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

35/9-1

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.
    35/9-1
    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.
    SUSPENDED
    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.
    35/9-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    DGM 1-86-0473 3D CDP 1850
    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.
    603-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    37
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    01.04.1989
    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.
    07.05.1989
    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.
    07.05.1991
    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.
    15.12.2006
    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.
    VIKING 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.
    MIDDLE 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.
    BRENT 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.
    EARLY JURASSIC
    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.
    DUNLIN GP
    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.
    361.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2350.0
    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).
    2348.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    5.5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    60
    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.
    PRE-DEVONIAN
    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.
    BASEMENT
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 23' 7.95'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 59' 3.72'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6806290.80
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    552595.04
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1375

  • Brønnhistorie
    General
    Well 35/9-1 was drilled on the M ål øy Slope north of the Horda Platform. The drilled "A-structure" is an asymmetric horst with the larger fault to the east, antithetic to the Øygarden fault zone. The primary objective of well 35/9-1 was to test the hydrocarbon potential and reservoir quality in Middle Jurassic sandstones of the Brent Group. Secondary objective was to test the hydrocarbon potential and reservoir quality in the Dunlin Group and Statfjord Formation. A third objective was to test the prospectivity in Cretaceous fans, building out from the southeast. The well would also test the cap rock properties as well as the possibility of any reservoir rocks in the Late Jurassic. The commitment was to drill to 4000 m, or into Triassic rocks whatever came first. No shallow gas was predicted at the well location.
    Operations and results
    Wildcat well 35/9-1 was spudded with the semi-submersible installation Polar Pioneer on 1 April 1989 and drilled to TD at 2350 m in crystalline basement rock. In the 17 1/2" section the mud system became heavily contaminated from cement after the 13 3/8" casing had parted between 1067 m and 1083 m. To cure this the 9 5/8" casing was run and cemented inside the 13 3/8" casing. Otherwise no significant problems were encountered in the operations. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 815 m and with KCl/polymer mud from 815 m to TD.
    No sands were encountered within the Early Cretaceous sequence. The Jurassic was found gas bearing from 2036.5 m in the Viking Group, through the Brent Group, and with a somewhat uncertain gas/oil contact at 2282 m in the Early Jurassic Dunlin Group. An oil-down-to contact was found at 2301 m in the Dunlin Group. The reservoir in the Viking Group consisted of interbedded shales and sandstones of the Fensfjord, Krossfjord,and Heather Formations. RFT tests showed that there is no pressure communication between the Brent Group and the Viking Group. No Triassic succession was present at the well location; the Dunlin Group (Pliensbachian age sediments) rested directly on metamorphic basement.
    Four conventional cores were cut in the Viking Group and another four in the Brent and Dunlin Groups and ca 2 m into the basement. A segregated RFT sample was taken at 2282.5 m. It recovered 5 litres of oil in the 2 3/4 Gallon chamber and 2.3 litres of oil in the 1 Gallon chamber, in addition to some gas and water/filtrate.
    The well was prepared for testing. It was suspended as an oil and gas discovery on 7 May 1989, and the rig headed for Stavanger for TOGI Fjordtest. Well testing was postponed for a re-entry after the TOGI assignment.
    Testing
    No drill stem test was performed

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    820.00
    2350.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2040.0
    2065.6
    [m ]
    2
    2094.0
    2102.0
    [m ]
    3
    2107.0
    2137.7
    [m ]
    4
    2138.0
    2150.0
    [m ]
    5
    2225.0
    2238.0
    [m ]
    6
    2242.0
    2270.4
    [m ]
    7
    2270.4
    2305.0
    [m ]
    8
    2305.0
    2316.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    163.8
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2040-2045m
    Kjerne bilde med dybde: 2045-2050m
    Kjerne bilde med dybde: 2050-2055m
    Kjerne bilde med dybde: 2055-2060m
    Kjerne bilde med dybde: 2060-2065m
    2040-2045m
    2045-2050m
    2050-2055m
    2055-2060m
    2060-2065m
    Kjerne bilde med dybde: 2065-2066m
    Kjerne bilde med dybde: 2094-2099m
    Kjerne bilde med dybde: 2099-2102m
    Kjerne bilde med dybde: 2102-2107m
    Kjerne bilde med dybde: 2107-2112m
    2065-2066m
    2094-2099m
    2099-2102m
    2102-2107m
    2107-2112m
    Kjerne bilde med dybde: 2112-2117m
    Kjerne bilde med dybde: 2117-2122m
    Kjerne bilde med dybde: 2122-2127m
    Kjerne bilde med dybde: 2127-2132m
    Kjerne bilde med dybde: 2132-2137m
    2112-2117m
    2117-2122m
    2122-2127m
    2127-2132m
    2132-2137m
    Kjerne bilde med dybde: 2137-2138m
    Kjerne bilde med dybde: 2138-2143m
    Kjerne bilde med dybde: 2143-2148m
    Kjerne bilde med dybde: 2148-2150m
    Kjerne bilde med dybde: 2225-2230m
    2137-2138m
    2138-2143m
    2143-2148m
    2148-2150m
    2225-2230m
    Kjerne bilde med dybde: 2230-2235m
    Kjerne bilde med dybde: 2235-2238m
    Kjerne bilde med dybde: 2242-2247m
    Kjerne bilde med dybde: 2247-2252m
    Kjerne bilde med dybde: 2252-2257m
    2230-2235m
    2235-2238m
    2242-2247m
    2247-2252m
    2252-2257m
    Kjerne bilde med dybde: 2257-2262m
    Kjerne bilde med dybde: 2262-2267m
    Kjerne bilde med dybde: 2267-2270m
    Kjerne bilde med dybde: 2270-2275m
    Kjerne bilde med dybde: 2275-2280m
    2257-2262m
    2262-2267m
    2267-2270m
    2270-2275m
    2275-2280m
    Kjerne bilde med dybde: 2280-2285m
    Kjerne bilde med dybde: 2285-2290m
    Kjerne bilde med dybde: 2290-2295m
    Kjerne bilde med dybde: 2295-2300m
    Kjerne bilde med dybde: 2300-2305m
    2280-2285m
    2285-2290m
    2290-2295m
    2295-2300m
    2300-2305m
    Kjerne bilde med dybde: 2305-2306m
    Kjerne bilde med dybde: 2305-2310m
    Kjerne bilde med dybde: 2310-2315m
    Kjerne bilde med dybde: 2315-2316m
    Kjerne bilde med dybde:  
    2305-2306m
    2305-2310m
    2310-2315m
    2315-2316m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    837.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    979.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1116.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1227.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1238.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1244.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1258.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1300.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1404.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1513.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1702.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1719.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1737.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1757.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1787.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1800.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1812.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1831.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1842.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1864.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1876.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1896.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1920.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1955.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1965.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1977.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1983.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1987.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1992.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2001.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2006.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2015.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2019.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2024.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2027.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2032.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2037.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2040.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2040.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2041.4
    [m]
    C
    HYDRO
    2042.4
    [m]
    C
    HYDRO
    2043.6
    [m]
    C
    HYDRO
    2044.1
    [m]
    C
    HYDRO
    2045.5
    [m]
    C
    C RO
    2046.1
    [m]
    C
    HYDRO
    2046.6
    [m]
    C
    HYDRO
    2049.7
    [m]
    C
    HYDRO
    2052.4
    [m]
    C
    HYDRO
    2053.9
    [m]
    C
    HYDRO
    2054.5
    [m]
    C
    HYDRO
    2055.5
    [m]
    C
    HYDRO
    2056.1
    [m]
    C
    HYDRO
    2058.7
    [m]
    C
    HYDRO
    2060.5
    [m]
    C
    HYDRO
    2065.6
    [m]
    C
    HYDRO
    2073.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2081.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2086.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2092.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2094.2
    [m]
    C
    HYDRO
    2096.6
    [m]
    C
    HYDRO
    2108.3
    [m]
    C
    HYDRO
    2126.4
    [m]
    C
    HYDRO
    2132.2
    [m]
    C
    HYDRO
    2137.1
    [m]
    C
    HYDRO
    2140.2
    [m]
    C
    HYDRO
    2146.8
    [m]
    C
    HYDRO
    2150.6
    [m]
    C
    HYDRO
    2157.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2167.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2177.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2187.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2194.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2200.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2212.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2219.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2224.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2230.9
    [m]
    C
    HYDRO
    2247.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2248.4
    [m]
    C
    HYDRO
    2249.1
    [m]
    C
    HYDRO
    2250.2
    [m]
    C
    HYDRO
    2251.4
    [m]
    C
    HYDRO
    2252.4
    [m]
    C
    HYDRO
    2254.4
    [m]
    C
    HYDRO
    2259.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2263.4
    [m]
    C
    HYDRO
    2268.9
    [m]
    C
    HYDRO
    2272.6
    [m]
    C
    HYDRO
    2274.8
    [m]
    C
    HYDRO
    2283.1
    [m]
    C
    HYDRO
    2290.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2292.9
    [m]
    C
    HYDRO
    2293.9
    [m]
    C
    HYDRO
    2297.5
    [m]
    C
    HYDRO
    2303.6
    [m]
    C
    HYDRO
    2308.6
    [m]
    C
    HYDRO
    2310.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2310.9
    [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
    2285.00
    2291.80
    12.07.1989 - 00:00
    YES
    DST
    DST1
    0.00
    0.00
    12.07.1989 - 00:00
    YES
    DST
    2225.40
    2249.40
    YES
    DST
    DST2
    0.00
    0.00
    CONDENSATE
    15.07.1989 - 00:00
    YES
    DST
    2100.30
    2138.30
    YES
    DST
    TEST3
    0.00
    0.00
    CONDENSATE
    20.07.1989 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.00

  • 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
    0.39
    pdf
    0.15

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    20.44

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    700
    2312
    CBL VDL GR
    1750
    2314
    CST
    837
    1920
    CST
    1955
    2224
    DIL BHC GR SP
    800
    1924
    DIL LSS GR SP
    1940
    2349
    DLL MSFL
    1940
    2348
    LSS GR CAL
    800
    1703
    MWD - GR RES DIR
    411
    2225
    MWD - GR RES DIR
    2303
    2350
    NGL CNL LDL
    1940
    2351
    RFT AMS
    2038
    2300
    SHDT
    1940
    2352
    VSP
    800
    2300

  • 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
    436.0
    36
    456.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    799.0
    26
    815.0
    1.33
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1917.0
    12 1/4
    1942.0
    1.79
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1924.0
    17 1/2
    1942.0
    0.00
    LOT
    LINER
    7
    2348.0
    8 1/2
    2350.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    437
    1.25
    18.0
    15.0
    WATER BASED
    26.07.1989
    456
    1.05
    WATER BASED
    03.04.1989
    466
    1.05
    WATER BASED
    03.04.1989
    693
    1.05
    WATER BASED
    04.04.1989
    815
    1.08
    21.0
    8.0
    WATER BASED
    06.04.1989
    815
    1.05
    WATER BASED
    05.04.1989
    815
    1.08
    21.0
    8.0
    WATER BASED
    10.04.1989
    815
    1.08
    21.0
    8.0
    WATER BASED
    07.04.1989
    886
    1.10
    13.0
    5.0
    WATER BASED
    10.04.1989
    1335
    1.20
    18.0
    7.0
    WATER BASED
    10.04.1989
    1605
    1.20
    17.0
    8.0
    WATER BASED
    12.04.1989
    1715
    1.25
    18.0
    15.0
    WATER BASED
    26.07.1989
    1739
    1.20
    16.0
    7.0
    WATER BASED
    12.04.1989
    1767
    1.25
    10.0
    5.0
    WATER BASED
    05.07.1989
    1850
    1.22
    17.0
    8.0
    WATER BASED
    13.04.1989
    1942
    1.25
    17.0
    8.0
    WATER BASED
    14.04.1989
    1942
    1.25
    16.0
    7.0
    WATER BASED
    17.04.1989
    1942
    1.25
    13.0
    5.0
    WATER BASED
    17.04.1989
    1942
    1.25
    17.0
    8.0
    WATER BASED
    17.04.1989
    1942
    1.25
    13.0
    5.0
    WATER BASED
    17.04.1989
    1942
    1.25
    17.0
    8.0
    WATER BASED
    17.04.1989
    1942
    1.25
    16.0
    7.0
    WATER BASED
    17.04.1989
    1942
    1.25
    13.0
    5.0
    WATER BASED
    17.04.1989
    1942
    1.25
    15.0
    6.0
    WATER BASED
    18.04.1989
    1942
    1.25
    14.0
    6.0
    WATER BASED
    19.04.1989
    1942
    1.25
    17.0
    8.0
    WATER BASED
    17.04.1989
    1942
    1.25
    16.0
    7.0
    WATER BASED
    17.04.1989
    1945
    1.25
    12.0
    6.0
    WATER BASED
    20.04.1989
    1945
    1.25
    12.0
    6.0
    WATER BASED
    21.04.1989
    1948
    1.25
    14.0
    6.0
    WATER BASED
    24.04.1989
    2040
    1.25
    24.0
    6.0
    WATER BASED
    24.04.1989
    2081
    1.25
    22.0
    9.0
    WATER BASED
    24.04.1989
    2120
    1.28
    23.0
    8.0
    WATER BASED
    26.04.1989
    2144
    1.28
    20.0
    6.0
    WATER BASED
    26.04.1989
    2218
    1.28
    23.0
    8.0
    WATER BASED
    27.04.1989
    2224
    1.25
    19.0
    18.0
    WATER BASED
    19.07.1989
    2224
    1.25
    18.0
    17.0
    WATER BASED
    21.07.1989
    2224
    1.25
    18.0
    18.0
    WATER BASED
    24.07.1989
    2224
    1.25
    18.0
    15.0
    WATER BASED
    24.07.1989
    2224
    1.25
    18.0
    17.0
    WATER BASED
    20.07.1989
    2224
    1.25
    18.0
    18.0
    WATER BASED
    24.07.1989
    2241
    1.28
    21.0
    7.0
    WATER BASED
    28.04.1989
    2269
    1.28
    24.0
    8.0
    WATER BASED
    02.05.1989
    2280
    1.25
    18.0
    16.0
    WATER BASED
    14.07.1989
    2280
    1.25
    18.0
    16.0
    WATER BASED
    17.07.1989
    2280
    1.25
    19.0
    16.0
    WATER BASED
    17.07.1989
    2280
    1.25
    19.0
    16.0
    WATER BASED
    17.07.1989
    2280
    1.25
    18.0
    15.0
    WATER BASED
    18.07.1989
    2306
    1.28
    24.0
    7.0
    WATER BASED
    02.05.1989
    2308
    1.25
    15.0
    10.0
    WATER BASED
    10.07.1989
    2308
    1.25
    15.0
    10.0
    WATER BASED
    10.07.1989
    2308
    1.26
    WATER BASED
    10.07.1989
    2308
    1.26
    WATER BASED
    11.07.1989
    2308
    1.25
    18.0
    9.0
    WATER BASED
    12.07.1989
    2308
    1.25
    16.0
    8.0
    WATER BASED
    13.07.1989
    2308
    1.25
    15.0
    10.0
    WATER BASED
    07.07.1989
    2313
    1.28
    25.0
    11.0
    WATER BASED
    08.05.1989
    2316
    1.28
    22.0
    6.0
    WATER BASED
    02.05.1989
    2319
    1.28
    23.0
    8.0
    WATER BASED
    08.05.1989
    2350
    1.28
    24.0
    8.0
    WATER BASED
    03.05.1989
    2350
    1.28
    24.0
    8.0
    WATER BASED
    02.05.1989
    2350
    1.28
    23.0
    8.0
    WATER BASED
    05.05.1989
    2350
    1.28
    24.0
    9.0
    WATER BASED
    05.05.1989

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    2136.21
    [m ]
    2134.10
    [m ]
    2126.75
    [m ]
    2123.46
    [m ]
    2118.76
    [m ]
    2115.45
    [m ]
    2112.00
    [m ]
    2108.71
    [m ]
    2102.12
    [m ]
    2100.50
    [m ]
    2053.50
    [m ]
    2266.50
    [m ]
    2269.75
    [m ]
    2280.50
    [m ]
    2288.50
    [m ]
    2289.22
    [m ]
    2280.73
    [m ]
    2270.57
    [m ]

  • Trykkplott
    Trykkplott
    Porertrykksdataene kommer fra logging i brønnen hvis ingen annen kilde er oppgitt. I noen brønner der trykk ikke er logget, er det brukt informasjon fra formasjonstester eller brønnspark. Trykkdataene er rapportert inn til Oljedirektoratet og videre prosessert og kvalitetssikret av IHS Markit.
    Trykkplott
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.21