Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
23.11.2024 - 01:30
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

34/8-10 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.
    34/8-10 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).
    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.
    34/8-10
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH-9001-3D:ROW 770 & COLUMN 658
    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.
    768-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    73
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    28.09.1993
    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.
    09.12.1993
    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.
    09.12.1995
    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.
    10.01.2012
    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.
    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
    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.
    DUNLIN GP
    3. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 3. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.
    LATE TRIASSIC
    3. nivå med hydrokarboner, formasjon
    Navn på litostratigrafisk enhet, 3. 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.
    LUNDE FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    326.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3470.0
    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).
    3316.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    44.8
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    122
    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.
    LUNDE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 21' 17.3'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 27' 19.5'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6802591.77
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    470873.63
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2179

  • Brønnhistorie
    General
    Well 34/8-10 S was drilled to appraise the 34/8-1 Visund discovery on Tampen Spur in the Northern North Sea. The objectives were to confirm the presence of mobile hydrocarbons and the pressure regime in the SI segment (Statfjord Formation); to confirm the absence of free gas cap and also pressure regime and fluid composition in the NI segment (BrentGroup); to improve stratigraphic control of base Cretaceous, the A-Central Fault, top Statfjord and top Lunde; and to characterise the Lunde B/C aquifer and pressure regime.
    Operations and results
    Appraisal well 34/8-10 S was spudded with the semi-submersible installation Polar Pioneer on 28 September 1993 and drilled to TD at 3470 m (3316 m TVD) in the Late Triassic Lunde Formation. The well was drilled with an angle of 37 degrees through the reservoir to achieve the objectives. It was drilled with seawater and hi-vis pills down to 1358 m, and with Anco 2000 glycol mud from 1358 m to TD.
    The well penetrated oil-bearing sandstones in all the potential reservoirs: Brent-NI, Amundsen-SI, Statfjord-SI and Lunde-SI. The Brent Group was penetrated at 2879.5 m in a heavily faulted area. It was represented by the Rannoch Formation from 2879.5 to 2885 m and by Etive Formation from 2888 to 2896.5 m with a fault slice identified as Drake Formation in between (2885-2888 m). A gross reservoir thickness of 14 m was defined, giving a net pay of 10 m. The pressure in the Brent Group was found to be higher than previously documented, and in addition the oil was of a lighter composition. No free gas cap was found in the Brent sandstones.
    The Amundsen Sandstone was not expected to be penetrated as the well was planned to cut the A-Central fault very close to the Statfjord Formation. However, the well showed that top Statfjord was about 20 m deeper and the A-Central fault about 50 m further to the east than prognosed. The Amundsen Sandstone member was encountered from 2993 m to 3006 m. Core and wire line log data confirm this unit as oil-bearing with a gross reservoir thickness of 12.5m giving a net pay of 11.5m.
    Good oil shows were observed in the Rannoch and Etive Formations from 2877 to 2893m. Poor to moderate shows were seen from 2919 to 3018 m on sandstones of Dunlin Group. Good to very good shows were observed in the Statfjord Formation from 3036 - 3122 m. Poor to moderate shows were seen in the Lunde A and B/C sandstones from 3141 to 3256 m (ODT) and below 3255 m residual shows were observed. The Statfjord Formation was encountered at 3038.5 m, and was cored all through. Wire line logs and core data show the presence of oil in Statfjord sandstones with a net thickness of sand of 60 m and a net pay of 56.5 m
    Lunde A Formation was penetrated from 3125 to 3243 m and Lunde B/C from 3243 m to TD. Core and wire line data proved Lunde to be oil-bearing down to 3256 m (ODT) in this well with a net sand thickness of 52.5 m and a net pay of 8.5 m.
    All in all, 203 m core was cut in 23 cores at different intervals throughout the well. MDT fluid samples were taken at 1951.8 m, 2891.5 m, 3002.8 m, and at 3255.0 m
    The well was permanently abandoned on 9.December 1993 as an oil appraisal well.
    Testing
    A production test (Test no 1) was performed in the intervals 3039 - 3052 m and 3062-3087.5 m (2983 - 3021 m TVD all across) in the Statfjord Formation sandstones. A 5 day main flow period produced 1180 Sm3 oil and 414000 Sm3 gas/day with a FWHP of 210.4 bar and a GOR of 350 Sm3/Sm3 through a 44/64" fixed choke with an average permeability of 1370 mD. The density of oil was recorded as 0.82 g/cc, while the gas gravity was 0.755 (air = 1) 1.4% CO2 and 2.6 ppm H2S. The temperature measured in the flow was114 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1370.00
    3470.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1924.0
    1925.8
    [m ]
    2
    1926.0
    1941.5
    [m ]
    3
    2874.0
    2878.1
    [m ]
    4
    2880.0
    2884.7
    [m ]
    5
    2884.7
    2894.9
    [m ]
    6
    2894.9
    2897.4
    [m ]
    7
    2913.5
    2917.4
    [m ]
    8
    2917.4
    2919.4
    [m ]
    9
    2922.0
    2924.8
    [m ]
    10
    2996.0
    3002.2
    [m ]
    11
    3002.2
    3029.9
    [m ]
    12
    3029.9
    3042.0
    [m ]
    13
    3042.0
    3053.6
    [m ]
    14
    3053.6
    3058.6
    [m ]
    15
    3058.6
    3083.4
    [m ]
    16
    3084.5
    3085.6
    [m ]
    17
    3086.5
    3097.2
    [m ]
    18
    3097.5
    3111.4
    [m ]
    19
    3114.6
    3122.8
    [m ]
    20
    3122.8
    3123.8
    [m ]
    21
    3124.0
    3129.3
    [m ]
    22
    3130.5
    3147.0
    [m ]
    23
    3270.0
    3281.6
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    203.2
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1924-1925m
    Kjerne bilde med dybde: 1926-1930m
    Kjerne bilde med dybde: 1930-1934m
    Kjerne bilde med dybde: 1934-1938m
    Kjerne bilde med dybde: 1938-1941m
    1924-1925m
    1926-1930m
    1930-1934m
    1934-1938m
    1938-1941m
    Kjerne bilde med dybde: 2874-2878m
    Kjerne bilde med dybde: 2880-2884m
    Kjerne bilde med dybde: 2884-2889m
    Kjerne bilde med dybde: 2889-2894m
    Kjerne bilde med dybde: 2894-2895m
    2874-2878m
    2880-2884m
    2884-2889m
    2889-2894m
    2894-2895m
    Kjerne bilde med dybde: 2894-2897m
    Kjerne bilde med dybde: 2913-2917m
    Kjerne bilde med dybde: 2917-2919m
    Kjerne bilde med dybde: 2922-2924m
    Kjerne bilde med dybde: 2996-3001m
    2894-2897m
    2913-2917m
    2917-2919m
    2922-2924m
    2996-3001m
    Kjerne bilde med dybde: 3001-3002m
    Kjerne bilde med dybde: 3002-3007m
    Kjerne bilde med dybde: 3007-3012m
    Kjerne bilde med dybde: 3012-3017m
    Kjerne bilde med dybde: 3017-3022m
    3001-3002m
    3002-3007m
    3007-3012m
    3012-3017m
    3017-3022m
    Kjerne bilde med dybde: 3022-3027m
    Kjerne bilde med dybde: 3027-3029m
    Kjerne bilde med dybde: 3029-3034m
    Kjerne bilde med dybde: 3034-3039m
    Kjerne bilde med dybde: 3039-3042m
    3022-3027m
    3027-3029m
    3029-3034m
    3034-3039m
    3039-3042m
    Kjerne bilde med dybde: 3042-3047m
    Kjerne bilde med dybde: 3047-3052m
    Kjerne bilde med dybde: 3052-3053m
    Kjerne bilde med dybde: 3053-3058m
    Kjerne bilde med dybde: 3058-3059m
    3042-3047m
    3047-3052m
    3052-3053m
    3053-3058m
    3058-3059m
    Kjerne bilde med dybde: 3058-3063m
    Kjerne bilde med dybde: 3063-3068m
    Kjerne bilde med dybde: 3068-3073m
    Kjerne bilde med dybde: 3073-3078m
    Kjerne bilde med dybde: 3078-3083m
    3058-3063m
    3063-3068m
    3068-3073m
    3073-3078m
    3078-3083m
    Kjerne bilde med dybde: 3083-3084m
    Kjerne bilde med dybde: 3084-3085m
    Kjerne bilde med dybde: 3086-3091m
    Kjerne bilde med dybde: 3091-3096m
    Kjerne bilde med dybde: 3096-3097m
    3083-3084m
    3084-3085m
    3086-3091m
    3091-3096m
    3096-3097m
    Kjerne bilde med dybde: 3097-3102m
    Kjerne bilde med dybde: 3102-3107m
    Kjerne bilde med dybde: 3107-3111m
    Kjerne bilde med dybde: 3114-3119m
    Kjerne bilde med dybde: 3119-3122m
    3097-3102m
    3102-3107m
    3107-3111m
    3114-3119m
    3119-3122m
    Kjerne bilde med dybde: 3122-3123m
    Kjerne bilde med dybde: 3124-3129m
    Kjerne bilde med dybde: 3129-3130m
    Kjerne bilde med dybde: 3130-3135m
    Kjerne bilde med dybde: 3135-3140m
    3122-3123m
    3124-3129m
    3129-3130m
    3130-3135m
    3135-3140m
    Kjerne bilde med dybde: 3140-3145m
    Kjerne bilde med dybde: 3145-3147m
    Kjerne bilde med dybde: 3270-3275m
    Kjerne bilde med dybde: 3275-3280m
    Kjerne bilde med dybde: 3280-3282m
    3140-3145m
    3145-3147m
    3270-3275m
    3275-3280m
    3280-3282m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1370.0
    [m]
    DC
    SPT
    1390.0
    [m]
    DC
    SPT
    1410.0
    [m]
    DC
    SPT
    1430.0
    [m]
    DC
    SPT
    1450.0
    [m]
    DC
    SPT
    1500.0
    [m]
    DC
    SPT
    1520.0
    [m]
    DC
    SPT
    1540.0
    [m]
    DC
    SPT
    1580.0
    [m]
    DC
    SPT
    1600.0
    [m]
    DC
    SPT
    1620.0
    [m]
    DC
    SPT
    1640.0
    [m]
    DC
    SPT
    1660.0
    [m]
    DC
    SPT
    1670.0
    [m]
    DC
    SPT
    1726.0
    [m]
    SWC
    SPT
    1740.0
    [m]
    DC
    SPT
    1760.0
    [m]
    DC
    SPT
    1780.0
    [m]
    DC
    SPT
    1800.0
    [m]
    DC
    SPT
    1820.0
    [m]
    DC
    SPT
    1840.0
    [m]
    DC
    SPT
    1880.0
    [m]
    DC
    SPT
    1900.0
    [m]
    DC
    SPT
    1920.0
    [m]
    DC
    SPT
    1924.0
    [m]
    C
    SPT
    1936.0
    [m]
    C
    SPT
    1941.5
    [m]
    C
    SPT
    1953.0
    [m]
    SWC
    SPT
    1957.3
    [m]
    SWC
    SPT
    1966.0
    [m]
    SWC
    SPT
    2030.0
    [m]
    DC
    SPT
    2060.0
    [m]
    DC
    SPT
    2080.0
    [m]
    DC
    SPT
    2100.0
    [m]
    DC
    SPT
    2120.0
    [m]
    DC
    SPT
    2140.0
    [m]
    DC
    SPT
    2160.0
    [m]
    DC
    SPT
    2180.0
    [m]
    DC
    SPT
    2220.0
    [m]
    DC
    SPT
    2260.0
    [m]
    DC
    SPT
    2280.0
    [m]
    DC
    SPT
    2300.0
    [m]
    DC
    SPT
    2560.0
    [m]
    DC
    SPT
    2628.0
    [m]
    SWC
    SPT
    2650.0
    [m]
    SWC
    SPT
    2669.0
    [m]
    SWC
    SPT
    2700.0
    [m]
    SWC
    SPT
    2724.0
    [m]
    SWC
    SPT
    2750.0
    [m]
    SWC
    SPT
    2870.0
    [m]
    SWC
    SPT
    2872.0
    [m]
    DC
    SPT
    2875.3
    [m]
    C
    SPT
    2875.5
    [m]
    C
    SPT
    2876.2
    [m]
    C
    SPT
    2876.7
    [m]
    C
    SPT
    2877.3
    [m]
    C
    SPT
    2882.0
    [m]
    DC
    SPT
    2883.0
    [m]
    C
    SPT
    2894.9
    [m]
    C
    SPT
    2896.0
    [m]
    C
    SPT
    2896.6
    [m]
    C
    SPT
    2897.4
    [m]
    C
    SPT
    2914.0
    [m]
    C
    SPT
    2916.0
    [m]
    C
    SPT
    2923.0
    [m]
    C
    SPT
    2930.0
    [m]
    SWC
    SPT
    2940.0
    [m]
    SWC
    SPT
    2944.0
    [m]
    SWC
    SPT
    2952.0
    [m]
    SWC
    SPT
    2954.0
    [m]
    SWC
    SPT
    2959.0
    [m]
    SWC
    SPT
    2964.0
    [m]
    SWC
    SPT
    2971.0
    [m]
    SWC
    SPT
    2978.0
    [m]
    SWC
    SPT
    3033.0
    [m]
    C
    SPT
    3050.0
    [m]
    C
    SPT
    3056.0
    [m]
    C
    SPT
    3058.0
    [m]
    C
    SPT
    3122.8
    [m]
    C
    SPT
    3312.0
    [m]
    DC
    SPT
    3460.0
    [m]
    DC
    SPT
    3470.0
    [m]
    DC
    SPT

  • 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
    DST1
    0.00
    0.00
    24.11.1993 - 05:20
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.29
    pdf
    1.43
    pdf
    0.75

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    24.49

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3039
    3052
    17.4
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    114
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    1180
    414000
    0.823
    0.755
    350

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL
    1500
    3385
    CST GR
    1419
    2240
    CST GR
    2628
    3254
    DLL MSFL EPT LSS NGT SP AMS
    2554
    3472
    DLL MSFL LDL CNL LSS GR SP AMS
    434
    1360
    DLL MSFL LDL CNL LSS NGT SP AMS
    1348
    2560
    FMI GR ACTS
    2554
    3472
    LDL CNL GR
    2554
    3472
    MDT GR AMS
    1952
    1968
    MDT GR AMS
    2995
    3082
    MDT GR AMS
    3255
    3255
    MWD - GR RES DIR
    361
    1353
    MWD DPR - GR RES DIR
    1353
    3470
    VSP
    740
    2550
    VSP
    2280
    3410

  • 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
    434.0
    36
    434.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1348.0
    17 1/2
    1358.0
    1.69
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2552.0
    12 1/4
    2560.0
    1.88
    LOT
    LINER
    7
    3468.0
    8 1/2
    3470.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    390
    1.60
    22.0
    9.5
    WATER BASED
    09.12.1993
    434
    1.05
    WATER BASED
    30.09.1993
    1110
    1.62
    23.0
    9.5
    WATER BASED
    08.12.1993
    1358
    1.20
    WATER BASED
    30.09.1993
    1358
    1.20
    WATER BASED
    01.10.1993
    1358
    1.20
    WATER BASED
    04.10.1993
    1358
    1.20
    WATER BASED
    04.10.1993
    1633
    1.40
    17.0
    13.5
    WATER BASED
    04.10.1993
    1900
    1.42
    16.0
    16.0
    WATER BASED
    06.10.1993
    2202
    1.50
    24.0
    17.5
    WATER BASED
    07.10.1993
    2560
    1.50
    25.0
    16.0
    WATER BASED
    11.10.1993
    2560
    1.50
    23.0
    12.0
    WATER BASED
    11.10.1993
    2560
    1.51
    20.0
    11.0
    WATER BASED
    12.10.1993
    2560
    1.50
    23.0
    16.0
    WATER BASED
    08.10.1993
    2560
    1.52
    22.0
    17.0
    WATER BASED
    11.10.1993
    2571
    1.50
    18.0
    11.0
    WATER BASED
    13.10.1993
    2653
    1.50
    26.0
    15.0
    WATER BASED
    14.10.1993
    2741
    1.61
    27.0
    15.0
    WATER BASED
    18.10.1993
    2818
    1.65
    38.0
    16.0
    WATER BASED
    18.10.1993
    2874
    1.70
    33.0
    13.0
    WATER BASED
    18.10.1993
    2885
    1.70
    34.0
    12.0
    WATER BASED
    19.10.1993
    2900
    1.70
    31.0
    14.0
    WATER BASED
    20.10.1993
    2923
    1.69
    32.0
    13.0
    WATER BASED
    22.10.1993
    2940
    1.69
    33.0
    14.0
    WATER BASED
    25.10.1993
    2990
    1.69
    29.0
    13.0
    WATER BASED
    25.10.1993
    3010
    1.69
    28.0
    13.0
    WATER BASED
    26.10.1993
    3015
    1.69
    28.0
    13.0
    WATER BASED
    25.10.1993
    3042
    1.69
    31.0
    14.0
    WATER BASED
    27.10.1993
    3059
    1.68
    35.0
    15.0
    WATER BASED
    28.10.1993
    3085
    1.68
    35.0
    15.0
    WATER BASED
    01.11.1993
    3090
    1.69
    37.0
    15.0
    WATER BASED
    01.11.1993
    3123
    1.69
    35.0
    16.0
    WATER BASED
    01.11.1993
    3130
    1.69
    35.0
    15.0
    WATER BASED
    01.11.1993
    3147
    1.70
    33.0
    14.0
    WATER BASED
    02.11.1993
    3270
    1.68
    37.0
    16.0
    WATER BASED
    03.11.1993
    3281
    1.68
    38.0
    16.0
    WATER BASED
    04.11.1993
    3281
    1.68
    38.0
    16.0
    WATER BASED
    08.11.1993
    3409
    1.66
    32.0
    7.5
    WATER BASED
    01.12.1993
    3470
    1.66
    25.0
    7.0
    WATER BASED
    06.12.1993
    3470
    1.66
    25.0
    7.0
    WATER BASED
    06.12.1993
    3470
    1.66
    25.0
    7.0
    WATER BASED
    06.12.1993
    3470
    1.60
    19.0
    7.0
    WATER BASED
    07.12.1993
    3470
    1.68
    33.0
    13.0
    WATER BASED
    08.11.1993
    3470
    1.66
    29.0
    7.5
    WATER BASED
    22.11.1993
    3470
    1.66
    27.0
    5.5
    WATER BASED
    02.12.1993
    3470
    1.66
    26.0
    6.0
    WATER BASED
    06.12.1993
    3470
    1.66
    25.0
    6.5
    WATER BASED
    06.12.1993
    3470
    1.68
    34.0
    14.0
    WATER BASED
    08.11.1993
    3470
    1.68
    33.0
    14.0
    WATER BASED
    08.11.1993
    3470
    1.68
    33.0
    13.0
    WATER BASED
    09.11.1993
    3470
    1.68
    38.0
    13.0
    WATER BASED
    11.11.1993
    3470
    1.68
    35.0
    13.0
    WATER BASED
    12.11.1993
    3470
    1.68
    37.0
    14.0
    WATER BASED
    12.11.1993
    3470
    1.68
    367.0
    17.0
    WATER BASED
    16.11.1993
    3470
    1.68
    367.0
    17.0
    WATER BASED
    16.11.1993
    3470
    1.66
    27.0
    8.0
    WATER BASED
    16.11.1993
    3470
    1.66
    28.0
    8.5
    WATER BASED
    16.11.1993
    3470
    1.66
    28.0
    8.5
    WATER BASED
    17.11.1993
    3470
    1.66
    28.0
    7.5
    WATER BASED
    18.11.1993
    3470
    1.66
    28.0
    7.5
    WATER BASED
    19.11.1993
    3470
    1.65
    29.0
    7.0
    WATER BASED
    22.11.1993
    3470
    1.66
    29.0
    7.0
    WATER BASED
    22.11.1993
    3470
    1.66
    30.0
    6.0
    WATER BASED
    23.11.1993
    3470
    1.66
    29.0
    7.0
    WATER BASED
    24.11.1993
    3470
    1.66
    29.0
    7.0
    WATER BASED
    25.11.1993
    3470
    1.66
    29.0
    7.0
    WATER BASED
    26.11.1993
    3470
    1.66
    29.0
    7.0
    WATER BASED
    30.11.1993
    3470
    1.66
    25.0
    7.5
    WATER BASED
    30.11.1993

  • 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