Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
03.12.2024 - 01:27
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

34/10-35

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.
    34/10-35
    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.
    34/10-35
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST 8720-REKKE 507 & KOLONNE 1181
    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.
    715-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    148
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    05.02.1992
    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.
    01.07.1992
    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.
    01.07.1994
    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.
    15.03.2013
    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.
    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.
    NESS FM
    2. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.
    EARLY JURASSIC
    2. nivå med hydrokarboner, formasjon
    Navn på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor hydrokarboner er blitt påvist. Vises bare på brønner som er frigitt.Eksempler på lovlige verdier: BASEMENT, COOK FM, EKOFISK FM, HEIMDAL FM, SANDNES FM, SOGNEFJORD FM, TARBERT FM, BRENT GP.
    COOK 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.
    135.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4310.0
    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).
    4304.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    6.7
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    156
    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° 4' 16.17'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 19' 16.77'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6771063.85
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    463374.05
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1874

  • Brønnhistorie
    General
    Well 34/10-35 was drilled on the Tjalve Terrace south-east of the Gullfaks South field in the Northern North Sea. The objective was to test the hydrocarbon potential in the Brent Group between the Gullfaks South field and the 34/10-23 Valemon Discovery.
    Operations and results
    Well 34/10-23 was spudded with the semi-submersible installation Ross Rig on 5 February 1992 and drilled to TD at 4310 m in the Early Jurassic Statfjord Formation. No significant problems were encountered in the operations. The well was drilled water based with sea water and hi-vis pills down to 1083 m, gypsum/polymer mud from 1091 mud from 1091 m to 3783 m, and with Thermopol mud from 3783 m to TD.
    The well penetrated Tertiary, Cretaceous and Jurassic rocks. The Middle Jurassic Brent Group was encountered at 3912.5 m, unconformable below the Heather Formation. The Brent Group consisted of Ness Formation only. The underlying Dunlin Group came in with the Drake Formation at 3941.5 m, and the Cook Formation at 3964.5 m. Gas and condensate was proven in the Ness Formation and in the Cook formation down to top Burton Formation at 4048 m. Pressure data clearly indicated no pressure communication between the Ness and Cook Formation reservoirs. No gas-water contacts were established in the well. Oil shows in traces of sandstones (direct and cut fluorescence) were recorded over the interval 2030 m to 2100 m in the Lista and Våle formations and in the interval 2241 m to 2261 m in the Shetland Group. Cut fluorescence was recorded also in shales from the Draupne and Heather formation.
    A total of 133.5 m core was cored in 13 cores. Cores 1 to 11 were cut from 3939 m to 4078 m with variable recovery from 33 to 100%. Cores 12 and 13 were cut from 4250 to 4287 m with overall recovery of 98.9%. Visual correlation of cores and well logs indicated a core shift relative to logs of  - 8 to - 9.5 m for most cores. Segregated wire line fluid samples were taken at 3921 m (mud filtrate and gas) and at 3987 m (mud filtrate, gas and condensate).
    The well was permanently abandoned on 1 July 1992 as a gas/condensate appraisal well.
    Testing
    Three drill stem tests were conducted in the well.
    DST 1 tested the interval 4015 to 4025 m in the lower part of the Cook Formation. It was concluded that the fluid produced came from the same formation interval as during DST 2.
    DST 2 tested the interval 3984 to 3995 m, the interval with the best reservoir quality in the Cook Formation. It produced 990000 Sm3 gas/day through a 36/64" choke. The gas/oil ratio was 4500 Sm3/Sm3, the oil gravity was 0.795 g/cm3 and the gas gravity was 0.667 (air = 1). The down hole temperature recorded in the test was 150 deg C.
    DST3 tested the interval 3920 to 3929 m in the Ness Formation. It produced 340000 Sm3 gas/day through a 40/64" choke. The gas/oil ratio was 3000 Sm3/Sm3, the oil gravity was 0.794 g/cm3, and the gas gravity was 0.684 (air = 1). The down hole temperature recorded in the test was 142 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1100.00
    4310.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3931.0
    3938.0
    [m ]
    2
    3939.0
    3944.0
    [m ]
    4
    3949.5
    3955.5
    [m ]
    5
    3968.0
    3970.8
    [m ]
    6
    3984.0
    3994.0
    [m ]
    7
    3994.0
    4013.0
    [m ]
    8
    4013.0
    4017.5
    [m ]
    9
    4018.0
    4046.0
    [m ]
    10
    4046.0
    4056.6
    [m ]
    11
    4057.5
    4063.6
    [m ]
    12
    4250.0
    4275.6
    [m ]
    13
    4276.0
    4286.9
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    135.5
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3931-3936m
    Kjerne bilde med dybde: 3936-3938m
    Kjerne bilde med dybde: 3939-3944m
    Kjerne bilde med dybde: 3944-3944m
    Kjerne bilde med dybde: 3944-3948m
    3931-3936m
    3936-3938m
    3939-3944m
    3944-3944m
    3944-3948m
    Kjerne bilde med dybde: 3949-3954m
    Kjerne bilde med dybde: 3954-3955m
    Kjerne bilde med dybde: 3968-3970m
    Kjerne bilde med dybde: 3984-3989m
    Kjerne bilde med dybde: 3989-3994m
    3949-3954m
    3954-3955m
    3968-3970m
    3984-3989m
    3989-3994m
    Kjerne bilde med dybde: 3994-3999m
    Kjerne bilde med dybde: 3999-4004m
    Kjerne bilde med dybde: 4004-4009m
    Kjerne bilde med dybde: 4009-4013m
    Kjerne bilde med dybde: 4013-4017m
    3994-3999m
    3999-4004m
    4004-4009m
    4009-4013m
    4013-4017m
    Kjerne bilde med dybde: 4018-4023m
    Kjerne bilde med dybde: 4023-4028m
    Kjerne bilde med dybde: 4028-4033m
    Kjerne bilde med dybde: 4033-4038m
    Kjerne bilde med dybde: 4038-4043m
    4018-4023m
    4023-4028m
    4028-4033m
    4033-4038m
    4038-4043m
    Kjerne bilde med dybde: 4043-4045m
    Kjerne bilde med dybde: 4046-4051m
    Kjerne bilde med dybde: 4051-4056m
    Kjerne bilde med dybde: 4056-4056m
    Kjerne bilde med dybde: 4057-4062m
    4043-4045m
    4046-4051m
    4051-4056m
    4056-4056m
    4057-4062m
    Kjerne bilde med dybde: 4062-4063m
    Kjerne bilde med dybde: 4250-4255m
    Kjerne bilde med dybde: 4255-4260m
    Kjerne bilde med dybde: 4260-4265m
    Kjerne bilde med dybde: 4265-4270m
    4062-4063m
    4250-4255m
    4255-4260m
    4260-4265m
    4265-4270m
    Kjerne bilde med dybde: 4270-4275m
    Kjerne bilde med dybde: 4275-4275m
    Kjerne bilde med dybde: 4276-4281m
    Kjerne bilde med dybde: 4281-4286m
    Kjerne bilde med dybde: 4286-4287m
    4270-4275m
    4275-4275m
    4276-4281m
    4281-4286m
    4286-4287m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1120.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1130.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1150.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1230.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1250.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1270.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1290.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1330.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1340.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1360.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1382.5
    [m]
    SWC
    STATO
    1389.5
    [m]
    SWC
    STATO
    1411.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1428.1
    [m]
    SWC
    STATO
    1440.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1450.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1480.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1506.5
    [m]
    SWC
    STATO
    1512.6
    [m]
    SWC
    STATO
    1537.5
    [m]
    SWC
    STATO
    1550.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1560.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1575.8
    [m]
    SWC
    STATO
    1610.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1620.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1630.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1680.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1695.4
    [m]
    SWC
    STATO
    1710.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1729.5
    [m]
    SWC
    STATO
    1740.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1757.5
    [m]
    SWC
    STATO
    1770.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1787.5
    [m]
    SWC
    STATO
    1803.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1820.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1840.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1850.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1878.8
    [m]
    SWC
    STATO
    1884.5
    [m]
    SWC
    STATO
    1910.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1922.5
    [m]
    SWC
    STATO
    1937.6
    [m]
    SWC
    STATO
    1980.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2010.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2030.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2046.4
    [m]
    SWC
    STATO
    2065.9
    [m]
    SWC
    STATO
    2079.4
    [m]
    SWC
    STATO
    2093.5
    [m]
    SWC
    STATO
    2104.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2114.3
    [m]
    SWC
    STATO
    2120.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2140.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2170.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2200.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2230.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2260.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2290.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2320.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2350.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2380.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2410.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2440.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2470.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2500.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2530.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2560.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2590.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2620.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2650.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2680.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2710.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2740.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2770.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2800.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2830.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2860.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2890.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2920.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2950.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2980.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3010.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3040.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3070.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3100.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3130.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3160.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3190.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3220.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3250.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3280.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3310.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3340.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3370.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3400.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3430.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3460.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3490.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3520.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3550.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3580.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3610.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3620.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3630.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3640.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3650.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3660.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3670.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3680.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3690.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3700.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3710.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3720.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3730.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3740.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3750.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3760.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3770.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3780.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3786.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3792.9
    [m]
    SWC
    STATO
    3798.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3807.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3813.5
    [m]
    SWC
    STATO
    3822.5
    [m]
    SWC
    STATO
    3832.5
    [m]
    SWC
    STATO
    3843.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3852.5
    [m]
    SWC
    STATO
    3866.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3873.6
    [m]
    SWC
    STATO
    3882.5
    [m]
    SWC
    STATO
    3894.5
    [m]
    SWC
    STATO
    3903.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3912.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3921.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3931.0
    [m]
    C
    GEOST
    3937.5
    [m]
    C
    STATO
    3937.9
    [m]
    C
    GEOST
    3942.7
    [m]
    C
    GEOST
    3950.3
    [m]
    C
    GEOST
    3953.3
    [m]
    C
    GEOST
    3954.5
    [m]
    C
    STATO
    3969.8
    [m]
    C
    GEOST
    3987.9
    [m]
    C
    GEOST
    3992.8
    [m]
    C
    STATO
    3993.2
    [m]
    C
    GEOST
    3999.5
    [m]
    C
    GEOST
    4004.2
    [m]
    C
    GEOST
    4009.7
    [m]
    C
    GEOST
    4016.4
    [m]
    C
    GEOST
    4021.7
    [m]
    C
    GEOST
    4028.6
    [m]
    C
    GEOST
    4034.2
    [m]
    C
    GEOST
    4040.8
    [m]
    C
    GEOST
    4053.4
    [m]
    C
    GEOST
    4060.4
    [m]
    C
    GEOST
    4062.0
    [m]
    C
    STATO
    4062.2
    [m]
    C
    GEOST
    4063.6
    [m]
    C
    GEOST
    4065.0
    [m]
    C
    STATO
    4086.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4095.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4104.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4113.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4122.0
    [m]
    SWC
    STATO
    4131.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4140.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4149.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4158.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4167.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4176.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4185.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4194.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4203.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4212.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4221.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4230.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4239.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4252.5
    [m]
    C
    GEOST
    4262.0
    [m]
    C
    GEOST
    4278.9
    [m]
    C
    GEOST
    4284.7
    [m]
    C
    GEOST
    4296.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4310.0
    [m]
    DC
    GEOST

  • 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
    TEST1
    4015.00
    4025.00
    01.06.1992 - 20:00
    YES
    DST
    TEST2
    3995.00
    3984.00
    09.06.1992 - 11:00
    YES
    DST
    TEST3
    3929.00
    3920.00
    15.06.1992 - 09:30
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.70
    pdf
    28.20
    pdf
    25.26

  • 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
    0.62
    pdf
    0.24

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    2.67
    pdf
    36.80
    pdf
    16.59

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    4015
    4025
    15.8
    2.0
    3984
    3995
    12.7
    3.0
    3920
    3930
    15.8
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    190.000
    2.0
    390.000
    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
    130
    630000
    0.795
    0.665
    4800
    2.0
    220
    990000
    0.795
    0.667
    4500
    3.0
    113
    340000
    0.794
    0.684
    3000

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    2633
    3200
    CBL VDL GR
    3010
    3359
    DAC GR
    3769
    4302
    DIFL ACL GR CHT
    3769
    4302
    DIFL ACL ZDL GR CAL
    1080
    4180
    DIP GR
    3858
    4302
    DLL MLL CHT SPL
    3886
    4056
    FMR GR CHR
    3987
    3987
    FMT GR CHT
    3871
    3932
    FMT GR CHT
    3920
    4288
    FMT GR CHT
    3921
    3921
    MWD
    227
    4310
    SBT VDL GR
    3651
    4056
    VSP
    753
    4230
    ZDL CNL GR CAL CHT
    3769
    4302

  • 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
    LOT
    INTERM.
    20
    1083.0
    26
    1083.0
    1.62
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    3200.0
    17 1/2
    3202.0
    2.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3777.0
    12 1/4
    3780.0
    2.12
    LOT
    LINER
    7
    4123.0
    8 1/2
    4310.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    903
    1.03
    WATER BASED
    1083
    1.03
    17.0
    DUMMY
    1090
    1.03
    WATER BASED
    1091
    1.03
    19.0
    DUMMY
    1535
    1.20
    20.0
    DUMMY
    1995
    1.30
    24.0
    DUMMY
    2536
    1.30
    24.0
    DUMMY
    2629
    1.30
    31.0
    WATER BASED
    2860
    1.30
    29.0
    WATER BASED
    2973
    1.30
    25.0
    WATER BASED
    3020
    1.30
    28.0
    WATER BASED
    3116
    1.39
    35.0
    WATER BASED
    3140
    1.39
    32.0
    WATER BASED
    3186
    1.39
    34.0
    WATER BASED
    3215
    1.46
    28.0
    WATER BASED
    3218
    1.39
    22.0
    WATER BASED
    3285
    1.39
    23.0
    WATER BASED
    3339
    1.39
    24.0
    WATER BASED
    3449
    1.39
    27.0
    WATER BASED
    3496
    1.39
    24.0
    WATER BASED
    3527
    1.67
    36.0
    WATER BASED
    3534
    1.67
    32.0
    WATER BASED
    3547
    1.70
    28.0
    DUMMY
    3547
    1.67
    32.0
    WATER BASED
    3549
    1.70
    32.0
    DUMMY
    3592
    1.70
    38.0
    DUMMY
    3602
    1.70
    41.0
    DUMMY
    3633
    1.78
    41.0
    DUMMY
    3662
    1.78
    44.0
    DUMMY
    3740
    1.83
    44.0
    DUMMY
    3779
    1.92
    40.0
    DUMMY
    3780
    1.91
    36.0
    DUMMY
    3812
    2.00
    27.0
    DUMMY
    3821
    2.04
    39.0
    DUMMY
    3869
    2.04
    25.0
    DUMMY
    3871
    2.04
    39.0
    DUMMY
    3883
    2.04
    26.0
    DUMMY
    3921
    2.04
    41.0
    DUMMY
    3939
    2.04
    31.0
    DUMMY
    3949
    2.04
    35.0
    DUMMY
    4069
    2.04
    57.0
    DUMMY
    4078
    2.04
    51.0
    DUMMY
    4086
    2.04
    28.0
    DUMMY
    4157
    2.04
    50.0
    DUMMY
    4202
    2.04
    52.0
    DUMMY
    4250
    2.04
    45.0
    DUMMY
    4276
    2.04
    44.0
    DUMMY
    4287
    2.04
    46.0
    DUMMY
    4310
    2.04
    33.0
    DUMMY

  • 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
    0.21