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

31/4-5

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.
    31/4-5
    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.
    31/4-5
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    LINE 954 - 231 SP: 435.
    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.
    Norsk Hydro Produksjon AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    288-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    64
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    27.05.1981
    Boreslutt
    Letebrønner fra flyttbare innretninger:
    For flytende innretninger - dato når ankerhåndteringen startet.For oppjekkbare innretninger - dato for oppstart av nedjekking.
    Letebrønner fra faste innretninger og alle utvinningsbrønner:
    Dato for når totalt dyp er nådd og siste foringsrør, casing eller screen er satt. Ved umiddelbar plugging av brønnbanen, tilsvarer boreslutt datoen siste plugg er satt.
    29.07.1981
    Frigitt dato
    Dato for når rådata som er innrapportert til myndighetene fra brønnen ikke lenger er undergitt taushetsplikt. Normalt ca 2 år etter boreslutt. Kan være tidligere hvis arealet for utvinningstillatelsen er tilbakelevert.
    29.07.1983
    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.
    01.04.2014
    Opprinnelig formål
    Formålet med brønnbanen definert før borestart.Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS. Eksempler på lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner: OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION.
    WILDCAT
    Gjenåpnet
    Status om brønnbanen er gjenåpnet (YES) eller ikke (NO). Når en teller antall brønnbaner på norsk sokkel, teller en bare de som ikke er gjenåpnet (NO).
    NO
    Innhold
    For letebrønnbaner, funn status.

    Lovlige verdier: DRY, SHOWS (spor av hydrokarboner), GAS, GAS/CONDENSATE, OIL eller OIL/GAS.
    SHOWS (GAS SHOWS, OIL SHOWS eller OIL/GAS SHOWS) er oppdaget som fluorescerende kutt (organisk ekstrakt), lukt av petroleum, eller synlig belegg på borekaks eller borekjerner, eller som økte gassavlesninger i slamloggerens detekteringsutstyr.
    Lovlige verdier for WILDCAT-CCS og APPRAISAL-CCS: WATER

    For utvinningsbrønnbaner, type produsert eller injisert fluid.
    Lovlige verdier: WATER, CUTTINGS, NOT AVAILABLE, OIL, GAS/CONDENSATE, OIL/GAS, CO2, GAS, WATER/GAS, NOT APPLICABLE.
    OIL
    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.
    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.
    143.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2930.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    82
    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.
    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° 33' 30.92'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 3' 25.17'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6713782.15
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    503125.28
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    403

  • Brønnhistorie
    General
    Appraisal well 31/4-5 was drilled on the 31/4-3 Discovery on the Bjørgvin Arch in the northern North Sea. The primary objective was to test "Intra Heather Formation" sands on the "B structure" in a crestal position, up dip from the discovery well 31/4-3. The well was planned to delineate known hydrocarbons in the "Intra Heather Sand I" (Sognefjord Formation) and to test the prospect for additional up dip oil and gas reserves in the "Intra Heather Sand II" (Fensfjord Formation). The well was planned to enter the "Intra Heather Sand I" reservoir approximately 20 m below the OWC in order to provide evidence of the extent of the reservoir. The lower oil bearing zone ("Intra Heather Sand II") was prognosed approximately 20 m higher than in well 31/4-3 and significant amounts of up dip oil were thought to exist. The Brent, Dunlin and Statfjord Groups were secondary objectives, possibly prospective in an up dip position.
    Operations and results
    Wildcat well 31/4-5 was spudded with the semi-submersible installation Nortrym on 27 May 1981 and drilled to TD at 2930 m in the Triassic Hegre Group. The well was drilled without significant problems. It was drilled with seawater and hi-vis pills down to 926 m, with KCl mud from 926 m to 1966 m, and with a lignosulphonate/XC polymer/Drispac mud from 1966 m to TD.
    The well penetrated the Sognefjord Formation at 2070 m and the Fensfjord Formation at 2104 m. The Sognefjord Formation was 8.5 m thick and water bearing, but with good oil shows. The Fensfjord Formation was hydrocarbon bearing with a net sand of 60 m and a net pay of 37 m. The oil/water contact was not possible to define exactly, but RFT pressure gradients and shows on cores placed it at ca 2150 m. Shows on sandstones on cores continued down to 2192 The Brent Group was encountered at 2278 m. Sandstones were penetrated in the Brent, Dunlin and Statfjord Groups, but all were water bearing. Weak oil shows were recorded the Dunlin Group and also above the Jurassic, in the Paleocene Maureen Formation at 1992 - 2002 m.
    Nine cores were cut. Cores 1 to 8 were cut in succession from 2063 m to 2191 m in the Draupne, Sognefjord, Heather, and Fensfjord formations. Core 9 was cut in the Brent Group from 2292.4 m to 2309.8 m. RFT samples were taken in the Sognefjord Formation at 2072.5 m (formation water, filtrate and trace hydrocarbons) and in the Fensfjord Formation at 2131.5 m (one litre 34.9 deg API oil and 0.4 Sm3 gas).
    The well was permanently abandoned on 29 July 1981 as an oil appraisal
    Testing
    Three DST's were performed in the Fensfjord Formation.
    DST 1 tested the interval 2152 - 2158 m. After 10 min initial flow and 80 min shut in the well was opened for the main flow. The well ceased flowing after a few minutes.
    DST 2 tested the intervals 2130 - 2133 m and 2134.5-2140 m. It flowed 397 Sm3 oil and 33400 Sm3 gas /day through a 32/64" choke. The GOR was 84 Sm3/Sm3 the oil gravity was 36.2 deg API and the gas gravity was 0.73 (air = 1).
    DST 3 (also called DST 3A in well reports) was a combination test over the interval of DST 2 plus the interval 2107-2113 m. It flowed 334 Sm3 oil and 27500 Sm3 gas /day through a 32/64" choke. The GOR was 82 Sm3/Sm3, the oil gravity was 36.2 deg API, and the gas gravity was 0.724 (air = 1).

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    270.00
    2930.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2063.0
    2065.0
    [m ]
    2
    2065.0
    2083.0
    [m ]
    3
    2083.0
    2100.1
    [m ]
    4
    2100.1
    2119.0
    [m ]
    5
    2119.0
    2136.6
    [m ]
    6
    2137.5
    2155.6
    [m ]
    7
    2156.5
    2173.8
    [m ]
    8
    2173.8
    2191.7
    [m ]
    9
    2292.4
    2309.9
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    144.3
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2063-2065m
    Kjerne bilde med dybde: 2065-2068m
    Kjerne bilde med dybde: 2068-2071m
    Kjerne bilde med dybde: 2071-2074m
    Kjerne bilde med dybde: 2074-2077m
    2063-2065m
    2065-2068m
    2068-2071m
    2071-2074m
    2074-2077m
    Kjerne bilde med dybde: 2077-2080m
    Kjerne bilde med dybde: 2080-2083m
    Kjerne bilde med dybde: 2083-2086m
    Kjerne bilde med dybde: 2086-2089m
    Kjerne bilde med dybde: 2089-2092m
    2077-2080m
    2080-2083m
    2083-2086m
    2086-2089m
    2089-2092m
    Kjerne bilde med dybde: 2092-2095m
    Kjerne bilde med dybde: 2095-2098m
    Kjerne bilde med dybde: 2098-2100m
    Kjerne bilde med dybde: 2100-2103m
    Kjerne bilde med dybde: 2103-2106m
    2092-2095m
    2095-2098m
    2098-2100m
    2100-2103m
    2103-2106m
    Kjerne bilde med dybde: 2106-2109m
    Kjerne bilde med dybde: 2109-2112m
    Kjerne bilde med dybde: 2112-2115m
    Kjerne bilde med dybde: 2115-2118m
    Kjerne bilde med dybde: 2118-2119m
    2106-2109m
    2109-2112m
    2112-2115m
    2115-2118m
    2118-2119m
    Kjerne bilde med dybde: 2119-2122m
    Kjerne bilde med dybde: 2122-2125m
    Kjerne bilde med dybde: 2125-2128m
    Kjerne bilde med dybde: 2128-2131m
    Kjerne bilde med dybde: 2131-2134m
    2119-2122m
    2122-2125m
    2125-2128m
    2128-2131m
    2131-2134m
    Kjerne bilde med dybde: 2134-2136m
    Kjerne bilde med dybde: 2137-2140m
    Kjerne bilde med dybde: 2140-2143m
    Kjerne bilde med dybde: 2143-2146m
    Kjerne bilde med dybde: 2146-2149m
    2134-2136m
    2137-2140m
    2140-2143m
    2143-2146m
    2146-2149m
    Kjerne bilde med dybde: 2149-2152m
    Kjerne bilde med dybde: 2152-2155m
    Kjerne bilde med dybde: 2155-2159m
    Kjerne bilde med dybde: 2159-2162m
    Kjerne bilde med dybde: 2162-2165m
    2149-2152m
    2152-2155m
    2155-2159m
    2159-2162m
    2162-2165m
    Kjerne bilde med dybde: 2165-2168m
    Kjerne bilde med dybde: 2168-2171m
    Kjerne bilde med dybde: 2171-2173m
    Kjerne bilde med dybde: 2173-2176m
    Kjerne bilde med dybde: 2176-2179m
    2165-2168m
    2168-2171m
    2171-2173m
    2173-2176m
    2176-2179m
    Kjerne bilde med dybde: 2179-2182m
    Kjerne bilde med dybde: 2182-2185m
    Kjerne bilde med dybde: 2185-2188m
    Kjerne bilde med dybde: 2188-2191m
    Kjerne bilde med dybde: 2292-2295m
    2179-2182m
    2182-2185m
    2185-2188m
    2188-2191m
    2292-2295m
    Kjerne bilde med dybde: 2295-2298m
    Kjerne bilde med dybde: 2298-2301m
    Kjerne bilde med dybde: 2301-2304m
    Kjerne bilde med dybde: 2304-2307m
    Kjerne bilde med dybde: 2307-2309m
    2295-2298m
    2298-2301m
    2301-2304m
    2304-2307m
    2307-2309m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1984.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1992.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2002.5
    [m]
    SWC
    IKU
    2006.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2010.5
    [m]
    SWC
    IKU
    2017.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2022.5
    [m]
    SWC
    IKU
    2030.5
    [m]
    SWC
    IKU
    2034.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2045.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2051.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2061.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2063.5
    [m]
    C
    IKU
    2064.0
    [m]
    C
    IKU
    2064.5
    [m]
    C
    IKU
    2065.1
    [m]
    C
    IKU
    2065.6
    [m]
    C
    IKU
    2066.0
    [m]
    C
    IKU
    2066.6
    [m]
    C
    IKU
    2067.0
    [m]
    C
    IKU
    2067.5
    [m]
    C
    IKU
    2070.0
    [m]
    C
    IKU
    2072.0
    [m]
    C
    IKU
    2074.0
    [m]
    C
    IKU
    2076.0
    [m]
    C
    IKU
    2078.0
    [m]
    C
    IKU
    2080.0
    [m]
    C
    IKU
    2081.9
    [m]
    C
    IKU
    2083.0
    [m]
    C
    IKU
    2084.8
    [m]
    C
    IKU
    2086.9
    [m]
    C
    IKU
    2089.2
    [m]
    C
    IKU
    2091.1
    [m]
    C
    IKU
    2093.0
    [m]
    C
    IKU
    2095.1
    [m]
    C
    IKU
    2097.0
    [m]
    C
    IKU
    2099.1
    [m]
    C
    IKU
    2102.1
    [m]
    C
    IKU
    2103.1
    [m]
    C
    IKU
    2105.0
    [m]
    C
    IKU
    2106.9
    [m]
    C
    IKU
    2108.2
    [m]
    C
    IKU
    2112.9
    [m]
    C
    IKU
    2115.0
    [m]
    C
    IKU
    2116.0
    [m]
    C
    IKU
    2119.0
    [m]
    C
    IKU
    2124.0
    [m]
    C
    IKU
    2134.0
    [m]
    C
    IKU
    2139.0
    [m]
    C
    IKU
    2144.0
    [m]
    C
    IKU
    2149.0
    [m]
    C
    IKU
    2164.7
    [m]
    C
    IKU
    2169.0
    [m]
    C
    IKU
    2170.8
    [m]
    C
    IKU
    2174.2
    [m]
    C
    IKU
    2180.8
    [m]
    C
    IKU
    2186.0
    [m]
    C
    IKU
    2191.5
    [m]
    C
    IKU
    2204.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2215.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2220.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2225.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2240.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2241.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2246.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2255.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2259.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2262.5
    [m]
    SWC
    IKU
    2272.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2274.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2294.0
    [m]
    C
    IKU
    2295.0
    [m]
    C
    IKU
    2296.0
    [m]
    C
    IKU
    2297.0
    [m]
    C
    IKU
    2300.0
    [m]
    C
    IKU
    2302.0
    [m]
    C
    IKU
    2305.9
    [m]
    C
    IKU
    2309.9
    [m]
    C
    IKU
    2323.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2339.5
    [m]
    SWC
    IKU
    2352.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2359.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2388.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2390.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2420.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2432.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2445.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2451.5
    [m]
    SWC
    IKU
    2468.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2507.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2520.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2536.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2557.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2570.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2575.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2577.5
    [m]
    SWC
    IKU
    2582.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2677.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2691.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2714.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2792.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2810.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2836.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2858.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2863.5
    [m]
    SWC
    IKU
    2875.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2887.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2905.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2918.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2929.0
    [m]
    SWC
    IKU

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.33
    pdf
    1.24
    pdf
    0.56

  • 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
    0.11
    pdf
    0.26

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    2.43
    pdf
    29.59

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2152
    2158
    0.0
    2.0
    2130
    2133
    14.3
    3.0
    2107
    2140
    14.3
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    3.0
    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
    398
    33000
    0.845
    0.730
    84
    3.0
    334
    28000
    0.844
    0.724
    82

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL
    1827
    2523
    CPI
    2104
    2210
    CST
    1984
    2274
    CST
    2284
    2582
    CST
    2677
    2929
    CYBERDIP
    1953
    2580
    DLL MSFL
    1950
    2250
    FDC CNL
    2560
    2929
    FDC GR
    911
    1935
    HDT
    1952
    2929
    HRT
    911
    1935
    ISF SON
    911
    2928
    LDT CNL
    1953
    2580
    MERGE ISF BHC FDC CNL
    1953
    2584
    MERGE ISF BHC FDC CNL
    2560
    2930
    NGT
    1953
    2581
    RFT
    2071
    2514
    RFT
    2072
    2072
    RFT
    2131
    2131
    VELOCITY
    720
    2929

  • 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
    257.5
    36
    259.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    911.0
    26
    925.0
    1.71
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1953.0
    17 1/2
    1966.0
    1.65
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2570.0
    12 1/4
    2585.0
    1.65
    LOT
    OPEN HOLE
    2930.0
    8 1/2
    2930.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    600
    1.06
    34.0
    waterbased
    1000
    1.40
    57.0
    waterbased
    1340
    1.41
    54.0
    waterbased
    1630
    1.40
    54.0
    waterbased
    1990
    1.35
    47.0
    waterbased
    2180
    1.24
    47.0
    waterbased
    2570
    1.24
    43.0
    waterbased
    2890
    1.21
    50.0
    waterbased

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    2068.00
    [m ]
    2070.00
    [m ]
    2104.00
    [m ]
    2107.00
    [m ]
    2113.00
    [m ]
    2115.00
    [m ]
    2122.00
    [m ]
    2128.00
    [m ]
    2130.00
    [m ]
    2135.00
    [m ]
    2151.00
    [m ]
    2160.00
    [m ]
    2166.00
    [m ]
    2207.00
    [m ]
    2222.00
    [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