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

34/11-4

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.
    34/11-4
    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.
    34/11-4
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    TFE 91- INLINE 356 & X-LINE 1641
    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.
    947-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    127
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    09.12.1998
    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.
    14.04.1999
    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.
    14.04.2001
    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.
    11.04.2003
    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.
    GAS/CONDENSATE
    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.
    NESS FM
    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.
    TARBERT FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    24.0
    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").
    4438.0
    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).
    4437.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.3
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    159
    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° 3' 26.2'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 22' 46.5'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6769486.55
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    466503.35
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    3314

  • Brønnhistorie
    General
    Block 34/11 is geographically located in the eastern part of the Tampen Spur, adjacent to the western controlling fault of the North Viking Graben. Structurally 34/11 is situated over a large, complex fault terrace down thrown to the south east of the Tampen Spur. The Mats Segment, which was tested with this well, is situated in the southwest part of block 34/11, and represents an easterly extension of the Gullfaks Gamma discovery in block 34/10. The Brent Group reservoir within the Gullfaks Gamma structure is within a high pressure, high temperature geological environment being at over 4000 m depth, with temperatures of 150 deg C. The main objective of the appraisal well 34/11-4 was to appraise additional hydrocarbon reserves in the Brent Group. Secondary objectives were to improve the geological / geophysical engineering parameter database, provide a key velocity calibration point to aid depth conversion, and to give a better understanding of the hydrocarbon characteristics, fluid contacts and distribution within the southern part of the 34/11 block.
    Operations and results
    Appraisal well 34/11-4 was spudded on 9 December 1998 with the semi-submersible installation "Transocean Arctic" and drilled to 3938 m. An unsuccessful cement job on the 9 7/8" casing resulted in backing off several joints of the casing. The casing was cut and retrieved from below the 13 3/8" shoe. The well was then sidetracked (34/11-4 T2) from 3580 m on 7 February 1999 and the 9 7/8" casing was successfully run and cemented at 3939 m. The T2 track was drilled to TD at 4438 m in the Early Jurassic Cook Formation, then logged and sampled (water and hydrocarbon samples). The initial well track was drilled with water based "Quadrill" mud containing 2 & 5 % polyols, a glycol-additive. The T2 track was drilled oil-based. Finally, an 8 1/2" sidetrack, 34/11-4 T3, was kicked-off at 4098 m on 31 March 1999 and drilled to 4210 m. This track was drilled water based to obtain high quality hydrocarbon samples as an alternative to a DST. The well was planned to take 86 days without the sidetrack, 94.5 days including the sidetrack. A total of 129.5 days was used to finish the well, including 43.4 days downtime and 6.6 days waiting time. The major contribution to the downtime was the poor cement job with the 9 7/8" casing. Further operational problem was caused by the crossover in 14 x 13 3/8" casing string had an ID less than 12 l/4"due to a mistake during fabrication. It was not drifted on board before going in the hole. The result was that 12" bits had to be used, but the availability of 12" bits was very limited, resulting in slow drilling progress.
    The top of the Brent Group was penetrated at 4142 m and was proven to be gas/condensate bearing. Two different gas/condensate accumulations were encountered, at slightly different GOR's. The upper gas leg goes down to a shale unit at 4173.5 m TVD within the Ness Formation. PVT analysis of wire line samples showed that the GOR of this upper gas was about 4000 m3/m3. A lower gas leg extends down to another intra-Ness Formation shale al 4207.5 m TVD. This lower gas had a GOR at about 1200 m3/m3 and is one of the richest gasses proven in the area. Two hydrocarbon pressure gradients, separated by approximately 0.3 bar, were established for the two pools. No clear contacts could be defined for either gas pool and the pressure gradients showed that the lower gas is not in communication with the water leg. No visual shows were detected down to the top Jurassic except for one sample at 3210 m where traces of weak to moderate yellow fluorescence were logged. The sample did not give any cut fluorescence. This corresponds to the depth of the sudden increase in background gas to a maximum 57.45% observed from a limestone/dolomite/sandstone sequence between 3201- 3204 m. A distinct change in the amount of all the gas components occurred at this level. The gas peak represents the maximum gas readings in the well. No direct fluorescence was logged in the Viking Group. The very carbonaceous claystone of the Draupne Formation showed only a blooming to very slow streaming blue white to white cut fluorescence. The Heather Formation showed a similar cut fluorescence locally in the most carbonaceous parts. Good gas shows were logged when drilling and coring the hydrocarbon-bearing interval of the Brent Group. The sandstone showed an orange to yellow orange fluorescence in the cored section. The water bearing part of the Brent Formation did only show a weak cloudy blue white cut fluorescence. No shows were encountered in the Drake Formation and only weak cloudy blue white cut fluorescence was recorded in the Cook Formation. Two cores were cut in well track 34/11-4 T2 in the interval 4150 to 4204 m in the Ness Formation. Four FMT runs were performed and three segregated samples were taken during the TD logging of the 8 1/2" hole section in well 34/11-4T2. One water sample was taken at 4233 m, one hydrocarbon sample at 4145.8 m, and one hydrocarbon sample at 4197.8 m. In addition, the two MDT runs performed in track 34/11-4 T3 sampled hydrocarbons at 4151 m and 4194.8 m.
    The well was permanently abandoned on 14 April 1999 as a gas and condensate appraisal well.
    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]
    1230.00
    3939.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    4150.0
    4176.9
    [m ]
    2
    4177.0
    4200.2
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    50.2
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 4150-4155m
    Kjerne bilde med dybde: 4155-4160m
    Kjerne bilde med dybde: 4160-4165m
    Kjerne bilde med dybde: 4165-4170m
    Kjerne bilde med dybde: 4170-4175m
    4150-4155m
    4155-4160m
    4160-4165m
    4165-4170m
    4170-4175m
    Kjerne bilde med dybde: 4175-4177m
    Kjerne bilde med dybde: 4177-4182m
    Kjerne bilde med dybde: 4182-4187m
    Kjerne bilde med dybde: 4187-4192m
    Kjerne bilde med dybde: 4192-4197m
    4175-4177m
    4177-4182m
    4182-4187m
    4187-4192m
    4192-4197m
    Kjerne bilde med dybde: 4197-4200m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    4197-4200m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1240.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1260.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1280.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1300.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1320.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1340.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1360.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1380.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1400.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1420.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1440.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1460.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1480.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1500.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1520.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1540.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1560.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1580.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1600.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1620.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1640.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1660.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1680.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1700.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1720.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1740.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1760.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1780.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1800.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1820.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1839.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1854.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1875.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1884.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1893.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1902.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1911.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1920.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1929.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1938.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1947.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1956.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1965.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1974.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1983.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1992.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2001.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2010.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2019.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2028.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2037.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2046.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2055.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2064.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2073.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2082.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2091.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2100.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2109.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2118.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2127.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2130.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2140.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2150.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2170.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2190.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2210.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2230.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2260.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2290.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2300.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2320.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2340.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2360.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2380.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2400.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2420.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2440.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2460.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2480.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2500.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2520.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2540.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2560.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2580.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2600.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2620.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2640.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2660.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2680.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2700.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2720.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2740.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2760.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2780.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2800.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2820.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2840.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2860.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2880.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2900.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2920.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2940.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2960.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2980.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3000.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3020.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3040.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3060.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3080.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3100.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3120.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3140.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3160.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3180.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3200.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3220.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3240.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3260.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3280.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3300.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3320.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3340.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3360.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3380.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3400.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3420.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3440.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3460.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3480.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3500.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3519.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3540.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3560.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3580.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3600.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3620.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3640.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3660.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3680.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3700.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3720.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3740.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3760.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3770.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3780.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3790.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3800.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3810.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3820.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3830.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3840.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3850.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3860.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3870.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3880.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3890.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3900.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3909.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3918.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3927.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    3936.0
    [m]
    DC
    GEOSTR

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.63

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.93
    pdf
    1.88
    pdf
    1.84
    pdf
    1.95
    pdf
    1.73
    pdf
    0.80

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    .pdf
    4.02
    .pdf
    23.44

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    DLL MAC DSL TTRM
    1100
    2200
    DLL MAC DSL TTRM
    2043
    3513
    FMT CHT GR
    4143
    4297
    FMT GR
    4143
    4145
    HDIL MAC DGR TTRM
    3890
    4435
    HDIP DGR TTRM
    3943
    4376
    MAC HDIP ZDL DGR TTRM
    3500
    3938
    MDT GR
    4150
    4150
    MDT GR
    4194
    4194
    MWD - GR MDC
    3555
    3944
    MWD - MPR LITE
    1222
    3519
    MWD - MPR LITE MDC
    218
    1222
    MWD - MPR LITE MDP
    4046
    4210
    MWD - MPR MDP
    3522
    3938
    MWD - MPR MDP
    3970
    4436
    SBT CCL GR
    3650
    3845
    VSP GR
    780
    1200
    VSP GR
    1210
    1750
    VSP GR
    1630
    3427
    VSP GR
    3410
    3930
    VSP GR
    3890
    4420
    ZDEN CND SGR TTRM
    3939
    4358
    ZDL CND DGR TTRM
    1210
    3507

  • 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
    218.0
    36
    218.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    1210.0
    26
    1210.0
    1.69
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    3509.0
    17 1/2
    3509.0
    1.93
    LOT
    INTERM.
    9 7/8
    3939.0
    12 1/4
    3939.0
    2.12
    LOT
    OPEN HOLE
    4438.0
    8 1/2
    4438.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    1222
    1.03
    DUMMY
    1335
    1.39
    25.0
    QUADRILL
    1530
    1.39
    16.0
    QUADRILL
    1595
    1.39
    18.0
    QUADRILL
    1607
    1.39
    19.0
    QUADRILL
    1871
    1.39
    18.0
    QUADRILL
    2011
    1.45
    21.0
    QUADRILL
    2224
    1.45
    21.0
    QUADRILL
    2399
    1.45
    23.0
    QUADRILL
    2399
    1.45
    21.0
    QUADRILL
    2440
    1.45
    25.0
    QUADRILL
    2647
    1.45
    25.0
    QUADRILL
    3048
    1.45
    29.0
    QUADRILL
    3198
    1.45
    DUMMY
    3203
    1.55
    30.0
    QUADRILL
    3350
    1.55
    30.0
    QUADRILL
    3493
    1.85
    DUMMY
    3509
    1.85
    DUMMY
    3519
    1.56
    29.0
    QUADRILL
    3522
    1.68
    DUMMY
    3524
    1.85
    32.0
    QUADRILL
    3525
    1.85
    29.0
    QUADRILL
    3529
    1.85
    26.0
    QUADRILL
    3536
    1.85
    52.0
    QUADRILL
    3540
    1.85
    28.0
    QUADRILL
    3557
    1.85
    28.0
    QUADRILL
    3564
    1.85
    DUMMY
    3569
    1.71
    30.0
    QUADRILL
    3570
    1.85
    DUMMY
    3580
    1.85
    41.0
    QUADRILL
    3594
    1.70
    46.0
    INTERDRILL NT
    3610
    1.70
    58.0
    INTERDRILL NT
    3620
    1.85
    31.0
    QUADRILL
    3653
    1.85
    30.0
    QUADRILL
    3671
    1.85
    31.0
    QUADRILL
    3675
    1.70
    52.0
    INTERDRILL NT
    3758
    1.85
    33.0
    QUADRILL
    3770
    1.85
    30.0
    QUADRILL
    3800
    1.80
    56.0
    INTERDRILL NT
    3807
    1.85
    34.0
    QUADRILL
    3870
    1.77
    49.0
    INTERDRILL NT
    3898
    1.85
    26.0
    QUADRILL
    3938
    1.85
    35.0
    QUADRILL
    3942
    1.85
    32.0
    QUADRILL
    3943
    1.85
    31.0
    QUADRILL
    3944
    1.80
    51.0
    INTERDRILL NT
    3967
    2.02
    72.0
    INTERDRILL NT
    3973
    2.02
    70.0
    INTERDRILL NT
    4020
    2.00
    81.0
    INTERDRILL NT
    4030
    2.00
    64.0
    INTERDRILL NT
    4059
    2.00
    82.0
    INTERDRILL NT
    4100
    2.00
    80.0
    INTERDRILL NT
    4117
    2.00
    75.0
    INTERDRILL NT
    4123
    2.00
    87.0
    KCL/GLYCOL/PAC
    4144
    2.00
    67.0
    INTERDRILL NT
    4163
    2.00
    51.0
    KCL/GLYCOL/PAC
    4177
    2.00
    64.0
    INTERDRILL NT
    4204
    2.00
    67.0
    INTERDRILL NT
    4210
    2.00
    51.0
    KCL/GLYCOL/PAC
    4272
    2.00
    67.0
    INTERDRILL NT
    4354
    2.00
    67.0
    INTERDRILL NT
    4417
    2.00
    70.0
    INTERDRILL NT
    4438
    2.00
    71.0
    INTERDRILL NT

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    4153.00
    [m ]
    4164.50
    [m ]
    4168.45
    [m ]
    4183.69
    [m ]
    4189.10
    [m ]
    4195.00
    [m ]
    4196.00
    [m ]
    4197.00
    [m ]
    4198.00
    [m ]
    4199.00
    [m ]
    4200.00
    [m ]
    4151.80
    [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
    0.22
    pdf
    0.21