Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
25.12.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

33/9-3

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.
    33/9-3
    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.
    33/9-3
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    LINE MNG-20 SP.340
    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.
    117-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    61
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    15.09.1974
    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.
    14.11.1974
    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.
    14.11.1976
    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.
    12.04.2016
    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
    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.
    MIDDLE 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.
    BRENT GP
    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.
    146.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2992.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    86
    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.
    STATFJORD GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 17' 55.13'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 53' 39.94'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6796715.85
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    440765.42
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    125

  • Brønnhistorie
    General
    Well 33/9-3 was drilled on the Statfjord structure on Tampen Spur in the northern North Sea, as a replacement well for the junk well 33/9-2. The primary objective was to provide seismic velocity control for detailed field mapping and to provide additional reservoir data for the Statfjord Field development.
    Operations and results
    Wildcat well 33/9-3 was spudded with the semi-submersible installation Norskald on 15 September 1974 and drilled to TD at 2992 m in Late Triassic sediments of the Statfjord Group.
    The target reservoir Brent Group was encountered at 2411 m. It contained oil all through down to top Dunlin Group at 2599 m. The base of the reservoir was encountered above the oil water contact. The reservoir quality was excellent with average measured core porosity of 29% and measured permeabilities up to 7.7 Darcy.
    A total of 152 m core was recovered in 13 cores from the interval 2422.9 m to 2622.2 m in the reservoir section. Total core recovery was 76.1%. Six FIT fluid samples were taken at 2419 m (35.4 °API oil and mud filtrate), 2455 m (38.4 °API oil and mud filtrate), 2422 m (36.4 °API oil, gas and mud), 2423 m (36.6 °API oil and gas), 2534 m (35.6 °API oil and mud filtrate), and 2595 m (water, mud filtrate and trace oil).
    The well was permanently abandoned on 14 November as an oil appraisal well.
    Testing
    A DST over the interval 2479 to 2481 m did not produce fluids due to tool failure.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    2319.53
    2987.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    7940.0
    7960.0
    [ft ]
    2
    8000.0
    8006.0
    [ft ]
    3
    8014.0
    8048.0
    [ft ]
    4
    8051.0
    8109.0
    [ft ]
    5
    8109.0
    8135.0
    [ft ]
    6
    8164.0
    8224.0
    [ft ]
    7
    8224.0
    8246.6
    [ft ]
    8
    8261.0
    8309.0
    [ft ]
    9
    8321.0
    8346.3
    [ft ]
    10
    8381.0
    8432.0
    [ft ]
    11
    8441.0
    8498.0
    [ft ]
    12
    8498.0
    8555.0
    [ft ]
    13
    8556.0
    8596.3
    [ft ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    154.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 7940-7950ft
    Kjerne bilde med dybde: 7950-7960ft
    Kjerne bilde med dybde: 8000-8006ft
    Kjerne bilde med dybde: 8019-8118ft
    Kjerne bilde med dybde: 8034-8046ft
    7940-7950ft
    7950-7960ft
    8000-8006ft
    8019-8118ft
    8034-8046ft
    Kjerne bilde med dybde: 8046-8048ft
    Kjerne bilde med dybde: 8051-8060ft
    Kjerne bilde med dybde: 8060-8069ft
    Kjerne bilde med dybde: 8069-8078ft
    Kjerne bilde med dybde: 8078-8087ft
    8046-8048ft
    8051-8060ft
    8060-8069ft
    8069-8078ft
    8078-8087ft
    Kjerne bilde med dybde: 8087-8096ft
    Kjerne bilde med dybde: 8096-8105ft
    Kjerne bilde med dybde: 8105-8109ft
    Kjerne bilde med dybde: 8118-8127ft
    Kjerne bilde med dybde: 8127-8135ft
    8087-8096ft
    8096-8105ft
    8105-8109ft
    8118-8127ft
    8127-8135ft
    Kjerne bilde med dybde: 8164-8173ft
    Kjerne bilde med dybde: 8191-8201ft
    Kjerne bilde med dybde: 8201-8210ft
    Kjerne bilde med dybde: 8210-8219ft
    Kjerne bilde med dybde: 8219-8224ft
    8164-8173ft
    8191-8201ft
    8201-8210ft
    8210-8219ft
    8219-8224ft
    Kjerne bilde med dybde: 8224-8233ft
    Kjerne bilde med dybde: 8233-8242ft
    Kjerne bilde med dybde: 8242-8246ft
    Kjerne bilde med dybde: 8261-8270ft
    Kjerne bilde med dybde: 8270-8279ft
    8224-8233ft
    8233-8242ft
    8242-8246ft
    8261-8270ft
    8270-8279ft
    Kjerne bilde med dybde: 8279-8288ft
    Kjerne bilde med dybde: 8288-8297ft
    Kjerne bilde med dybde: 8297-8306ft
    Kjerne bilde med dybde: 8306-8309ft
    Kjerne bilde med dybde: 8321-8330ft
    8279-8288ft
    8288-8297ft
    8297-8306ft
    8306-8309ft
    8321-8330ft
    Kjerne bilde med dybde: 8330-8339ft
    Kjerne bilde med dybde: 8339-8346ft
    Kjerne bilde med dybde: 8381-8390ft
    Kjerne bilde med dybde: 8390-8399ft
    Kjerne bilde med dybde: 8399-8408ft
    8330-8339ft
    8339-8346ft
    8381-8390ft
    8390-8399ft
    8399-8408ft
    Kjerne bilde med dybde: 8408-8416ft
    Kjerne bilde med dybde: 8416-8425ft
    Kjerne bilde med dybde: 8425-8432ft
    Kjerne bilde med dybde: 8441-8450ft
    Kjerne bilde med dybde: 8450-8459ft
    8408-8416ft
    8416-8425ft
    8425-8432ft
    8441-8450ft
    8450-8459ft
    Kjerne bilde med dybde: 8459-8468ft
    Kjerne bilde med dybde: 8468-8477ft
    Kjerne bilde med dybde: 8477-8487ft
    Kjerne bilde med dybde: 8487-8496ft
    Kjerne bilde med dybde: 8496-8498ft
    8459-8468ft
    8468-8477ft
    8477-8487ft
    8487-8496ft
    8496-8498ft
    Kjerne bilde med dybde: 8498-8507ft
    Kjerne bilde med dybde: 8507-8516ft
    Kjerne bilde med dybde: 8516-8525ft
    Kjerne bilde med dybde: 8525-8534ft
    Kjerne bilde med dybde: 8534-8543ft
    8498-8507ft
    8507-8516ft
    8516-8525ft
    8525-8534ft
    8534-8543ft
    Kjerne bilde med dybde: 8543-8552ft
    Kjerne bilde med dybde: 8552-8555ft
    Kjerne bilde med dybde: 8555-8565ft
    Kjerne bilde med dybde: 8565-8574ft
    Kjerne bilde med dybde: 8565-8592ft
    8543-8552ft
    8552-8555ft
    8555-8565ft
    8565-8574ft
    8565-8592ft
    Kjerne bilde med dybde: 8574-8583ft
    Kjerne bilde med dybde: 8592-8596ft
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    8574-8583ft
    8592-8596ft

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    7850.0
    [ft]
    DC
    RRI
    7860.0
    [ft]
    DC
    RRI
    7870.0
    [ft]
    DC
    RRI
    7880.0
    [ft]
    DC
    RRI
    7890.0
    [ft]
    DC
    RRI
    7900.0
    [ft]
    DC
    RRI
    7910.0
    [ft]
    DC
    RRI
    7920.0
    [ft]
    DC
    RRI
    7945.0
    [ft]
    DC
    OD
    7945.0
    [ft]
    C
    LAP
    7948.0
    [ft]
    DC
    RRI
    8000.5
    [ft]
    C
    RRI
    8001.0
    [ft]
    C
    RRI
    8044.5
    [ft]
    C
    RRI
    8045.0
    [ft]
    C
    RRI
    8046.0
    [ft]
    C
    RRI
    8046.0
    [ft]
    DC
    RRI
    8051.5
    [ft]
    C
    RRI
    8052.0
    [ft]
    C
    GEOSTR
    8056.0
    [ft]
    C
    GEOSTR
    8059.0
    [ft]
    DC
    RRI
    8059.0
    [ft]
    C
    RRI
    8060.0
    [ft]
    C
    GEOSTR
    8078.0
    [ft]
    DC
    RRI
    8080.0
    [ft]
    C
    GEOSTR
    8082.0
    [ft]
    C
    RRI
    8084.0
    [ft]
    C
    GEOSTR
    8086.0
    [ft]
    DC
    RRI
    8093.0
    [ft]
    DC
    RRI
    8093.0
    [ft]
    C
    GEOSTR
    8097.0
    [ft]
    DC
    RRI
    8098.0
    [ft]
    C
    RRI
    8101.0
    [ft]
    DC
    RRI
    8102.0
    [ft]
    C
    GEOSTR
    8104.0
    [ft]
    C
    GEOSTR
    8110.0
    [ft]
    C
    GEOSTR
    8115.0
    [ft]
    C
    GEOSTR
    8118.0
    [ft]
    C
    GEOSTR
    8119.0
    [ft]
    C
    RRI
    8121.0
    [ft]
    C
    GEOSTR
    8127.0
    [ft]
    C
    GEOSTR
    8128.0
    [ft]
    C
    RRI
    8135.0
    [ft]
    C
    GEOSTR
    8164.0
    [ft]
    C
    GEOSTR
    8164.5
    [ft]
    C
    GEOSTR
    8166.0
    [ft]
    C
    RRI
    8166.5
    [ft]
    C
    RRI
    8175.0
    [ft]
    DC
    RRI
    8176.0
    [ft]
    C
    GEOSTR
    8182.0
    [ft]
    C
    GEOSTR
    8182.5
    [ft]
    C
    RRI
    8187.0
    [ft]
    DC
    RRI
    8188.0
    [ft]
    C
    GEOSTR
    8191.0
    [ft]
    C
    GEOSTR
    8198.0
    [ft]
    DC
    RRI
    8200.0
    [ft]
    C
    RRI
    8201.0
    [ft]
    C
    GEOSTR
    8218.0
    [ft]
    C
    RRI
    8219.5
    [ft]
    C
    RRI
    8220.0
    [ft]
    C
    GEOSTR
    8233.0
    [ft]
    DC
    RRI
    8235.0
    [ft]
    C
    RRI
    8236.0
    [ft]
    C
    GEOSTR
    8237.0
    [ft]
    C
    RRI
    8244.5
    [ft]
    C
    RRI
    8245.5
    [ft]
    C
    RRI
    8246.0
    [ft]
    C
    GEOSTR
    8262.0
    [ft]
    C
    RRI
    8262.3
    [ft]
    C
    RRI
    8286.0
    [ft]
    C
    RRI
    8333.0
    [ft]
    C
    RRI
    8334.0
    [ft]
    C
    RRI
    8524.0
    [ft]
    C
    RRI
    8538.0
    [ft]
    C
    RRI
    8540.0
    [ft]
    C
    RRI
    8550.0
    [ft]
    C
    RRI
    8551.0
    [ft]
    C
    RRI
    8553.0
    [ft]
    C
    RRI
    8554.5
    [ft]
    C
    RRI
    8557.0
    [ft]
    C
    RRI
    8558.0
    [ft]
    C
    RRI
    8559.0
    [ft]
    C
    RRI
    8561.4
    [ft]
    C
    RRI
    8570.0
    [ft]
    C
    RRI
    8582.0
    [ft]
    C
    RRI
    8593.0
    [ft]
    C
    RRI
    8595.0
    [ft]
    C
    RRI
    8600.0
    [ft]
    C
    RRI
    8610.0
    [ft]
    C
    RRI
    8650.0
    [ft]
    C
    RRI
    8660.0
    [ft]
    DC
    RRI
    8690.0
    [ft]
    C
    RRI
    8710.0
    [ft]
    DC
    RRI
    8730.0
    [ft]
    C
    RRI
    8770.0
    [ft]
    C
    RRI
    8770.0
    [ft]
    DC
    RRI
    8802.0
    [ft]
    DC
    OD
    8802.0
    [ft]
    C
    LAP
    8810.0
    [ft]
    C
    RRI
    8850.0
    [ft]
    C
    RRI
    8850.0
    [ft]
    DC
    RRI
    8890.0
    [ft]
    DC
    RRI
    8930.0
    [ft]
    C
    RRI
    8930.0
    [ft]
    DC
    RRI
    8970.0
    [ft]
    C
    RRI
    9010.0
    [ft]
    C
    RRI
    9010.0
    [ft]
    DC
    RRI
    9050.0
    [ft]
    C
    RRI
    9090.0
    [ft]
    C
    RRI
    9110.0
    [ft]
    DC
    RRI
    9130.0
    [ft]
    C
    RRI
    9170.0
    [ft]
    C
    RRI
    9190.0
    [ft]
    DC
    RRI
    9210.0
    [ft]
    C
    RRI
    9250.0
    [ft]
    C
    RRI
    9270.0
    [ft]
    DC
    RRI
    9290.0
    [ft]
    C
    RRI
    9330.0
    [ft]
    C
    RRI
    9350.0
    [ft]
    DC
    RRI
    9370.0
    [ft]
    DC
    RRI
    9420.0
    [ft]
    C
    RRI
    9430.0
    [ft]
    DC
    RRI
    9450.0
    [ft]
    C
    RRI
    9490.0
    [ft]
    C
    RRI
    9510.0
    [ft]
    DC
    RRI
    9530.0
    [ft]
    C
    RRI
    9570.0
    [ft]
    C
    RRI
    9590.0
    [ft]
    DC
    RRI
    9610.0
    [ft]
    C
    RRI
    9650.0
    [ft]
    C
    RRI
    9690.0
    [ft]
    C
    RRI
    9710.0
    [ft]
    DC
    RRI
    9730.0
    [ft]
    C
    RRI
    9760.0
    [ft]
    DC
    RRI
    9770.0
    [ft]
    C
    RRI
    9800.0
    [ft]
    DC
    RRI

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.23
    pdf
    1.12

  • 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
    0.28

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.24
    pdf
    6.13
    pdf
    2.80
    pdf
    1.68
    pdf
    1.05
    pdf
    0.31
    pdf
    3.27
    pdf
    1.83

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2479
    2481
    0.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    BHC
    460
    2989
    CDM
    926
    2989
    DLL
    2332
    2671
    FDC CNL
    926
    2989
    IES
    459
    2989
    VELOCITY
    460
    2989

  • 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
    221.0
    36
    221.0
    0.00
    SURF.COND.
    20
    458.0
    26
    471.0
    0.00
    INTERM.
    13 3/8
    926.0
    17 1/2
    941.0
    0.00
    INTERM.
    9 5/8
    2147.0
    12 1/4
    2159.0
    0.00
    INTERM.
    2992.0
    8 1/2
    2992.0
    0.00

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    837
    1.08
    Waterbased
    1311
    1.68
    Waterbased
    2281
    1.80
    Waterbased
    2991
    1.41
    Waterbased

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    8089.00
    [ft ]
    8462.00
    [ft ]
    8403.50
    [ft ]
    8556.50
    [ft ]
    8527.00
    [ft ]
    8331.00
    [ft ]

  • 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