Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
08.05.2024 - 01:33
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

35/3-2

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.
    35/3-2
    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
    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.
    35/3-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    TLGS 78-01 SP.2945
    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.
    249-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    161
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    19.05.1980
    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.
    26.10.1980
    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.
    26.10.1982
    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.
    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.
    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.
    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).
    24.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    272.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4400.0
    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).
    4396.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    5.3
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    147
    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' 5.98'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 46' 28.22'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6858062.65
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    540764.96
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    136

  • Brønnhistorie
    General
    Whereas Saga Petroleum operated license 041, BP operated wildcat well 35/3-2 under license 041 by special agreement. The well was the second well drilled on this block, 35/3-1 was abandoned in the Middle Jurassic due to high calculated pore pressures. Well 35/3-2 was drilled on a westerly dipping fault block. The primary target of the well was Early Jurassic sandstone, secondary targets were any other Jurassic sandstones encountered.
    Operations and results
    Wildcat well 35/3-2 was spudded with the semi-submersible installation Sedco 707 on 19 May 1980 and drilled to TD at 4400 m in ?Caledonian age basement rocks. The well was drilled with seawater and gel down to 902 m, with gypsum/CMC mud from 902 m to 2305 m, with Poly RX/Drispac from 2305 m to 3833m, and with Poly RX/Lignosulfonate mud from 3833 m to TD. The well started to flow while drilling the 24" hole.  Heavy mud was pumped down the hole, but there was very little difference between the fracture gradient and the bottom hole pressure and returns were lost several times. A loss/gain situation was maintained until the casing setting depth was reached. When running the 18 5/8" casing the string parted and 22 joints were left in the hole.  The string was recovered successfully, and a new string was run and cemented without problems.
    The well penetrated strata from Tertiary through Jurassic and Triassic before reaching basement. Hydrocarbon shows were encountered in Lower Cretaceous and Lower Jurassic sands. The primary target Jurassic sandstones were found to be very tight, and no DST was carried out in these. In stead two zones in the Lower Cretaceous Sandstone were tested, producing water and gas/condensate respectively. The lower Cretaceous sands are interpreted as submarine fan deposits. The Lower Jurassic coarsening upward sequences may represent offshore open marine bars cut by tidal channel deposits and capped by a transgressive marine sheet sand. Log evaluation indicated 13.7 meters net pay in the Lower Cretaceous, with an average porosity of 15 % and an average water saturation of 64.3 %. The RFT pressure gradients suggested that a gas-water contact exists at 3585 m. Log interpretation showed moveable hydrocarbons to 3588.5 m and formation water below 3591 m. A possible 8.8 meters of net hydrocarbon bearing thin sand stringers were penetrated in the Lower Jurassic sequence.
    Two FIT fluid samples were taken through the 9 5/8" casing. The first FIT was run at 3675.5 m. Total recovery was 1 litre of gas and 22 litres of flocculated mud with trace of oil. The second FIT was run at 3750.5 m. Total recovery was 1 litre of mud filtrate/water and 10 litres of flocculated mud. This sample had no measurable gas volume. Two RFT segregated samples were taken in the Early Cretaceous Agat Formation. A segregated sample was collected in the gas-bearing interval at 3565.5 m, and both chambers were found to contain gas only with no trace of mud filtrate. The second sample collected in the water-bearing interval at 3593 m recovered 7.5 litres of water and 13.1 litres of gas in the 2-3/4 gallon chamber, and 3.8 litres of water with 3.4 litres of gas in the 1-gallon chamber. Analysis of the water samples indicated that mud filtrate had been recovered. RFT sampling in the Early Jurassic at 4073 m, 4024.5 m, and 3939 m was unsuccessful and recovered only mud filtrate and water. Seven cores were cut in the well. Cores 1 to 4 were cut in the Agat Formation from 3593.3 m to 3641 m, core 5 was cut in the Agat Formation from 3690.7 m to 3708.3 m, core 6 was cut in the Lower Jurassic from 3944.5 m to 3960 m, and core 7 was cut in the Lower Jurassic from 3998.2 m to 4010 m.
    The well was plugged and abandoned as a gas/condensate discovery (Agat) on October 1980.
    Testing
    Two drill stem tests were carried out in the Early Cretaceous Agat Formation. DST1 perforated the interval 3599 m to 3605 m. This test produced water at a rate of 555 Sm3/day through a 38/64" choke. The gas dissolved in the water showed no H2S and only traces of C02. DST2 perforated the intervals 3547 m to 3552, 3555.5 m to 3558, and 3562 m to 3566 m. It produced 1082000 Sm3 gas/day through a 38/64" choke. The final flow rate with the choke at 32/64 was 736000 Sm3/day. Because of a failure on the condensate metering system on the separator condensate flow rates were measured by flowtank dipping. A final condensate/gas ratio of approximately 10 bbl/MMSCF (5.6 x 10-5 Sm3/Sm3, corresponding to GOR = 18000 Sm3/Sm3) has been estimated. The gas gravity was 0.62 (air =1) and the condensate density was 0.815 g/cm3

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    470.00
    4400.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3593.2
    3610.8
    [m ]
    2
    3611.0
    3613.3
    [m ]
    3
    3613.3
    3617.3
    [m ]
    4
    3625.0
    3641.0
    [m ]
    5
    3690.7
    3710.2
    [m ]
    6
    3944.5
    3960.4
    [m ]
    7
    3998.2
    4010.1
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    87.2
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3593-3596m
    Kjerne bilde med dybde: 3596-3598m
    Kjerne bilde med dybde: 3598-3601m
    Kjerne bilde med dybde: 3601-3604m
    Kjerne bilde med dybde: 3604-3606m
    3593-3596m
    3596-3598m
    3598-3601m
    3601-3604m
    3604-3606m
    Kjerne bilde med dybde: 3606-3609m
    Kjerne bilde med dybde: 3609-3610m
    Kjerne bilde med dybde: 3611-3614m
    Kjerne bilde med dybde: 3613-3616m
    Kjerne bilde med dybde: 3616-2617m
    3606-3609m
    3609-3610m
    3611-3614m
    3613-3616m
    3616-2617m
    Kjerne bilde med dybde: 3625-3627m
    Kjerne bilde med dybde: 3627-3630m
    Kjerne bilde med dybde: 3630-3633m
    Kjerne bilde med dybde: 3633-3635m
    Kjerne bilde med dybde: 3635-3638m
    3625-3627m
    3627-3630m
    3630-3633m
    3633-3635m
    3635-3638m
    Kjerne bilde med dybde: 3638-3641m
    Kjerne bilde med dybde: 3690-3693m
    Kjerne bilde med dybde: 3693-3696m
    Kjerne bilde med dybde: 3696-3698m
    Kjerne bilde med dybde: 3698-3701m
    3638-3641m
    3690-3693m
    3693-3696m
    3696-3698m
    3698-3701m
    Kjerne bilde med dybde: 3701-3704m
    Kjerne bilde med dybde: 3704-3706m
    Kjerne bilde med dybde: 3706-3709m
    Kjerne bilde med dybde: 3709-3710m
    Kjerne bilde med dybde: 3944-3947m
    3701-3704m
    3704-3706m
    3706-3709m
    3709-3710m
    3944-3947m
    Kjerne bilde med dybde: 3947-3949m
    Kjerne bilde med dybde: 3949-3952m
    Kjerne bilde med dybde: 3952-3955m
    Kjerne bilde med dybde: 3955-3958m
    Kjerne bilde med dybde: 3958-3960m
    3947-3949m
    3949-3952m
    3952-3955m
    3955-3958m
    3958-3960m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    800.0
    [m]
    DC
    OD
    900.0
    [m]
    DC
    OD
    1000.0
    [m]
    DC
    OD
    1200.0
    [m]
    DC
    OD
    1400.0
    [m]
    DC
    OD
    1500.0
    [m]
    DC
    OD
    1520.0
    [m]
    DC
    OD
    1540.0
    [m]
    DC
    OD
    1560.0
    [m]
    DC
    OD
    1650.0
    [m]
    DC
    OD
    1680.0
    [m]
    DC
    OD
    1700.0
    [m]
    DC
    OD
    1900.0
    [m]
    DC
    OD
    2100.0
    [m]
    DC
    OD
    2300.0
    [m]
    DC
    OD
    2500.0
    [m]
    DC
    OD
    2700.0
    [m]
    DC
    OD
    2900.0
    [m]
    DC
    OD
    2950.0
    [m]
    DC
    OD
    3000.0
    [m]
    DC
    OD
    3180.0
    [m]
    DC
    OD
    3200.0
    [m]
    DC
    OD
    3250.0
    [m]
    DC
    OD
    3300.0
    [m]
    DC
    OD
    3500.0
    [m]
    DC
    OD
    3593.0
    [m]
    DC
    OD
    3593.8
    [m]
    C
    OD
    3594.6
    [m]
    C
    OD
    3595.7
    [m]
    C
    OD
    3596.7
    [m]
    C
    OD
    3597.7
    [m]
    C
    OD
    3598.6
    [m]
    C
    OD
    3599.6
    [m]
    C
    OD
    3600.9
    [m]
    C
    OD
    3601.8
    [m]
    C
    OD
    3602.8
    [m]
    C
    OD
    3603.9
    [m]
    C
    OD
    3604.7
    [m]
    C
    OD
    3605.8
    [m]
    C
    OD
    3606.8
    [m]
    C
    OD
    3607.9
    [m]
    C
    OD
    3608.9
    [m]
    C
    OD
    3609.9
    [m]
    C
    OD
    3611.4
    [m]
    C
    OD
    3612.5
    [m]
    C
    OD
    3613.6
    [m]
    C
    OD
    3614.7
    [m]
    C
    OD
    3615.2
    [m]
    C
    OD
    3616.1
    [m]
    C
    OD
    3616.9
    [m]
    C
    ROBERTSO
    3623.0
    [m]
    DC
    OD
    3625.0
    [m]
    C
    OD
    3626.0
    [m]
    C
    OD
    3626.8
    [m]
    C
    ROBERTSO
    3627.7
    [m]
    C
    OD
    3628.1
    [m]
    C
    OD
    3629.2
    [m]
    C
    OD
    3629.5
    [m]
    C
    OD
    3629.5
    [m]
    C
    OD
    3630.0
    [m]
    C
    ROBERTSO
    3630.0
    [m]
    C
    OD
    3631.6
    [m]
    C
    OD
    3632.8
    [m]
    C
    OD
    3633.0
    [m]
    C
    ROBERTSO
    3634.1
    [m]
    C
    OD
    3635.5
    [m]
    C
    OD
    3636.3
    [m]
    C
    ROBERTSO
    3637.3
    [m]
    C
    OD
    3638.4
    [m]
    C
    OD
    3639.5
    [m]
    C
    ROBERTSO
    3640.8
    [m]
    C
    OD
    3690.8
    [m]
    C
    ROBERTSO
    3692.3
    [m]
    C
    OD
    3692.3
    [m]
    C
    OD
    3693.5
    [m]
    C
    OD
    3694.0
    [m]
    C
    ROBERTSO
    3695.0
    [m]
    C
    OD
    3696.0
    [m]
    C
    OD
    3697.0
    [m]
    C
    ROBERTSO
    3697.7
    [m]
    C
    OD
    3697.8
    [m]
    C
    OD
    3698.0
    [m]
    C
    OD
    3698.8
    [m]
    C
    OD
    3699.3
    [m]
    C
    OD
    3700.0
    [m]
    C
    OD
    3700.0
    [m]
    C
    ROBERTSO
    3700.8
    [m]
    C
    OD
    3701.8
    [m]
    C
    OD
    3702.9
    [m]
    C
    OD
    3703.9
    [m]
    C
    OD
    3704.0
    [m]
    C
    ROBERTSO
    3705.0
    [m]
    C
    OD
    3706.0
    [m]
    C
    OD
    3707.0
    [m]
    C
    OD
    3708.0
    [m]
    C
    ROBERTSO
    3710.0
    [m]
    C
    OD
    3710.0
    [m]
    DC
    OD
    3710.1
    [m]
    C
    ROBERTSO
    3800.0
    [m]
    DC
    OD
    3821.0
    [m]
    DC
    OD
    3839.0
    [m]
    DC
    OD
    3860.0
    [m]
    DC
    OD
    3902.0
    [m]
    DC
    OD
    3945.0
    [m]
    C
    OD
    3946.2
    [m]
    C
    OD
    3947.7
    [m]
    C
    OD
    3948.9
    [m]
    C
    OD
    3950.0
    [m]
    C
    OD
    3950.0
    [m]
    DC
    OD
    3950.9
    [m]
    C
    OD
    3952.0
    [m]
    C
    OD
    3953.2
    [m]
    C
    OD
    3954.3
    [m]
    C
    OD
    3955.8
    [m]
    C
    OD
    3956.9
    [m]
    C
    OD
    3957.9
    [m]
    C
    OD
    3958.9
    [m]
    C
    OD
    3960.2
    [m]
    C
    OD
    3998.2
    [m]
    C
    OD
    3999.4
    [m]
    C
    OD
    4000.0
    [m]
    C
    OD
    4001.0
    [m]
    C
    OD
    4001.0
    [m]
    DC
    OD
    4002.2
    [m]
    C
    OD
    4003.2
    [m]
    C
    OD
    4004.4
    [m]
    C
    OD
    4005.3
    [m]
    C
    OD
    4007.0
    [m]
    C
    OD
    4007.9
    [m]
    C
    OD
    4008.6
    [m]
    C
    OD
    4009.7
    [m]
    C
    OD

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.73

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    1.18
    pdf
    1.34
    pdf
    0.57
    pdf
    1.95
    pdf
    1.95
    pdf
    1.94

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.13
    pdf
    0.27

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    15.35

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3599
    3605
    15.0
    2.0
    3552
    3566
    15.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    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
    53
    1082000
    0.819
    0.620

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    0
    0
    CBL CCL
    296
    1020
    CBL VDL CCL GR
    3400
    3821
    CST
    3300
    3834
    DLL GR
    3821
    4397
    DLL MSFL GR
    3450
    3834
    FDC CNL GR
    3450
    3834
    FDC CNL GR
    3821
    4125
    FDC CNL GR
    4401
    4425
    HDT
    3300
    3834
    HDT
    3300
    3834
    HDT
    3821
    4401
    HRT CCL
    0
    2350
    HRT CCL
    250
    841
    HRT CCL
    285
    990
    ISF BHC MSFL GR SP CAL
    4124
    4400
    ISF BHCS MSFL GR SP CAL
    3821
    4124
    ISF BHCS MSFL SP GR CAL
    250
    2305
    ISF BHCS MSFL SP GR CAL
    2287
    3834

  • 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
    430.0
    36
    436.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    18 5/8
    868.0
    24
    875.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2262.0
    17 1/2
    2280.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3797.0
    12 1/4
    3808.0
    1.63
    LOT
    LINER
    7
    4400.0
    8 3/8
    4400.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    662
    0.00
    seawater
    900
    1.08
    watermud
    1522
    1.10
    watermud
    2290
    1.23
    43.0
    watermud
    2603
    1.32
    53.0
    watermud
    3090
    1.34
    50.0
    watermud
    3575
    1.42
    54.0
    watermud
    3617
    1.42
    52.0
    watermud
    3833
    1.47
    55.0
    watermud
    4400
    1.57
    58.0
    watermud

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    3593.75
    [m ]
    3594.55
    [m ]
    3595.70
    [m ]
    3596.65
    [m ]
    3597.65
    [m ]
    3598.60
    [m ]
    3599.60
    [m ]
    3600.85
    [m ]
    3601.80
    [m ]
    3602.80
    [m ]
    3603.90
    [m ]
    3604.65
    [m ]
    3605.75
    [m ]
    3606.75
    [m ]
    3607.90
    [m ]
    3608.90
    [m ]
    3609.90
    [m ]
    3611.40
    [m ]
    3612.45
    [m ]
    3613.60
    [m ]
    3614.68
    [m ]
    3615.20
    [m ]
    3616.10
    [m ]
    3625.00
    [m ]
    3625.98
    [m ]
    3628.10
    [m ]
    3629.20
    [m ]
    3629.45
    [m ]
    3629.50
    [m ]
    3632.82
    [m ]
    3637.25
    [m ]
    3692.25
    [m ]
    3692.30
    [m ]
    3693.50
    [m ]
    3695.00
    [m ]
    3696.00
    [m ]
    3697.70
    [m ]
    3697.75
    [m ]
    3698.00
    [m ]
    3698.75
    [m ]
    3699.30
    [m ]
    3700.75
    [m ]
    3702.85
    [m ]
    3703.85
    [m ]
    3704.95
    [m ]
    3705.95
    [m ]
    3706.95
    [m ]
    3747.70
    [m ]
    3748.90
    [m ]
    3950.93
    [m ]
    3952.02
    [m ]
    3953.15
    [m ]
    3954.30
    [m ]
    3955.80
    [m ]
    3956.85
    [m ]
    3957.90
    [m ]
    3958.90
    [m ]
    3960.20
    [m ]
    3999.35
    [m ]
    4001.00
    [m ]
    4002.15
    [m ]
    4003.15
    [m ]
    4004.37
    [m ]
    4005.30
    [m ]
    4006.95
    [m ]
    4007.90
    [m ]
    4008.60
    [m ]
    4009.70
    [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
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.22