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

35/11-8 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.
    35/11-8 S
    Type
    Brønnbanetype. Lovlige verdier: EXPLORATION, DEVELOPMENT, OTHER (se 'Formål' for mer informasjon)
    EXPLORATION
    Formål
    Endelig klassifisering av brønnbanen.

    Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS.

    Lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner:
    OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION, INJECTION-CCS, OBSERVATION-CCS.

    Lovlig verdier for andre brønnbaner:
    SOIL DRILLING (boring ifm trase og andre grunnundersøkelser som gjøres for å undersøke grunnforholdene i forkant av plassering av innretninger),
    SHALLOW GAS (undersøke grunn gass før første boring på lokasjon),
    PILOT (undersøke geologi og væskekontakter for plassering av hovedbrønnbanen),
    SCIENTIFIC (bores ihhtLov om vitenskapelige undersøkelser),
    STRATIGRAPHIC (bores ihht Petroleumsloven §2-1).
    WILDCAT
    Status
    Status for brønnbanen. Lovlige verdier:

    BLOWOUT: Det har vært blowout i brønnen.
    CLOSED: Utvinningsbrønnbane som er stengt for produksjon/injeksjon i kortere eller lengre periode. Statusen er også brukt på ferdig borete brønnbaner, der månedlig produksjon/injeksjon ikke har blitt rapportert enda.
    DRILLING: Brønnen er i borefasen. Kan være i aktiv boring, logging, testing eller plugging.
    JUNKED: Boringen ble avsluttet pga tekniske problemer,
    P&A: For letebrønnbane: brønnbanen er plugget og forlatt, og kan ikke re-entres for videre bruk. For utvinningsbrønnbane: produksjon/injeksjon er avsluttet og brønnen er plugget. Brønnhodet er fjernet eller på annet vis gjort utilgjengelig for nye brønnoperasjoner.
    PLUGGED: Brønnbane som er plugget, men øvre deler av brønnbanen kan brukes til å bore nye sidesteg mot nye boremål.
    PRODUCING: Det ble produsert fra brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    INJECTING: Det ble injisert i brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    SUSPENDED: Brønnbane der boringen er midlertidig stoppet. Rettighetshaverne planlegger å fortsette boringen på et senere tidspunkt.
    WILL NEVER BE DRILLED: Brønnbane som er registrert med navn og WellID av Sokkeldirektoratet, men som av ulike årsaker ikke vil bli boret.
    P&A
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORTH SEA
    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.
    35/11-8
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    MN 9201- INLINE 4287 & CROSSLINE 1277
    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.
    841-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    70
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    03.03.1996
    Boreslutt
    Letebrønner fra flyttbare innretninger:
    For flytende innretninger - dato når ankerhåndteringen startet.For oppjekkbare innretninger - dato for oppstart av nedjekking.
    Letebrønner fra faste innretninger og alle utvinningsbrønner:
    Dato for når totalt dyp er nådd og siste foringsrør, casing eller screen er satt. Ved umiddelbar plugging av brønnbanen, tilsvarer boreslutt datoen siste plugg er satt.
    11.05.1996
    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.
    11.05.1998
    Publiseringsdato
    Dato kvalitetskontroll av informasjon om brønnbanen ble ferdig, slik at den kan publiseres på internett som en 'Well Data Summary Sheet brønnbane', dvs. med mer informasjon tilgjengelig enn for andre brønnbaner.
    15.06.2005
    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/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.
    YES
    1. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    LATE 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.
    INTRA HEATHER FM SS
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    26.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    361.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3624.0
    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).
    3355.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    33
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    128
    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.
    DRAKE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 5' 25.53'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 32' 14.85'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6773139.14
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    528987.44
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2772

  • Brønnhistorie
    General
    Well 35/11-8 S is located ca 15 km due north of the Troll Field. It was designed to test the hydrocarbon potential in the H-structure located in a down-faulted position west of the F/C complex where oil and gas was discovered in the wells 35/11-4 and -7. The main targets were the Brent Group and the Sognefjord Formation equivalent. Possible secondary targets were seen in Intra Draupne sandstone and a mound feature in the Paleocene sequence.
    Operations and results
    Wildcat well 35/11-8 S was spudded with the semi-submersible installation Treasure Saga on 3 March 1996 and drilled to TD at 3624 m (3355 m TVD RKB) m in the Early Jurassic Drake Formation. The well was drilled vertically in the top hole, starting to build angle below the 30" casing shoe at 447 m. From 950 m to 2250 m the deviation was kept at 31 ± 2°, from which point the inclination was gradually reduced towards a more vertical path. After the testing phase, operations were interrupted for some three days by an industrial strike. Operations went without significant technical problems. The well was drilled with spud mud down to 1233 m and with KCl/polymer mud from 1233 m to TD.
    The Paleocene mound feature proved to consists of 66 m of water bearing sand with weak shows in the uppermost part.
    The prognosed lead related to the high amplitude Intra Draupne reflector corresponded to the Late Jurassic source rock. A thin sandstone at the base of the Sognefjord Formation was water filled with weak shows. Oil and gas was discovered in a 115 m thick Late Jurassic turbiditic sandstone unit at 2860 m. The sequence could not be correlated with the Sognefjord Formation in the neighbouring wells and is classified as an Intra Heather Sandstone unit. From 2860 to 2881 m 20.7 m net pay gas reservoir showed a gas saturation of 89 % and the average porosity was calculated to 21.9 %. A 40.1 m net pay oil zone was calculated for the interval between 2881m and 2938 m. Average porosity for this interval is 22.1 % and the oil saturation is 80.0 %. MDT pressure measurements gave a gas-oil contact at 2881 m (2600 m TVD MSL) and an oil-water contact at 2938 m (2654 m TVD MSL). Low saturation of residual hydrocarbons were observed in intervals below the oil-water contact. The Brent Group was encountered at 3376.5 m and was water bearing. A trace oil show was however recorded at 3467 m in the Etive Formation. The MDT pressure measurements failed to define a water gradient due to poor reservoir quality. Four cores were taken in the Intra Heather Sandstone unit, covering the gas zone, the oil zone, and parts of the water zone. An MDT water sample was taken at 2818 m in the Sognefjord Formation. MDT water samples were taken also in the Brent Group.
    The well was permanently abandoned on 11 May 1996 as an oil and gas discovery.
    Testing
    Three drill stem tests were conducted in the Intra Heather Sandstone unit. DST 1 tested the interval 2924 m to 2931 m, DST 1B tested the intervals 2924 m to 2931 m and 2910 m to 2920 m, and DST 2 tested the interval 2885 m to 2892 m. All three tests produced 0.85 g/cm3 (35 deg API) oil with GOR in the range 95 to 113 Sm3/Sm3.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1240.00
    3625.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2866.0
    2883.7
    [m ]
    2
    2884.0
    2911.5
    [m ]
    3
    2911.5
    2936.2
    [m ]
    4
    2938.0
    2964.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    95.9
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2866-2871m
    Kjerne bilde med dybde: 2871-2876m
    Kjerne bilde med dybde: 2876-2881m
    Kjerne bilde med dybde: 2881-2883m
    Kjerne bilde med dybde: 2884-2889m
    2866-2871m
    2871-2876m
    2876-2881m
    2881-2883m
    2884-2889m
    Kjerne bilde med dybde: 2889-2894m
    Kjerne bilde med dybde: 2894-2899m
    Kjerne bilde med dybde: 2899-2904m
    Kjerne bilde med dybde: 2904-2909m
    Kjerne bilde med dybde: 2909-2911m
    2889-2894m
    2894-2899m
    2899-2904m
    2904-2909m
    2909-2911m
    Kjerne bilde med dybde: 2911-2916m
    Kjerne bilde med dybde: 2916-2921m
    Kjerne bilde med dybde: 2921-2926m
    Kjerne bilde med dybde: 2926-2931m
    Kjerne bilde med dybde: 2931-2936m
    2911-2916m
    2916-2921m
    2921-2926m
    2926-2931m
    2931-2936m
    Kjerne bilde med dybde: 2936-2936m
    Kjerne bilde med dybde: 2938-2943m
    Kjerne bilde med dybde: 2943-2948m
    Kjerne bilde med dybde: 2948-2953m
    Kjerne bilde med dybde: 2953-2958m
    2936-2936m
    2938-2943m
    2943-2948m
    2948-2953m
    2953-2958m
    Kjerne bilde med dybde: 2958-2963m
    Kjerne bilde med dybde: 2963-2964m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2958-2963m
    2963-2964m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1240.0
    [m]
    DC
    RRI
    1260.0
    [m]
    DC
    RRI
    1280.0
    [m]
    DC
    RRI
    1300.0
    [m]
    DC
    RRI
    1320.0
    [m]
    DC
    RRI
    1340.0
    [m]
    DC
    RRI
    1360.0
    [m]
    DC
    RRI
    1380.0
    [m]
    DC
    RRI
    1400.0
    [m]
    DC
    RRI
    1420.0
    [m]
    DC
    RRI
    1440.0
    [m]
    DC
    RRI
    1460.0
    [m]
    DC
    RRI
    1480.0
    [m]
    DC
    RRI
    1500.0
    [m]
    DC
    RRI
    1520.0
    [m]
    DC
    RRI
    1540.0
    [m]
    DC
    RRI
    1560.0
    [m]
    DC
    RRI
    1580.0
    [m]
    DC
    RRI
    1600.0
    [m]
    DC
    RRI
    1620.0
    [m]
    DC
    RRI
    1640.0
    [m]
    DC
    RRI
    1650.0
    [m]
    DC
    RRI
    1660.0
    [m]
    DC
    RRI
    1670.0
    [m]
    DC
    RRI
    1680.0
    [m]
    DC
    RRI
    1690.0
    [m]
    DC
    RRI
    1700.0
    [m]
    DC
    RRI
    1710.0
    [m]
    DC
    RRI
    1720.0
    [m]
    DC
    RRI
    1730.0
    [m]
    DC
    RRI
    1740.0
    [m]
    DC
    RRI
    1750.0
    [m]
    DC
    RRI
    1760.0
    [m]
    DC
    RRI
    1770.0
    [m]
    DC
    RRI
    1785.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1792.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1800.0
    [m]
    DC
    RRI
    1810.0
    [m]
    DC
    RRI
    1820.0
    [m]
    DC
    RRI
    1826.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1840.0
    [m]
    DC
    RRI
    1850.0
    [m]
    DC
    RRI
    1860.0
    [m]
    DC
    RRI
    1880.0
    [m]
    DC
    RRI
    1888.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1905.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1920.0
    [m]
    DC
    RRI
    1930.0
    [m]
    DC
    RRI
    1940.0
    [m]
    DC
    RRI
    1950.0
    [m]
    DC
    RRI
    1960.0
    [m]
    DC
    RRI
    1970.0
    [m]
    DC
    RRI
    1980.0
    [m]
    DC
    RRI
    1990.0
    [m]
    DC
    RRI
    2000.0
    [m]
    DC
    RRI
    2010.0
    [m]
    DC
    RRI
    2020.0
    [m]
    DC
    RRI
    2030.0
    [m]
    DC
    RRI
    2040.0
    [m]
    DC
    RRI
    2050.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2060.0
    [m]
    DC
    RRI
    2070.0
    [m]
    DC
    RRI
    2080.0
    [m]
    DC
    RRI
    2089.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2101.0
    [m]
    DC
    RRI
    2110.0
    [m]
    DC
    RRI
    2120.0
    [m]
    DC
    RRI
    2130.0
    [m]
    DC
    RRI
    2150.0
    [m]
    DC
    RRI
    2190.0
    [m]
    DC
    RRI
    2210.0
    [m]
    DC
    RRI
    2230.0
    [m]
    DC
    RRI
    2250.0
    [m]
    DC
    RRI
    2270.0
    [m]
    DC
    RRI
    2290.0
    [m]
    DC
    RRI
    2310.0
    [m]
    DC
    RRI
    2330.0
    [m]
    DC
    RRI
    2350.0
    [m]
    DC
    RRI
    2370.0
    [m]
    DC
    RRI
    2390.0
    [m]
    DC
    RRI
    2410.0
    [m]
    DC
    RRI
    2430.0
    [m]
    DC
    RRI
    2450.0
    [m]
    DC
    RRI
    2470.0
    [m]
    DC
    RRI
    2510.0
    [m]
    DC
    RRI
    2530.0
    [m]
    DC
    RRI
    2550.0
    [m]
    DC
    RRI
    2570.0
    [m]
    DC
    RRI
    2580.0
    [m]
    DC
    RRI
    2590.0
    [m]
    DC
    RRI
    2600.0
    [m]
    DC
    RRI
    2610.0
    [m]
    DC
    RRI
    2620.0
    [m]
    DC
    RRI
    2630.0
    [m]
    DC
    RRI
    2640.0
    [m]
    DC
    RRI
    2650.0
    [m]
    DC
    RRI
    2660.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2670.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2680.0
    [m]
    DC
    RRI
    2690.0
    [m]
    DC
    RRI
    2700.0
    [m]
    DC
    RRI
    2710.0
    [m]
    DC
    RRI
    2720.0
    [m]
    DC
    RRI
    2730.0
    [m]
    DC
    RRI
    2740.0
    [m]
    DC
    RRI
    2754.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2760.0
    [m]
    DC
    RRI
    2770.0
    [m]
    DC
    RRI
    2780.0
    [m]
    DC
    RRI
    2787.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2800.0
    [m]
    DC
    RRI
    2810.0
    [m]
    DC
    RRI
    2820.0
    [m]
    DC
    RRI
    2830.0
    [m]
    DC
    RRI
    2840.0
    [m]
    DC
    RRI
    2852.0
    [m]
    DC
    RRI
    2862.0
    [m]
    DC
    RRI
    2872.0
    [m]
    DC
    RRI
    2878.0
    [m]
    C
    RRI
    2880.0
    [m]
    C
    RRI
    2894.0
    [m]
    C
    RRI
    2899.0
    [m]
    C
    RRI
    2904.0
    [m]
    DC
    RRI
    2907.0
    [m]
    C
    RRI
    2918.0
    [m]
    C
    RRI
    2930.0
    [m]
    C
    RRI
    2933.0
    [m]
    C
    RRI
    2935.0
    [m]
    C
    RRI
    2950.0
    [m]
    C
    RRI
    2962.0
    [m]
    C
    RRI
    2970.0
    [m]
    DC
    RRI
    2980.0
    [m]
    DC
    RRI
    2990.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2997.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3010.0
    [m]
    DC
    RRI
    3020.0
    [m]
    DC
    RRI
    3030.0
    [m]
    DC
    RRI
    3038.0
    [m]
    SWC
    SWC
    3050.0
    [m]
    DC
    RRI
    3060.0
    [m]
    DC
    RRI
    3070.0
    [m]
    DC
    RRI
    3080.0
    [m]
    DC
    RRI
    3090.0
    [m]
    DC
    RRI
    3100.0
    [m]
    DC
    RRI
    3110.0
    [m]
    DC
    RRI
    3120.0
    [m]
    DC
    RRI
    3130.0
    [m]
    DC
    RRI
    3135.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3140.0
    [m]
    DC
    RRI
    3150.0
    [m]
    DC
    RRI
    3160.0
    [m]
    DC
    RRI
    3170.0
    [m]
    DC
    RRI
    3180.0
    [m]
    DC
    RRI
    3190.0
    [m]
    DC
    RRI
    3200.0
    [m]
    DC
    RRI
    3210.0
    [m]
    DC
    RRI
    3222.0
    [m]
    DC
    RRI
    3250.0
    [m]
    DC
    RRI
    3260.0
    [m]
    DC
    RRI
    3270.0
    [m]
    DC
    RRI
    3280.0
    [m]
    DC
    RRI
    3290.0
    [m]
    DC
    RRI
    3300.0
    [m]
    DC
    RRI
    3310.0
    [m]
    DC
    RRI
    3320.0
    [m]
    DC
    RRI
    3330.0
    [m]
    DC
    RRI
    3340.0
    [m]
    DC
    RRI
    3350.0
    [m]
    DC
    RRI
    3360.0
    [m]
    DC
    RRI
    3370.0
    [m]
    DC
    RRI
    3380.0
    [m]
    DC
    RRI
    3390.0
    [m]
    DC
    RRI
    3400.0
    [m]
    DC
    RRI
    3410.0
    [m]
    DC
    RRI
    3420.0
    [m]
    DC
    RRI
    3430.0
    [m]
    DC
    RRI
    3440.0
    [m]
    DC
    RRI
    3450.0
    [m]
    DC
    RRI
    3460.0
    [m]
    DC
    RRI
    3470.0
    [m]
    DC
    RRI
    3480.0
    [m]
    DC
    RRI
    3503.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3510.0
    [m]
    DC
    RRI
    3520.0
    [m]
    DC
    RRI
    3535.0
    [m]
    DC
    RRI
    3545.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3555.0
    [m]
    DC
    RRI
    3565.0
    [m]
    DC
    RRI
    3575.0
    [m]
    DC
    RRI
    3595.0
    [m]
    DC
    RRI
    3605.0
    [m]
    DC
    RRI

  • 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
    TEST 1B
    2931.00
    2885.00
    21.04.1996 - 00:00
    YES
    DST
    TEST2
    2892.00
    2885.00
    27.04.1996 - 13:47
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.58

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    18.64

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2924
    2931
    19.1
    2.0
    2910
    2920
    19.1
    3.0
    2886
    2901
    12.7
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    26.000
    21.000
    27.000
    104
    2.0
    26.000
    24.000
    27.000
    105
    3.0
    26.000
    25.000
    27.000
    103
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    700
    79000
    0.850
    0.720
    112
    2.0
    860
    82000
    0.850
    0.690
    95
    3.0
    520
    58000
    0.850
    0.706
    112

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VBDL USIT GR CCL AMS
    1650
    3227
    CST GR
    1785
    3135
    CST GR
    2588
    3462
    DLL MSFL LSS LDL CNL GR AMS SP
    1195
    3629
    FMS NGT
    1703
    3110
    MDT GR
    1872
    2975
    MDT GR
    2896
    2930
    MDT GR
    3380
    3483
    MDT GR
    3381
    3490
    MWD
    387
    3624
    VSP GR
    1420
    3600

  • 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
    447.0
    36
    450.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    13 3/8
    1220.0
    17 1/2
    1233.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3232.0
    12 1/4
    3242.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    3624.0
    8 1/2
    3624.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    449
    1.03
    WATER BASED
    1233
    1.30
    16.0
    WATER BASED
    1787
    1.30
    24.0
    WATER BASED
    2224
    1.30
    28.0
    WATER BASED
    2650
    1.12
    WATER BASED
    2907
    1.12
    14.0
    WATER BASED
    3085
    1.12
    16.0
    WATER BASED
    3242
    1.30
    23.0
    WATER BASED
    3263
    1.31
    22.0
    WATER BASED
    3624
    1.31
    22.0
    WATER BASED

  • 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
    0.24