in 31/2-1; and evaluate the influence of earlier Kimmerian fault movements on reservoir characteristics.
    Operations and results
    Appraisal well 31/2-3 was spudded with the semi-submersible installation Borgny Dolphin on 28 March and drilled to TD at 2601 m in Late Triassic sediments in the Statfjord Formation. Drilling took 115 days. The reason for the long drilling period was safety inspection of the rig as a result of the "Alexander Kielland" accident and a strike amongst the Norwegian rig crew. The well was drilled with bentonite and seawater down to 816 m and with a gypsum/lignosulphonate mud from 816 m to TD.
    No potential reservoir zones were encountered above top Jurassic. The well confirmed that the Late Jurassic sandstone reservoir encountered in wells 31/2-1 and 2 was well developed also in this more northerly part of the structure. A gross gas column of 189 m was penetrated with top at 1384 m. The uppermost 120 m was in a good clean sand (Sognefjord Formation) while the lower part of the gas column was in a micaceous and poor reservoir sand (Heather and Fensfjord Formations). Below the gas a 12 m thick oil zone was encountered, the same thickness and at the same level as in well 31/2-2. In this well however, the oil was in a very micaceous and poorly developed reservoir. The reservoir was uncomformably overlain by Palaeocene claystones, which thus act as an effective seal for the reservoir. Below the OWC at 1585 no moveable hydrocarbons were seen in the well, but shows continued down to 1612 m and isolated shows were seen at 1630 m and at 1638 m.
    The seismic Flatspot did coincide with the base of the gas column in well 31/2-3, supporting that the Flatspot indeed is a direct hydrocarbon indicator over the entire prospect.
    Coring was performed in the Middle to Late Jurassic interval from 1412 m to 1645.5 m. Twenty-one cores with a total recovery of 194.4 m (84%) were cut. Coring started approximately 28 m below the top reservoir and continued well below the hydrocarbon/water contact. Prior to the full scale production test programme, a series of runs were made with the Schlumberger Repeat Formation Tester (RFT). A total of 10 RFT runs were made. The first run indicated pressure gradients very similar to those obtained in Wells 31/2-1 and 31/2-2. It was, however, impossible to confirm the 12-meter oil gradient indicated by RFT's in well 31/2-2. Sampling attempts in the water zone failed as only mud filtrate was recovered. In the suspected oil zone, no samples were obtained in spite of numerous attempts as the tool probe always plugged in the relatively tight and poorly consolidated formation. Only two gas samples were obtained, at 1458 m and 1568.5 m.
    The well was permanently abandoned on 20 July 1980 as a gas and oil appraisal well.
    Testing
    Four Production Tests were conducted in the Middle to Late Jurassic. PT1 tested the interval 1600.5 m to 1605.5 m in the water zone, PT2 tested the interval 1577.5 m to 1582.5 m in the oil zone, PT3 tested the interval 1520 m to 1535 m in the micaceous part of the gas bearing section, and PT4 tested 1435 m to 1460 m in the top clean sand of the gas section.
    After the bottom hole test valve was opened for the test in the water zone, the well flowed for 17 minutes until it died. Some 87.5 litres of formation water (70.000 ppm NaCl equivalent) were recovered.
    In the oil zone test (PT2) the well came in at a low rate and flowed at about 4.5 - 6.6 Sm3/day for four days. The oil was about 24 deg API and the GOR around 36 Sm3/Sm3. The micaceous gas zone test (PT3) stabilized at a rate of about 142000 Sm3/day on 28/64" choke during the clean up period. The produced fluids were gas of gravity 0.617 (air = 1) and condensate of 50.3 API, with some water (mostly brine) and traces of sediment. The gas contained no detectable H2S and approximately 0.4% C02. Sequential rate tests followed where the rates continuously improved up to 923000 Sm3/day. The test was terminated while production rates were still increasing. The reason for the increasing rates was assumed to be development of a channel behind the casing creating communication with the better sand some 10 meters above the top of the perforations. The clean sand gas test was performed with a gravel pack completion. Severe turbulence effects dominated it. After the initial clean up at 368000 - 481000 Sm3/day flow rate, the well produced at maximum rate of about 1133000 Sm3/day. The fluids had similar composition as in PT3.
    Temperatures measured during the test gave a formation temperature of 60 - 62 deg C in the gas-bearing section of the reservoir. This corresponds to a linear temperature gradient from seafloor to top reservoir of ca 50 deg C, which is very high for the area.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    460.00
    2599.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1412.0
    1415.5
    [m ]
    2
    1421.0
    1425.0
    [m ]
    3
    1425.0
    1441.0
    [m ]
    4
    1443.0
    1449.3
    [m ]
    5
    1450.0
    1461.2
    [m ]
    6
    1462.4
    1467.8
    [m ]
    8
    1469.2
    1473.0
    [m ]
    9
    1473.0
    1475.0
    [m ]
    10
    1484.5
    1496.4
    [m ]
    11
    1496.4
    1514.5
    [m ]
    12
    1514.5
    1529.6
    [m ]
    13
    1533.0
    1540.9
    [m ]
    14
    1551.0
    1564.5
    [m ]
    15
    1564.5
    1566.5
    [m ]
    16
    1566.6
    1584.3
    [m ]
    17
    1584.0
    1599.7
    [m ]
    18
    1601.0
    1619.3
    [m ]
    19
    1619.0
    1623.9
    [m ]
    20
    1624.0
    1627.7
    [m ]
    21
    1628.0
    1645.4
    [m ]
    22
    2116.0
    2133.9
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    216.4
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1412-1414m
    Kjerne bilde med dybde: 1414-1416m
    Kjerne bilde med dybde: 1421-1423m
    Kjerne bilde med dybde: 1423-1425m
    Kjerne bilde med dybde: 1425-1427m
    1412-1414m
    1414-1416m
    1421-1423m
    1423-1425m
    1425-1427m
    Kjerne bilde med dybde: 1427-1430m
    Kjerne bilde med dybde: 1430-1433m
    Kjerne bilde med dybde: 1433-1435m
    Kjerne bilde med dybde: 1435-1438m
    Kjerne bilde med dybde: 1438-1441m
    1427-1430m
    1430-1433m
    1433-1435m
    1435-1438m
    1438-1441m
    Kjerne bilde med dybde: 1443-1445m
    Kjerne bilde med dybde: 1445-1448m
    Kjerne bilde med dybde: 1448-1449m
    Kjerne bilde med dybde: 1450-1452m
    Kjerne bilde med dybde: 1452-1455m
    1443-1445m
    1445-1448m
    1448-1449m
    1450-1452m
    1452-1455m
    Kjerne bilde med dybde: 1455-1458m
    Kjerne bilde med dybde: 1458-1460m
    Kjerne bilde med dybde: 1460-1461m
    Kjerne bilde med dybde: 1462-1463m
    Kjerne bilde med dybde: 1469-1471m
    1455-1458m
    1458-1460m
    1460-1461m
    1462-1463m
    1469-1471m
    Kjerne bilde med dybde: 1471-1473m
    Kjerne bilde med dybde: 1473-1475m
    Kjerne bilde med dybde: 1484-1487m
    Kjerne bilde med dybde: 1487-1489m
    Kjerne bilde med dybde: 1489-1492m
    1471-1473m
    1473-1475m
    1484-1487m
    1487-1489m
    1489-1492m
    Kjerne bilde med dybde: 1492-1495m
    Kjerne bilde med dybde: 1495-1496m
    Kjerne bilde med dybde: 1496-1499m
    Kjerne bilde med dybde: 1499-1501m
    Kjerne bilde med dybde: 1501-1504m
    1492-1495m
    1495-1496m
    1496-1499m
    1499-1501m
    1501-1504m
    Kjerne bilde med dybde: 1504-1507m
    Kjerne bilde med dybde: 1507-1509m
    Kjerne bilde med dybde: 1509-1512m
    Kjerne bilde med dybde: 1512-1514m
    Kjerne bilde med dybde: 1514-1517m
    1504-1507m
    1507-1509m
    1509-1512m
    1512-1514m
    1514-1517m
    Kjerne bilde med dybde: 1517-1519m
    Kjerne bilde med dybde: 1519-1522m
    Kjerne bilde med dybde: 1522-1525m
    Kjerne bilde med dybde: 1525-1528m
    Kjerne bilde med dybde: 1528-1529m
    1517-1519m
    1519-1522m
    1522-1525m
    1525-1528m
    1528-1529m
    Kjerne bilde med dybde: 1533-1535m
    Kjerne bilde med dybde: 1535-1538m
    Kjerne bilde med dybde: 1538-1540m
    Kjerne bilde med dybde: 1551-1553m
    Kjerne bilde med dybde: 1553-1556m
    1533-1535m
    1535-1538m
    1538-1540m
    1551-1553m
    1553-1556m
    Kjerne bilde med dybde: 1556-1559m
    Kjerne bilde med dybde: 1559-1561m
    Kjerne bilde med dybde: 1561-1564m
    Kjerne bilde med dybde: 1564-1566m
    Kjerne bilde med dybde: 1566-1569m
    1556-1559m
    1559-1561m
    1561-1564m
    1564-1566m
    1566-1569m
    Kjerne bilde med dybde: 1569-1572m
    Kjerne bilde med dybde: 1572-1574m
    Kjerne bilde med dybde: 1574-1577m
    Kjerne bilde med dybde: 1577-1580m
    Kjerne bilde med dybde: 1580-1582m
    1569-1572m
    1572-1574m
    1574-1577m
    1577-1580m
    1580-1582m
    Kjerne bilde med dybde: 1582-1584m
    Kjerne bilde med dybde: 1584-1586m
    Kjerne bilde med dybde: 1586-1589m
    Kjerne bilde med dybde: 1589-1592m
    Kjerne bilde med dybde: 1592-1594m
    1582-1584m
    1584-1586m
    1586-1589m
    1589-1592m
    1592-1594m
    Kjerne bilde med dybde: 1594-1597m
    Kjerne bilde med dybde: 1601-1603m
    Kjerne bilde med dybde: 1603-1606m
    Kjerne bilde med dybde: 1606-1609m
    Kjerne bilde med dybde: 1609-1611m
    1594-1597m
    1601-1603m
    1603-1606m
    1606-1609m
    1609-1611m
    Kjerne bilde med dybde: 1611-1614m
    Kjerne bilde med dybde: 1614-1617m
    Kjerne bilde med dybde: 1617-1619m
    Kjerne bilde med dybde: 1619-1621m
    Kjerne bilde med dybde: 1621-1623m
    1611-1614m
    1614-1617m
    1617-1619m
    1619-1621m
    1621-1623m
    Kjerne bilde med dybde: 1624-1626m
    Kjerne bilde med dybde: 1626-1627m
    Kjerne bilde med dybde: 1628-1630m
    Kjerne bilde med dybde: 1730-1633m
    Kjerne bilde med dybde: 1633-1636m
    1624-1626m
    1626-1627m
    1628-1630m
    1730-1633m
    1633-1636m
    Kjerne bilde med dybde: 1636-1638m
    Kjerne bilde med dybde: 1638-1641m
    Kjerne bilde med dybde: 1641-1644m
    Kjerne bilde med dybde: 1644-1645m
    Kjerne bilde med dybde: 2116-2118m
    1636-1638m
    1638-1641m
    1641-1644m
    1644-1645m
    2116-2118m
    Kjerne bilde med dybde: 2118-2121m
    Kjerne bilde med dybde: 2121-2124m
    Kjerne bilde med dybde: 2126-2129m
    Kjerne bilde med dybde: 2129-2132m
    Kjerne bilde med dybde: 2132-2133m
    2118-2121m
    2121-2124m
    2126-2129m
    2129-2132m
    2132-2133m

  • 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
    1577.00
    1582.00
    WATER
    06.06.1980 - 20:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.45

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.29
    pdf
    0.51

  • 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
    0.15
    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
    35.06
    pdf
    1.29
    pdf
    2.43
    pdf
    0.44
    pdf
    10.79
    pdf
    10.10
    pdf
    0.36
    pdf
    0.06
    pdf
    0.44
    pdf
    0.12
    pdf
    139.86
    pdf
    17.61
    pdf
    20.73
    pdf
    6.05
    pdf
    1.25
    pdf
    0.77
    pdf
    1.51
    pdf
    1.22
    pdf
    1.66
    pdf
    1.43
    pdf
    0.60
    pdf
    0.84
    pdf
    0.54
    pdf
    1.97
    pdf
    2.69
    pdf
    0.50
    pdf
    1.12
    pdf
    0.32
    pdf
    0.71
    pdf
    0.35
    pdf
    0.34
    pdf
    0.33
    pdf
    0.34
    pdf
    0.56
    pdf
    0.28
    pdf
    0.20
    pdf
    0.23
    pdf
    0.38
    pdf
    0.14
    pdf
    0.69
    pdf
    2.60
    pdf
    0.75
    pdf
    2.06
    pdf
    2.29
    pdf
    11.20
    pdf
    6.07
    pdf
    5.32
    pdf
    9.81
    pdf
    3.63
    pdf
    6.10
    pdf
    1.31

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    1575
    1580
    0.0
    2.0
    1552
    1557
    6.4
    3.0
    1495
    1510
    50.8
    4.0
    1410
    1435
    38.1
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    3.0
    4.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    2.0
    14
    560
    0.910
    40
    3.0
    914000
    4.0
    1133000

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL
    350
    1816
    CBL
    630
    1352
    CST
    1
    0
    CST
    2
    0
    CST
    3
    0
    DLL MSFL GR
    1352
    1824
    FDC CNL GR CAL
    445
    818
    FDC CNL GR CAL
    803
    1367
    FDC CNL GR CAL
    1352
    1824
    FDC CNL GR CAL
    1817
    2590
    HDT
    1352
    1819
    HDT
    1817
    2596
    ISF BHC GR SP
    445
    814
    ISF BHC GR SP
    803
    1368
    ISF BHC GR SP
    1352
    1821
    ISF BHC GR SP
    1817
    2593
    LSS GR
    445
    816
    LSS GR
    803
    1364
    LSS GR
    1352
    1819
    LSS GR
    1817
    2594
    RFT
    1387
    1750

  • 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
    420.0
    36
    425.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    779.0
    26
    789.0
    1.43
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1328.0
    17 1/2
    1339.0
    1.55
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1791.0
    12 1/4
    1798.0
    1.74
    LOT
    LINER
    7
    2576.0
    8 1/2
    2576.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    789
    1.31
    54.0
    seawater
    1338
    1.32
    60.0
    seawater
    1433
    1.28
    52.0
    seawater
    1941
    1.18
    52.0
    seawater
    2267
    1.19
    48.0
    seawater

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    1414.40
    [m ]
    1432.80
    [m ]
    1443.45
    [m ]
    1450.20
    [m ]
    1471.25
    [m ]
    1486.90
    [m ]
    1492.80
    [m ]
    1505.10
    [m ]
    1534.35
    [m ]
    1540.40
    [m ]
    1553.70
    [m ]
    1558.45
    [m ]
    1563.90
    [m ]
    1565.65
    [m ]
    1568.65
    [m ]
    7574.45
    [m ]
    1574.45
    [m ]
    1579.86
    [m ]
    1585.79
    [m ]
    7586.92
    [m ]
    1586.92
    [m ]
    1590.54
    [m ]
    1599.08
    [m ]
    1609.86
    [m ]
    1615.50
    [m ]
    1623.24
    [m ]
    1628.12
    [m ]
    1414.00
    [m ]
    1433.00
    [m ]
    1443.00
    [m ]
    1450.00
    [m ]
    1471.00
    [m ]
    1487.00
    [m ]
    1493.00
    [m ]
    1505.00
    [m ]
    1513.00
    [m ]
    1523.00
    [m ]
    1534.00
    [m ]
    1540.00
    [m ]
    1554.00
    [m ]
    1558.00
    [m ]
    1564.00
    [m ]
    1566.00
    [m ]
    1569.00
    [m ]
    1575.00
    [m ]
    1580.00
    [m ]
    1586.00
    [m ]
    1587.00
    [m ]
    1628.00
    [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