Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
26.12.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

34/11-2 S

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.
    34/11-2 S
    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.
    34/11-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    TFE 91- ROW 1111& COLUMN 653
    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.
    Den norske stats oljeselskap a.s
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    838-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    123
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    16.01.1996
    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.
    17.05.1996
    Plugget dato
    Dato brønnbanen ble ferdig plugget, som innmeldt til Sokkeldirektoratet av operatør til DDRS (Daily Drilling Reporting System).
    17.05.1996
    Plugget og forlatt dato
    Dato P&A-operasjonen av brønnbanen var ferdig, som innmeldt av operatør til DDRS (Daily Drilling Reporting System). Forekommer bare en gang pr. brønnhode/overflateposisjon.
    23.04.2015
    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.
    17.05.1998
    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.
    15.11.2012
    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.
    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.
    261.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4743.0
    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).
    4579.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    48
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    172
    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° 13' 33.24'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 22' 56.81'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6788267.62
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    466835.28
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2733

  • Brønnhistorie
    General
    Well 34/11-2 S was drilled on the Tjalve Terrace east of the Gullfaks Field in the northern North Sea. The main objective was to explore the hydrocarbon potential of the Middle Jurassic Brent Group reservoirs within the Beta structure. The secondary objective was to test for hydrocarbons in the Lower Jurassic/Triassic Statfjord Formation.
    Operations and results
    Wildcat well 34/11-2 S was spudded with the semi-submersible installation Vildcat Explorer on 16 January 1996 and drilled to TD at 4743 m in the Early Jurassic Statfjord Formation. The well was drilled practically vertical down to ca 3139 m, ca 140 m below the 13 3/8" casing shoe, and deviated from this point. The drilling of the well was not performed within the plan due to lost time as a consequence of bad weather, steering and building angle in 12 1/4" hole section, extended logging, extended well and equipment failure. The well was drilled with pre-hydrated bentonite, seawater and bentonite sweeps down to 1170 m, with ANCO 2000 mud with 3.4 to 5.2% glycol from 1170 m to 3766 m, and with a KCl/polymer mud system from 3766 m to TD.
    Oil was proven by MDT fluid sampling in a thin sand bed at 3797.5 m (3756.2 m TVD) above the main Brent Group reservoir. The Bathonian age of these sand beds imply that they belong to the upper part of the Brent Group. Sliding or faulting of huge blocks along the foot wall of the main fault could explain the presence of this Allochtonous "Brent Group" above the Heather Formation. Top of the main objective the Brent Group was penetrated at 4068.0 m
    (3422.1 m TVD), 252 m deeper than the prognosis. Pressure measurements indicated hydrocarbon fluids present in the entire reservoir section, with one pressure regime in Tarbert and Upper Ness Formations and another some 20 bar higher in Lower Ness and Etive Formations. The DST tests confirm that the fluid systems are different with the lower Brent having the richest condensate. A shale layer at 4145 to 4175 m in the Ness Formation appears to be the pressure barrier. Due to poor quality pressure data (low permeability in reservoir) no conclusive hydrocarbon gradients were established. No fluid contacts could be derived from the MDT data. The log evaluation showed 100 % water saturation in the Rannoch Formation below 4288 m.
    Acetone was used for oil shows extraction and poor shows were described from the whole well below 1170 m.
    A total of 173.5 m core was recovered in 9 cores. All core depths are corrected to logger's depth. Core 1 was cut in the allochtonous Brent Group from 3846 m to 4478 m. Cores 2 to 5 were cut from 4083 to 4154 m in the upper reservoir compartment of the main Brent Group. Cores 6 to 8 were cut from 4209 m to 4294 m in the lower reservoir compartment of the main Brent Group. Core 9 was cut from 4460 m to 4478 m in the Early Jurassic Cook Formation. Fluid samples were taken with Schlumberger's MDT with Dual Packer tool. An oil sample was taken in Allochtonous Brent Group/Heather Formation at 3797.5 m and gas/condensate samples were taken in the in Ness Formation at 4178.0 m and in the Etive Formation at 4248.5 m.
    The well was suspended on 16 January as a gas/condensate discovery.
    Testing
    Three tests were performed in the Brent Group.
    Test 1A tested 4240 - 4260 m in the Etive formation. It produced only some mud to the surface and was aborted due to a failure during the clean up flow.
    Test 1B tested the intervals 4240 - 4260 m interval in Etive plus 4185-4229 m in the Ness Formation. It produced 125 Sm3 condensate and 126100 Sm3 gas /day through a 36/64" choke. The GOR was 1000 Sm3/Sm3, the oil density was 0.795 g/cm3 at 15 deg C, and the gas gravity was 0.750 (air = 1). The bottom hole flowing temperature was 133 deg C.
    Test 2 tested the interval 4068 - 4142.5 m in the Tarbert and Ness formations. It produced 75 Sm3 condensate and 172200 Sm3 gas /day through a 32/64" choke. The GOR was 2300 Sm3/Sm3, the oil density was 0.800 g/cm3 at 15 deg C, and the gas gravity was 0.690 (air = 1). The bottom hole flowing temperature was 125 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1180.00
    4368.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3846.0
    3849.7
    [m ]
    2
    4083.0
    4110.8
    [m ]
    3
    4111.0
    4115.0
    [m ]
    4
    4116.0
    4125.4
    [m ]
    5
    4126.0
    4154.4
    [m ]
    6
    4209.0
    4237.0
    [m ]
    7
    4237.0
    4265.0
    [m ]
    8
    4266.0
    4293.9
    [m ]
    9
    4460.0
    4476.3
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    173.5
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3846-3849m
    Kjerne bilde med dybde: 4083-4088m
    Kjerne bilde med dybde: 4088-4093m
    Kjerne bilde med dybde: 4093-4098m
    Kjerne bilde med dybde: 4098-4103m
    3846-3849m
    4083-4088m
    4088-4093m
    4093-4098m
    4098-4103m
    Kjerne bilde med dybde: 4103-4108m
    Kjerne bilde med dybde: 4108-4110m
    Kjerne bilde med dybde: 4110-4115m
    Kjerne bilde med dybde: 4116-4121m
    Kjerne bilde med dybde: 4121-4125m
    4103-4108m
    4108-4110m
    4110-4115m
    4116-4121m
    4121-4125m
    Kjerne bilde med dybde: 4126-4131m
    Kjerne bilde med dybde: 4131-4136m
    Kjerne bilde med dybde: 4136-4141m
    Kjerne bilde med dybde: 4141-4146m
    Kjerne bilde med dybde: 4146-4151m
    4126-4131m
    4131-4136m
    4136-4141m
    4141-4146m
    4146-4151m
    Kjerne bilde med dybde: 4151-4154m
    Kjerne bilde med dybde: 4209-4214m
    Kjerne bilde med dybde: 4214-4219m
    Kjerne bilde med dybde: 4219-4224m
    Kjerne bilde med dybde: 4224-4229m
    4151-4154m
    4209-4214m
    4214-4219m
    4219-4224m
    4224-4229m
    Kjerne bilde med dybde: 4229-4234m
    Kjerne bilde med dybde: 4234-4237m
    Kjerne bilde med dybde: 4237-4242m
    Kjerne bilde med dybde: 4242-4247m
    Kjerne bilde med dybde: 4247-4252m
    4229-4234m
    4234-4237m
    4237-4242m
    4242-4247m
    4247-4252m
    Kjerne bilde med dybde: 4252-4257m
    Kjerne bilde med dybde: 4257-4262m
    Kjerne bilde med dybde: 4262-4265m
    Kjerne bilde med dybde: 4266-4271m
    Kjerne bilde med dybde: 4271-4276m
    4252-4257m
    4257-4262m
    4262-4265m
    4266-4271m
    4271-4276m
    Kjerne bilde med dybde: 4276-4281m
    Kjerne bilde med dybde: 4281-4286m
    Kjerne bilde med dybde: 4286-4291m
    Kjerne bilde med dybde: 4291-4293m
    Kjerne bilde med dybde: 4460-4465m
    4276-4281m
    4281-4286m
    4286-4291m
    4291-4293m
    4460-4465m
    Kjerne bilde med dybde: 4465-4470m
    Kjerne bilde med dybde: 4475-4476m-
    Kjerne bilde med dybde: 4475-4476m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    4465-4470m
    4475-4476m-
    4475-4476m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1180.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1200.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1220.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1240.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1260.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1280.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1300.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1320.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1340.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1360.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1380.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1400.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1420.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1440.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1460.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1480.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1500.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1520.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1540.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1560.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1580.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1600.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1620.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1640.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1660.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1680.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1700.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1710.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1730.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1740.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1760.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1770.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1790.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1800.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1820.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1830.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1850.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1860.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1880.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1890.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1910.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1920.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1940.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1950.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1970.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1980.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2000.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2020.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2040.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2060.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2080.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2100.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2120.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2140.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2160.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2180.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2200.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2220.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2240.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2260.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2280.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2300.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2320.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2340.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2360.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2380.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2400.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2420.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2440.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2460.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2480.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2500.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2520.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2540.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2560.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2580.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2600.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2620.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2640.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2660.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2680.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2700.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2720.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2740.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2760.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2780.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2800.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2820.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2840.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2860.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2880.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2900.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2920.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2940.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2960.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2980.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3000.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3020.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3040.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3060.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3080.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3100.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3120.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3140.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3160.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3180.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3200.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3220.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3240.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3260.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3280.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3300.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3318.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3337.1
    [m]
    SWC
    WESTLB
    3346.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    3360.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3381.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3399.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3420.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3441.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3454.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3480.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3501.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3519.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3540.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3548.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    3562.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    3567.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3576.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3615.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3621.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3630.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3635.1
    [m]
    SWC
    WESTLB
    3648.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3655.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    3664.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    3675.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3683.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    3693.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3698.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    3705.1
    [m]
    SWC
    WESTLB
    3712.1
    [m]
    SWC
    WESTLB
    3726.1
    [m]
    SWC
    WESTLB
    3729.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    3747.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3756.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    3788.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    3797.5
    [m]
    SWC
    WESTLB
    3801.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3819.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3828.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3837.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3846.1
    [m]
    C
    WESTLB
    3849.2
    [m]
    C
    WESTLB
    3852.5
    [m]
    SWC
    WESTLB
    3860.5
    [m]
    SWC
    WESTLB
    3873.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3887.5
    [m]
    SWC
    WESTLB
    3893.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    3900.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    3909.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3918.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3927.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3936.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3946.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    3954.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3963.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3972.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3985.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    3990.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3999.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4008.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4017.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4025.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    4032.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4041.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4050.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4063.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    4070.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    4075.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    4080.5
    [m]
    SWC
    WESTLB
    4085.2
    [m]
    C
    WESTLB
    4088.7
    [m]
    C
    WESTLB
    4091.3
    [m]
    C
    WESTLB
    4098.4
    [m]
    C
    WESTLB
    4104.1
    [m]
    C
    WESTLB
    4109.5
    [m]
    C
    WESTLB
    4113.3
    [m]
    C
    WESTLB
    4121.9
    [m]
    C
    WESTLB
    4129.4
    [m]
    C
    WESTLB
    4134.9
    [m]
    C
    WESTLB
    4140.2
    [m]
    C
    WESTLB
    4145.5
    [m]
    C
    WESTLB
    4151.7
    [m]
    C
    WESTLB
    4161.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4170.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4178.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    4188.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4200.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    4209.0
    [m]
    C
    WESTLB
    4214.8
    [m]
    C
    WESTLB
    4220.2
    [m]
    C
    WESTLB
    4225.7
    [m]
    C
    WESTLB
    4244.3
    [m]
    C
    WESTLB
    4251.4
    [m]
    C
    WESTLB
    4286.7
    [m]
    C
    WESTLB
    4291.8
    [m]
    C
    WESTLB
    4299.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4318.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    4325.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    4329.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    4338.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4350.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    4356.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4365.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4370.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    4383.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4392.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4401.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4410.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4419.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4431.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    4437.5
    [m]
    SWC
    WESTLB
    4441.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    4450.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    4458.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    4460.3
    [m]
    C
    WESTLB
    4465.7
    [m]
    C
    WESTLB
    4470.4
    [m]
    C
    WESTLB
    4476.3
    [m]
    C
    WESTLB
    4483.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    4491.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4500.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4509.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    4518.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4527.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4536.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4543.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    4575.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    4588.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    4600.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    4614.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4622.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    4645.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    4677.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    4692.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4707.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4722.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4737.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    4742.0
    [m]
    DC
    GEOSTR

  • 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
    TEST1B
    4260.00
    4185.00
    CONDENSATE
    01.05.1996 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    45.37

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    4260
    4240
    15.8
    2.0
    4185
    4260
    12.7
    3.0
    4143
    4068
    12.7
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    6.000
    8.000
    13.000
    133
    3.0
    8.000
    14.000
    125
    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
    125
    126100
    0.791
    0.720
    1009
    3.0
    75
    172288
    0.801
    0.680
    2305

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    ARI IPL GR ACTS
    3749
    4741
    CST
    3337
    3764
    CST GR
    3777
    4695
    DLL DSI LDL GR
    1157
    2984
    DLL DSI MSFL LDL CNL GR
    2998
    3763
    DSI MSFL GR ACTS
    3550
    4737
    FMS GR ACTS
    3747
    4742
    MDT DP
    3797
    3797
    MDT DP
    4123
    4248
    MDT GR ACTS
    3776
    4739
    MWD
    364
    4742

  • 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
    356.0
    36
    356.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    1158.0
    26
    1158.0
    1.56
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2999.0
    17 1/2
    3010.0
    1.83
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3747.0
    12 1/4
    3747.0
    1.87
    LOT
    LINER
    7
    4340.0
    8 1/2
    4743.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    741
    1.03
    DUMMY
    1173
    1.03
    DUMMY
    1675
    1.39
    26.0
    ANCO 2000
    2057
    1.45
    24.0
    ANCO 2000
    2388
    1.45
    23.0
    ANCO 2000
    2999
    1.50
    DUMMY
    3010
    1.45
    21.0
    ANCO 2000
    3079
    1.50
    26.0
    ANCO 2000
    3364
    1.39
    19.0
    ANCO 2000
    3755
    1.55
    28.0
    ANCO 2000
    3797
    1.59
    24.0
    KCL/PAC/XANVIS
    3851
    1.55
    23.0
    ANCO 2000
    3871
    1.55
    21.0
    ANCO 2000
    4154
    1.55
    22.0
    ANCO 2000
    4273
    1.55
    23.0
    ANCO 2000
    4742
    1.55
    31.0
    KCL/PAC/XANVIS

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    4222.95
    [m ]
    4237.14
    [m ]
    4242.73
    [m ]
    4248.56
    [m ]
    4251.75
    [m ]
    4255.47
    [m ]
    4257.70
    [m ]
    4263.10
    [m ]
    4281.95
    [m ]
    4083.05
    [m ]
    4086.80
    [m ]
    4094.72
    [m ]
    4099.00
    [m ]
    4099.68
    [m ]
    4104.70
    [m ]
    4109.55
    [m ]
    4119.90
    [m ]
    4127.88
    [m ]
    4139.40
    [m ]
    4134.23
    [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
    0.23