Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

34/10-36

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.
    34/10-36
    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.
    34/10-36
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST 8720-695 & KOLONNE 555
    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.
    723-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    77
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    28.04.1992
    Boreslutt
    Letebrønner fra flyttbare innretninger:
    For flytende innretninger - dato når ankerhåndteringen startet.For oppjekkbare innretninger - dato for oppstart av nedjekking.
    Letebrønner fra faste innretninger og alle utvinningsbrønner:
    Dato for når totalt dyp er nådd og siste foringsrør, casing eller screen er satt. Ved umiddelbar plugging av brønnbanen, tilsvarer boreslutt datoen siste plugg er satt.
    13.07.1992
    Frigitt dato
    Dato for når rådata som er innrapportert til myndighetene fra brønnen ikke lenger er undergitt taushetsplikt. Normalt ca 2 år etter boreslutt. Kan være tidligere hvis arealet for utvinningstillatelsen er tilbakelevert.
    13.07.1994
    Publiseringsdato
    Dato kvalitetskontroll av informasjon om brønnbanen ble ferdig, slik at den kan publiseres på internett som en 'Well Data Summary Sheet brønnbane', dvs. med mer informasjon tilgjengelig enn for andre brønnbaner.
    03.12.2014
    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.
    TARBERT 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.
    136.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3640.0
    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).
    3634.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    10.5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    134
    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.
    COOK FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 6' 48.49'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 10' 35.15'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6775866.39
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    455614.12
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1940

  • Brønnhistorie
    General
    Well 34/10-36 was the sixth well drilled on the Gullfaks Sør structure. The objectives were to test the potential of Intra-Draupne Formation turbiditic sandstone, and to confirm the gas-oil contact, the oil-water contact, and the pressure regime in the Brent Group.
    Operations and results
    Appraisal well 34/10-36 was spudded with the semi-submersible installation Deepsea Bergen on 28 April 1992  and drilled to TD at 3640 m in the Early Jurassic Cook Formation. A 9 7/8” pilot hole was drilled from surface to 859 m to check for shallow gas. The MWD indicated several sands but all were water-filled. The well was drilled with seawater and CMC down to 1071 m, with gypsum/polymer mud from 1071 m to 3010 m, and with Ancotemp/bentonite from 3010 m to TD.
    The Draupne Formation consisted of shale with only traces of sandstone stringers towards the base. The Brent Group, Tarbert Formation was encountered at 3361 m (3355.3 m TVD), 55 m deeper than prognosed. It was oil-bearing down to the OWC at 3377.5 m (3371.9 m TVD). Shows were seen down to 3397 m. The GOC was not penetrated in the well location.
    Three cores were cut in the well. Core 1 was cut from 3029 to 3054 m in the Draupne Formation. Cores 2 and 3 were cut in the Tarbert Formation from 3363 m to 3417 m. The core shifts for cores 1, 2 and 3 were 3.0 m, 2.3 m and 2.3 m, respectively. One segregated sample was taken at 3363.8 m. The 2 3/4 gallon chamber contained 3.5 litres of oil, 3.5 litres of mud filtrate and 0.22 m3 gas. No CO2 or H2S was detected from this sample chamber.
    The well was permanently abandoned on 13 July 1992 as an oil appraisal well.
    Testing
    One drill stem test was performed in the Tarbert Formation, from the interval 3371.2 - 3376.2 m. The well flowed 836 Sm3 oil and 161490 Sm3 gas /day through a 36/64” choke. The GOR was 193 Sm3/Sm3, the oil density was 0.869 g/cm3 and the gas density was 0.695 with 2 % CO2 and 3.5 ppm H2S. The recorded temperature was 126.1 °C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1080.00
    3640.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3029.0
    3053.0
    [m ]
    2
    3363.0
    3390.0
    [m ]
    3
    3390.0
    3417.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    78.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3029-3034m
    Kjerne bilde med dybde: 3034-3039m
    Kjerne bilde med dybde: 3039-3044m
    Kjerne bilde med dybde: 3044-3049m
    Kjerne bilde med dybde: 3049-3053m
    3029-3034m
    3034-3039m
    3039-3044m
    3044-3049m
    3049-3053m
    Kjerne bilde med dybde: 3363-3368m
    Kjerne bilde med dybde: 3368-3373m
    Kjerne bilde med dybde: 3373-3378m
    Kjerne bilde med dybde: 3378-3383m
    Kjerne bilde med dybde: 3383-3388m
    3363-3368m
    3368-3373m
    3373-3378m
    3378-3383m
    3383-3388m
    Kjerne bilde med dybde: 3388-3390m
    Kjerne bilde med dybde: 3390-3395m
    Kjerne bilde med dybde: 3395-3400m
    Kjerne bilde med dybde: 3400-3405m
    Kjerne bilde med dybde: 3405-3410m
    3388-3390m
    3390-3395m
    3395-3400m
    3400-3405m
    3405-3410m
    Kjerne bilde med dybde: 3410-3415m
    Kjerne bilde med dybde: 3415-3416m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3410-3415m
    3415-3416m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1080.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1100.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1120.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1130.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1150.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1160.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1180.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1190.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1210.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1220.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1240.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1250.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1270.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1280.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1300.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1310.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1330.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1340.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1360.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1370.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1390.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1400.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1420.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1430.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1450.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1460.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1480.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1490.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1510.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1520.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1540.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1550.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1570.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1580.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1600.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1610.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1630.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1640.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1660.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1670.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1690.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1700.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1720.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1730.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1750.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1760.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1780.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1790.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1809.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1827.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1839.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1854.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1869.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1884.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1899.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1914.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1926.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1944.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1959.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1974.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1986.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2001.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2019.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2034.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2049.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2064.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2079.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2100.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2130.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2160.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2190.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2220.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2250.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2280.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2310.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2340.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2370.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2400.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2430.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2460.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2490.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2520.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2550.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2580.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2610.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2640.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2670.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2700.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2730.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2760.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2790.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2820.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2850.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2880.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2909.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2939.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2969.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2999.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3005.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3011.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3017.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3026.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3029.0
    [m]
    C
    GEOST
    3033.0
    [m]
    C
    GEOST
    3038.0
    [m]
    C
    GEOST
    3042.0
    [m]
    C
    GEOST
    3045.9
    [m]
    C
    GEOST
    3050.0
    [m]
    C
    GEOST
    3053.3
    [m]
    C
    GEOST
    3055.0
    [m]
    SWC
    GEOST
    3060.0
    [m]
    SWC
    GEOST
    3070.0
    [m]
    SWC
    GEOST
    3080.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3089.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3110.0
    [m]
    SWC
    GEOST
    3115.0
    [m]
    SWC
    GEOST
    3120.0
    [m]
    SWC
    GEOST
    3125.0
    [m]
    SWC
    GEOST
    3130.0
    [m]
    SWC
    GEOST
    3140.0
    [m]
    SWC
    GEOST
    3150.0
    [m]
    C
    GEOST
    3160.0
    [m]
    SWC
    GEOST
    3171.0
    [m]
    SWC
    GEOST
    3185.0
    [m]
    SWC
    GEOST
    3194.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3203.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3212.5
    [m]
    SWC
    GEOST
    3221.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3236.0
    [m]
    SWC
    GEOST
    3245.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3257.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3269.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3281.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3293.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3305.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3317.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3331.0
    [m]
    SWC
    GEOST
    3341.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3355.0
    [m]
    SWC
    GEOST
    3363.8
    [m]
    C
    GEOST
    3364.2
    [m]
    C
    GEOST
    3376.7
    [m]
    C
    GEOST
    3379.3
    [m]
    C
    GEOST
    3382.3
    [m]
    C
    GEOST
    3390.2
    [m]
    C
    GEOST
    3394.3
    [m]
    C
    GEOST
    3398.9
    [m]
    C
    GEOST
    3403.8
    [m]
    C
    GEOST
    3405.5
    [m]
    C
    GEOST
    3408.7
    [m]
    C
    GEOST
    3410.5
    [m]
    C
    GEOST
    3422.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3431.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3440.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3449.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3458.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3467.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3476.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3485.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3496.0
    [m]
    SWC
    GEOST
    3507.0
    [m]
    SWC
    GEOST
    3515.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3524.0
    [m]
    SWC
    GEOST
    3533.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3545.0
    [m]
    SWC
    GEOST
    3555.0
    [m]
    SWC
    GEOST
    3557.0
    [m]
    SWC
    GEOST
    3563.0
    [m]
    SWC
    GEOST
    3568.0
    [m]
    SWC
    GEOST
    3573.0
    [m]
    SWC
    GEOST
    3584.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3596.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3603.0
    [m]
    DC
    STATO
    3610.0
    [m]
    SWC
    GEOST
    3620.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3629.0
    [m]
    DC
    STATO
    3635.0
    [m]
    DC
    STATO
    3640.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3640.0
    [m]
    DC
    STATO

  • 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
    3371.20
    3373.20
    28.06.1992 - 15:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.55
    pdf
    0.60
    pdf
    1.23
    pdf
    1.79
    pdf
    0.28

  • 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
    0.46
    pdf
    0.20

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    2.10
    pdf
    21.90

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3371
    0
    14.3
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    14.000
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    836
    161490
    0.861
    0.685
    194

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    825
    3574
    CORGUN
    3055
    3634
    DIFL ACL GR
    1056
    2087
    DIFL ACL GR CAL
    2097
    3637
    DIP
    3215
    3637
    DLL MLL GR
    2993
    3637
    FMT GR
    3131
    3553
    MWD
    159
    3640
    VSP
    139
    3570
    ZDL CNL GR
    2993
    3636

  • 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
    220.0
    36
    222.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    1056.0
    26
    1058.0
    1.60
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2100.0
    17 1/2
    2103.0
    1.76
    LOT
    LINER
    7
    2838.0
    8 1/2
    3625.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2994.0
    12 1/4
    2997.0
    1.97
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    826
    1.03
    10.0
    WATER BASED
    947
    1.03
    16.0
    WATER BASED
    1171
    1.30
    20.0
    WATER BASED
    1445
    1.30
    23.0
    WATER BASED
    1737
    1.30
    25.0
    WATER BASED
    1918
    1.30
    27.0
    WATER BASED
    2015
    1.30
    26.0
    WATER BASED
    2115
    1.30
    27.0
    WATER BASED
    2241
    1.35
    27.0
    WATER BASED
    2350
    1.35
    25.0
    WATER BASED
    2396
    1.39
    27.0
    WATER BASED
    2451
    1.39
    27.0
    WATER BASED
    2612
    1.39
    28.0
    WATER BASED
    2661
    1.39
    28.0
    WATER BASED
    2774
    1.39
    29.0
    WATER BASED
    2825
    1.45
    31.0
    WATER BASED
    2880
    1.50
    32.0
    WATER BASED
    3010
    1.54
    27.0
    WATER BASED
    3050
    1.47
    26.0
    WATER BASED
    3359
    1.56
    28.0
    WATER BASED
    3363
    1.47
    22.0
    WATER BASED
    3426
    1.47
    21.0
    WATER BASED
    3586
    1.47
    21.0
    WATER BASED
    3640
    1.56
    31.0
    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
    0.22