Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
25.11.2024 - 01:30
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

34/10-30

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.
    34/10-30
    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.
    34/10-30
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    LINJE 170 SP 405 (3D-SURVEY)
    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.
    501-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    115
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    16.01.1986
    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.
    12.05.1986
    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.
    12.05.1988
    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.
    28.05.2003
    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/GAS
    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.
    STATFJORD 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).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    133.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3785.0
    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).
    3773.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    11.5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    143
    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° 6' 31.07'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 15' 23.92'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6775275.64
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    459930.95
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    877

  • Brønnhistorie
    General
    Well 34/10-30 was the fifth well drilled on Gullfaks Sør. The well was the "continuation" of the junked well 34/10-28, which was plugged and abandoned at 528 m. Well 34/10-30 was drilled on the Alpha structure, and designed to test for hydrocarbon accumulations in the North East part of the structure. The main objectives were the Brent and Statfjord sandstones. The Lower Jurassic Cook sandstone, which had been water bearing in the other Gullfaks Sør wells, was considered a secondary objective, as was the penetration of the oil/water contact. Prognosed depth was 3435 m.
    Operations
    Appraisal well 34/10-30 was spudded with the semi-submersible installation Dyvi Stena on 16 January 1986 and drilled to TD at 3785 m in the Triassic Lunde Formation. Drilling proceeded without significant problems, but 20" casing was set early due to shallow gas in the interval 332-340 m. The well was drilled with spud mud down to 232 m, with PAC/polymer mud from 232 m to 325 m, with gypsum / PAC mud from 325 m to 1898 m, with gypsum/PAC/"Borewell" mud from 1898 m to 2845 m, and with Lignite/"Borewell" mud from 2845 m to TD.
    A four-meter thick Brent sandstone was encountered at 2941 m. The sandstone showed a milky white to pale yellow fluorescence with a slow white streaming cut and a C1/C2 mud gas ratio that indicate a gas bearing formation. The Cook Formation was dry. The top of the Statfjord Formation was at 3120 m, approximately 100 m higher than prognosed. The formation was all filled with oil and gas and had a gas-oil contact at 3251.6 m. The Lunde Formation was reached at 3375 m. The formation was oil bearing with no defined oil-water contact. The oil/water contact was expected at 3395 m. This was not the case and drilling of a 6" section thus commenced past the prognosed depth. The oil water contact was difficult to define, but there is reason to believe it to be at approximately 3712 m. Twenty-two cores were cut in the well, 9 in the Lunde Formation, 12 in the Statfjord Formation, and one in the Dunlin Group. One segregated RFT sample was collected in the Lunde Formation at 3554.0 m. The bottom part of the well was plugged back into the 7" liner without permission from NPD. The well was tested and subsequently plugged and abandoned on 12 may 1986 as an oil and gas appraisal well.
    Testing
    Three drill stem tests were performed. DST No 1 (3460 m to 3473 m) in the Lunde Formation flowed 418 Sm3 oil /d with a GOR of 146 Sm3/Sm3 through a 12.7 mm choke, DST No 2 (3296 m to 3317 m) in the oil zone in the Statfjord Formation flowed 1161 Sm3 oil /d with a GOR of 102 Sm3/Sm3 through a 17.5 mm choke, while DST No 3 (3125 m to 3155 m) in the gas zone in the Statfjord Formation flowed 352 Sm3 oil/d and 1151000 Sm3 gas/d (GOR = 3270 Sm3/Sm3) through a 17.5 mm choke.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    230.00
    3782.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2942.4
    2945.8
    [m ]
    2
    3125.0
    3146.0
    [m ]
    3
    3146.0
    3171.7
    [m ]
    4
    3173.0
    3179.5
    [m ]
    5
    3179.5
    3186.5
    [m ]
    6
    3186.5
    3199.5
    [m ]
    7
    3199.5
    3217.6
    [m ]
    8
    3217.5
    3235.6
    [m ]
    9
    3235.5
    3252.8
    [m ]
    10
    3252.5
    3270.2
    [m ]
    11
    3270.5
    3288.8
    [m ]
    12
    3288.8
    3305.2
    [m ]
    13
    3306.0
    3326.6
    [m ]
    14
    3411.0
    3429.4
    [m ]
    15
    3429.0
    3446.0
    [m ]
    16
    3446.5
    3465.0
    [m ]
    17
    3465.0
    3478.5
    [m ]
    18
    3543.0
    3561.3
    [m ]
    19
    3561.5
    3579.8
    [m ]
    20
    3548.0
    3597.5
    [m ]
    21
    3597.5
    3615.0
    [m ]
    22
    3615.5
    3633.7
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    392.2
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2942-2946m
    Kjerne bilde med dybde: 3125-3131m
    Kjerne bilde med dybde: 3131-3137m
    Kjerne bilde med dybde: 3137-3143m
    Kjerne bilde med dybde: 3143-3146m
    2942-2946m
    3125-3131m
    3131-3137m
    3137-3143m
    3143-3146m
    Kjerne bilde med dybde: 3146-3152m
    Kjerne bilde med dybde: 3152-3158m
    Kjerne bilde med dybde: 3158-3164m
    Kjerne bilde med dybde: 3164-3170m
    Kjerne bilde med dybde: 3170-3172m
    3146-3152m
    3152-3158m
    3158-3164m
    3164-3170m
    3170-3172m
    Kjerne bilde med dybde: 3173-3179m
    Kjerne bilde med dybde: 3179-3180m
    Kjerne bilde med dybde: 3180-3185m
    Kjerne bilde med dybde: 3185-3187m
    Kjerne bilde med dybde: 3187-3192m
    3173-3179m
    3179-3180m
    3180-3185m
    3185-3187m
    3187-3192m
    Kjerne bilde med dybde: 3192-3198m
    Kjerne bilde med dybde: 3198-3200m
    Kjerne bilde med dybde: 3199-3205m
    Kjerne bilde med dybde: 3205-3211m
    Kjerne bilde med dybde: 3211-3217m
    3192-3198m
    3198-3200m
    3199-3205m
    3205-3211m
    3211-3217m
    Kjerne bilde med dybde: 3217-3218m
    Kjerne bilde med dybde: 3218-3222m
    Kjerne bilde med dybde: 3223-3229m
    Kjerne bilde med dybde: 3229-3235m
    Kjerne bilde med dybde: 3235-3236m
    3217-3218m
    3218-3222m
    3223-3229m
    3229-3235m
    3235-3236m
    Kjerne bilde med dybde: 3235-3240m
    Kjerne bilde med dybde: 3241-3247m
    Kjerne bilde med dybde: 3247-3253m
    Kjerne bilde med dybde: 3252-3258m
    Kjerne bilde med dybde: 3264-3270m
    3235-3240m
    3241-3247m
    3247-3253m
    3252-3258m
    3264-3270m
    Kjerne bilde med dybde: 3270-3271m
    Kjerne bilde med dybde: 3270-3276m
    Kjerne bilde med dybde: 3276-3282m
    Kjerne bilde med dybde: 3288-3289m
    Kjerne bilde med dybde: 3282-3288m
    3270-3271m
    3270-3276m
    3276-3282m
    3288-3289m
    3282-3288m
    Kjerne bilde med dybde: 3288-3294m
    Kjerne bilde med dybde: 3294-3300m
    Kjerne bilde med dybde: 3300-3306m
    Kjerne bilde med dybde: 3306-3312m
    Kjerne bilde med dybde: 3312-3318m
    3288-3294m
    3294-3300m
    3300-3306m
    3306-3312m
    3312-3318m
    Kjerne bilde med dybde: 3318-3324m
    Kjerne bilde med dybde: 3411-3417m
    Kjerne bilde med dybde: 3417-3423m
    Kjerne bilde med dybde: 3423-3429m
    Kjerne bilde med dybde: 3429-3430m
    3318-3324m
    3411-3417m
    3417-3423m
    3423-3429m
    3429-3430m
    Kjerne bilde med dybde: 3429-3435m
    Kjerne bilde med dybde: 3435-3441m
    Kjerne bilde med dybde: 3441-3446m
    Kjerne bilde med dybde: 3446-3452m
    Kjerne bilde med dybde: 3452-3458m
    3429-3435m
    3435-3441m
    3441-3446m
    3446-3452m
    3452-3458m
    Kjerne bilde med dybde: 3458-3464m
    Kjerne bilde med dybde: 3464-3465m
    Kjerne bilde med dybde: 3465-3471m
    Kjerne bilde med dybde: 3471-3477m
    Kjerne bilde med dybde: 3477-3479m
    3458-3464m
    3464-3465m
    3465-3471m
    3471-3477m
    3477-3479m
    Kjerne bilde med dybde: 3543-3549m
    Kjerne bilde med dybde: 3549-3555m
    Kjerne bilde med dybde: 3555-3581m
    Kjerne bilde med dybde: 3561-3562m
    Kjerne bilde med dybde: 3561-3567m
    3543-3549m
    3549-3555m
    3555-3581m
    3561-3562m
    3561-3567m
    Kjerne bilde med dybde: 3567-3573m
    Kjerne bilde med dybde: 3573-3579m
    Kjerne bilde med dybde: 3579-3580m
    Kjerne bilde med dybde: 3579-3585m
    Kjerne bilde med dybde: 3585-3591m
    3567-3573m
    3573-3579m
    3579-3580m
    3579-3585m
    3585-3591m
    Kjerne bilde med dybde: 3591-3597m
    Kjerne bilde med dybde: 3597-3598m
    Kjerne bilde med dybde: 3597-3603m
    Kjerne bilde med dybde: 3603-3609m
    Kjerne bilde med dybde: 3609-3615m
    3591-3597m
    3597-3598m
    3597-3603m
    3603-3609m
    3609-3615m
    Kjerne bilde med dybde: 3615-3621m
    Kjerne bilde med dybde: 3621-3627m
    Kjerne bilde med dybde: 3627-3633m
    Kjerne bilde med dybde: 3633-3634m
    Kjerne bilde med dybde:  
    3615-3621m
    3621-3627m
    3627-3633m
    3633-3634m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2910.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2922.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2934.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2942.3
    [m]
    DC
    GEOCH
    2952.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3125.9
    [m]
    C
    HYDRO
    3133.7
    [m]
    C
    HYDRO
    3140.4
    [m]
    C
    HYDRO
    3146.8
    [m]
    C
    HYDRO
    3153.5
    [m]
    C
    HYDRO
    3158.9
    [m]
    C
    HYDRO
    3162.4
    [m]
    C
    HYDRO
    3167.9
    [m]
    C
    HYDRO
    3179.6
    [m]
    C
    HYDRO
    3185.9
    [m]
    C
    HYDRO
    3192.5
    [m]
    C
    HYDRO
    3196.9
    [m]
    C
    HYDRO
    3201.7
    [m]
    C
    HYDRO
    3204.1
    [m]
    C
    HYDRO
    3211.6
    [m]
    C
    HYDRO
    3214.4
    [m]
    C
    HYDRO
    3217.5
    [m]
    C
    HYDRO
    3228.9
    [m]
    C
    HYDRO
    3233.3
    [m]
    C
    HYDRO
    3240.7
    [m]
    C
    HYDRO
    3251.6
    [m]
    C
    HYDRO
    3255.6
    [m]
    C
    HYDRO
    3261.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3262.5
    [m]
    C
    HYDRO
    3273.3
    [m]
    C
    HYDRO
    3283.6
    [m]
    C
    HYDRO
    3288.2
    [m]
    C
    HYDRO
    3292.1
    [m]
    C
    HYDRO
    3294.4
    [m]
    C
    HYDRO
    3297.1
    [m]
    C
    HYDRO
    3309.4
    [m]
    C
    HYDRO
    3316.7
    [m]
    C
    HYDRO
    3318.3
    [m]
    C
    HYDRO
    3320.6
    [m]
    C
    HYDRO
    3323.5
    [m]
    C
    HYDRO
    3411.4
    [m]
    C
    HYDRO
    3417.7
    [m]
    C
    HYDRO
    3420.9
    [m]
    C
    HYDRO
    3426.9
    [m]
    C
    HYDRO
    3431.7
    [m]
    C
    HYDRO
    3440.6
    [m]
    C
    HYDRO
    3448.3
    [m]
    C
    HYDRO
    3453.8
    [m]
    C
    HYDRO
    3459.7
    [m]
    C
    HYDRO
    3469.8
    [m]
    C
    HYDRO
    3472.9
    [m]
    C
    HYDRO
    3474.7
    [m]
    C
    HYDRO

  • 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
    3460.00
    3473.00
    15.04.1986 - 03:42
    YES
    DST
    TEST2
    3297.00
    3318.00
    21.04.1986 - 20:50
    YES
    DST
    TEST3
    3125.00
    3155.00
    30.04.1986 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.81

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.87
    pdf
    0.27

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.28
    pdf
    0.34

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    36.37

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3460
    3473
    12.7
    2.0
    3297
    3318
    17.5
    3.0
    3125
    3155
    17.5
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    7.600
    25.900
    129
    2.0
    9.000
    29.200
    126
    3.0
    43.100
    118
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    418
    61000
    0.863
    0.694
    146
    2.0
    1150
    118000
    0.859
    0.662
    102
    3.0
    352
    1151000
    0.790
    0.658
    3271

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    155
    2832
    CBL VDL GR
    300
    1885
    CBL VDL GR
    2671
    3500
    CBL VDL GR
    3046
    3163
    CST GR
    1887
    2845
    DLL MSFL GR
    2832
    3497
    DLL MSFL GR
    3500
    3783
    DLWD - GR RES DIR
    236
    3500
    DLWD - NMR P-K
    3125
    3319
    DLWD - NMR P-K
    3411
    3479
    ISF LSS MSFL GR
    319
    1405
    ISF LSS MSFL GR
    1322
    1896
    ISF LSS MSFL GR
    1887
    2845
    ISF LSS MSFL GR
    2832
    3365
    ISF LSS MSFL GR
    2832
    3499
    ISF LSS MSFL GR
    3500
    3787
    ISF LSS MSFL GR
    3500
    3677
    LDL CNL GR
    319
    1898
    LDL CNL GR
    1887
    2846
    LDL CNL GR
    3500
    3787
    LDL CNL NGS
    2832
    3500
    RFT GR
    2919
    3146
    RFT GR
    3133
    3302
    RFT GR
    3542
    3766
    SHDT GR
    2832
    3483
    SHDT GR
    3500
    3787
    VSP
    319
    3787

  • 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
    231.0
    36
    235.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    320.0
    26
    329.0
    1.33
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1886.0
    17 1/2
    1898.0
    1.80
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2831.0
    12 1/2
    2845.0
    0.00
    LOT
    LINER
    7
    3785.0
    8 1/2
    3785.0
    1.99
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    634
    1.12
    17.0
    11.0
    WATER BASED
    23.01.1986
    898
    1.15
    20.0
    12.5
    WATER BASED
    23.01.1986
    1718
    1.17
    56.0
    25.0
    WATER BASED
    31.01.1986
    1776
    1.20
    58.0
    16.0
    WATER BASED
    03.02.1986
    1887
    1.27
    62.0
    15.5
    WATER BASED
    03.02.1986
    1898
    1.30
    61.0
    13.5
    WATER BASED
    04.02.1986
    1905
    1.35
    52.0
    9.8
    WATER BASED
    11.02.1986
    1928
    1.40
    52.0
    9.8
    WATER BASED
    11.02.1986
    2043
    1.45
    52.0
    9.8
    WATER BASED
    11.02.1986
    2100
    1.56
    56.0
    8.4
    WATER BASED
    11.02.1986
    2151
    1.55
    56.0
    8.4
    WATER BASED
    11.02.1986
    2204
    1.60
    56.0
    8.4
    WATER BASED
    11.02.1986
    2476
    1.62
    51.0
    7.4
    WATER BASED
    12.02.1986
    2750
    1.62
    57.0
    10.0
    WATER BASED
    16.02.1986
    2770
    1.67
    50.0
    7.0
    WATER BASED
    16.02.1986
    2777
    1.67
    55.0
    8.0
    WATER BASED
    16.02.1986
    2944
    1.65
    21.0
    4.5
    WATER BASED
    11.03.1986
    3133
    1.65
    21.0
    4.5
    WATER BASED
    11.03.1986
    3146
    1.65
    21.0
    4.5
    WATER BASED
    11.03.1986
    3365
    1.60
    20.0
    4.5
    WATER BASED
    11.03.1986
    3500
    1.50
    20.0
    6.0
    WATER BASED
    25.03.1986
    3675
    1.50
    23.0
    5.7
    WATER BASED
    01.04.1986
    3693
    1.50
    24.0
    5.2
    WATER BASED
    03.04.1986

  • 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