Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
08.05.2024 - 01:33
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

34/10-32

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.
    34/10-32
    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.
    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.
    34/10-32
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST 8134-227 CP 365
    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.
    540-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    96
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    08.04.1987
    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.
    13.07.1987
    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.
    13.07.1989
    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.
    02.12.2014
    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/GAS
    Funnbrønnbane
    Indikator som forteller om brønnbanen påviste et nytt funn. Lovlige verdier: YES, NO. For brønnbaner der resultatet ikke er pressemeldt eller på annet vis avklart, blir «NO» benyttet.
    NO
    1. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    MIDDLE JURASSIC
    1. nivå med hydrokarboner, formasjon.
    Navn på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor hydrokarboner er blitt påvist. Vises bare på brønner som er frigitt. Eksempler på lovlige verdier: BASEMENT, COOK FM, EKOFISK FM, HEIMDAL FM, SANDNES FM, SOGNEFJORD FM, TARBERT FM, BRENT GP. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    BRENT GP
    2. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.
    EARLY JURASSIC
    2. nivå med hydrokarboner, formasjon
    Navn på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor hydrokarboner er blitt påvist. Vises bare på brønner som er frigitt.Eksempler på lovlige verdier: BASEMENT, COOK FM, EKOFISK FM, HEIMDAL FM, SANDNES FM, SOGNEFJORD FM, TARBERT FM, BRENT GP.
    STATFJORD GP
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    34.0
    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").
    3753.0
    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).
    3753.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    8.4
    Eldste penetrerte alder
    Alder (iflg. Geologic Time Scale 2004 by F. M. Gradstein, et al. (2004)) til den eldste formasjonen det er blitt boret gjennom. Kan avvike fra alder ved TD for eksempel i avviksbrønner. Eksempler for lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EARLY PERMIAN, EARLY TRIASSIC, EOCENE.
    LATE TRIASSIC
    Eldste penetrerte formasjon
    Navn på den eldste litostratigrafiske enheten som brønnbanen har penetrert. Vises bare på brønner som er frigitt. I de fleste brønnbaner er dette formasjonen eller gruppen påtruffet i bunnen av brønnbanen. Kan avvike fra formasjonen eller gruppen ved TD for eksempel i brønnbaner som er boret med høy avvik eller gjennom forkastninger. Eksempler på lovlige verdier: AMUNDSEN FM, BALDER FM, BASEMENT, BLODØKS FM, BRYNE FM, BURTON FM, COOK FM, DRAKE FM, DRAUPNE FM, EKOFISK FM, SHETLAND GP.
    LUNDE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 4' 33.37'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 12' 43.59'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6771662.05
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    457486.56
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1051

  • Brønnhistorie
    General
    Well 34/10-32 was the fifth well on the Gullfaks South structure. The main objective was to confirm hydrocarbons in the southern part of the structure, and to get data for update of the structural and geological model of the area. The main target was the Statfjord Formation, where the oil-water contact was expected at 3360 m. Secondary targets were Brent Group sandstones and the Lunde Formation.
    Operations and results
    Appraisal well 34/10-32 was spudded 9 April 1987 by Smedvig semi-submersible installation West Vision and drilled to TD at 3753 m in the Triassic Lunde Formation. Shallow gas was found in the neighbouring hole, and it was decided to set the 20" casing early. There was one meter of shallow gas in this hole as well, but no problems occurred due to this. At setting depth of 13 3/8" casing at 1982 m in the Lista Formation the casing stuck at approximately 1000 m. After several days of fishing 700 m casing was retrieved, while 300 m dropped to the bottom of the hole. The well was sidetracked with kick-off point at 1323 m and further drilling proceeded without significant problems. The well was drilled with spud mud down to 350 m, with gypsum/polymer mud from 350 m to 2940 m, and with lignosulphonate/lignite mud from 2940 m to TD.
    The stratigraphy came in different from prognosis due to faulting. An 8 m thick Brent Group sequence (Ness Formation) came in at 3170 m, which was 180 m deeper than prognosed. The section consisted of sandstone/siltstone and was gas-bearing. The Cook Formation sandstones came in at 3236 m, 207 m deeper than prognosed, and were water-bearing. The well penetrated a large fault at 3316 m within the Amundsen Formation so that a large part of the Amundsen Formation was missing. Because of this, the Statfjord Group came in at 3353 m, which was only 44 m deep to prognosis. The Statfjord Group was oil-bearing down to 3394 m (3360 m MSL). This is the same as the oil/water contact in 34/10-2. Oil shows on cores continued down to 3447 m, and spotted shows were seen on cuttings down to 3465 m.
    Six cores were cut in the well, one in the interval 3176 - 3189 m, four in the interval 3359 - 3447.2 and one at 3707 - 3723.5 m. The core-log depth shifts for core number one to six, in increasing order, were -1.0 m, 0.0 m, -1.3 m, -0.9 m, -1.2 m, and -1.3 m. RFT sampling was attempted at 3543.5 m (tight formation) and at 3643 m (recovered mud filtrate only).
    The well was suspended on 13 July 1987 as an oil and gas appraisal well.
    Testing
    Drill stem testing was done in the re-entry by the semi-submersible Deepsea Bergen.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    280.00
    3753.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3176.0
    3189.5
    [m ]
    2
    3359.0
    3371.3
    [m ]
    3
    3373.0
    3400.0
    [m ]
    4
    3400.0
    3427.4
    [m ]
    5
    3427.4
    3447.0
    [m ]
    6
    3707.0
    3722.7
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    115.4
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3176-3180m
    Kjerne bilde med dybde: 3180-3184m
    Kjerne bilde med dybde: 3184-3188m
    Kjerne bilde med dybde: 3188-3189m
    Kjerne bilde med dybde: 3359-3363m
    3176-3180m
    3180-3184m
    3184-3188m
    3188-3189m
    3359-3363m
    Kjerne bilde med dybde: 3363-3367m
    Kjerne bilde med dybde: 3367-3371m
    Kjerne bilde med dybde: 3371-3376m
    Kjerne bilde med dybde: 3376-3380m
    Kjerne bilde med dybde: 3380-3384m
    3363-3367m
    3367-3371m
    3371-3376m
    3376-3380m
    3380-3384m
    Kjerne bilde med dybde: 3384-3388m
    Kjerne bilde med dybde: 3388-3392m
    Kjerne bilde med dybde: 3392-3396m
    Kjerne bilde med dybde: 3396-3400m
    Kjerne bilde med dybde: 3400-3404m
    3384-3388m
    3388-3392m
    3392-3396m
    3396-3400m
    3400-3404m
    Kjerne bilde med dybde: 3404-3408m
    Kjerne bilde med dybde: 3408-3412m
    Kjerne bilde med dybde: 3412-3416m
    Kjerne bilde med dybde: 3416-3420m
    Kjerne bilde med dybde: 3420-3424m
    3404-3408m
    3408-3412m
    3412-3416m
    3416-3420m
    3420-3424m
    Kjerne bilde med dybde: 3424-3427m
    Kjerne bilde med dybde: 3427-3431m
    Kjerne bilde med dybde: 3431-3435m
    Kjerne bilde med dybde: 3435-3439m
    Kjerne bilde med dybde: 3439-3443m
    3424-3427m
    3427-3431m
    3431-3435m
    3435-3439m
    3439-3443m
    Kjerne bilde med dybde: 3707-3710m
    Kjerne bilde med dybde: 3710-3714m
    Kjerne bilde med dybde: 3714-3718m
    Kjerne bilde med dybde: 3718-3722m
    Kjerne bilde med dybde: 3722-3723m
    3707-3710m
    3710-3714m
    3714-3718m
    3718-3722m
    3722-3723m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1840.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1860.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1870.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1880.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1890.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1900.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1920.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1930.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1960.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1970.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1980.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1989.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2022.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2037.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2052.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2067.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2082.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2097.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2112.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2127.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2142.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2157.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2172.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2202.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2217.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2232.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2247.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2277.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2292.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2307.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2322.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2337.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2352.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2367.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2382.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2397.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2412.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2424.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2442.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2460.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2472.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2482.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2517.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2532.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2547.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2562.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2577.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2592.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2607.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2622.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2634.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2652.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2679.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2694.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2709.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2724.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2739.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2757.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2772.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2787.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2802.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2812.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2832.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2850.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2865.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2880.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2895.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2910.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2925.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2940.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2942.4
    [m]
    C
    GEOCH
    2943.3
    [m]
    C
    GEOCH
    2944.0
    [m]
    C
    GEOCH
    2944.7
    [m]
    C
    GEOCH
    2945.3
    [m]
    C
    GEOCH
    2945.8
    [m]
    C
    GEOCH
    2958.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2973.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2988.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3003.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3018.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3033.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3048.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3063.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3078.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3093.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3099.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3105.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3108.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3111.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3120.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3120.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3132.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3135.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3141.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3150.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3162.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3168.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3171.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3176.0
    [m]
    C
    GEOCH
    3176.2
    [m]
    C
    OD
    3176.8
    [m]
    C
    OD
    3177.2
    [m]
    C
    OD
    3178.0
    [m]
    DC
    GEOCHEM
    3178.7
    [m]
    C
    OD
    3179.3
    [m]
    C
    GEOCHEM
    3180.1
    [m]
    C
    GEOCHE
    3180.3
    [m]
    C
    GEOCHE
    3180.5
    [m]
    C
    OD
    3181.8
    [m]
    C
    GEOCHEM
    3185.8
    [m]
    C
    GEOCHE
    3186.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    3186.8
    [m]
    C
    GEOCHE
    3189.4
    [m]
    C
    GEOCHE
    3201.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    3216.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    3231.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    3261.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    3276.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    3291.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    3297.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    3306.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    3321.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    3336.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    3351.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    3359.5
    [m]
    C
    GEOCHE
    3366.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    3366.1
    [m]
    C
    GEOCHE
    3378.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    3396.6
    [m]
    C
    GEOCHE
    3409.1
    [m]
    C
    GEOCHE
    3414.6
    [m]
    C
    GEOCHE
    3420.3
    [m]
    C
    GEOCHE
    3427.4
    [m]
    C
    GEOCHE
    3441.4
    [m]
    C
    GEOCHE
    3450.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    3465.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    3480.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    3495.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    3501.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    3517.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    3519.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    3531.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    3546.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    3561.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    3576.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    3591.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    3606.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    3666.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    3681.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    3696.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    3696.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    3707.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    3741.0
    [m]
    DC
    GEOCHE
    3753.0
    [m]
    DC
    GEOCHE

  • Litostratigrafi

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.63
    pdf
    0.22

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    2.56
    pdf
    36.86

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3468
    3482
    15.9
    2.0
    3379
    3385
    12.7
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    0.661
    2.0
    870
    118000
    0.858
    0.642
    136

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    860
    2920
    CBL VDL GR
    1300
    1781
    CBL VDL GR
    2786
    3684
    DITE SDT MSFL GR
    2923
    3754
    DLL GR
    2923
    3752
    FMS SHDT GR
    2923
    3737
    LDL CNL NGT EPT GR
    2923
    3756
    LSS LDL GR
    1782
    2936
    MWD
    281
    3176
    MWD
    3189
    3359
    RFT
    3042
    3374
    RFT
    3171
    3175
    RFT
    3543
    3655
    RFT
    3643
    3643
    RLL
    3172
    3286
    RLL
    3373
    3753
    VSP
    1700
    3675

  • 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
    278.0
    36
    278.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    316.0
    26
    350.0
    1.34
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1787.0
    17 1/2
    1800.0
    1.76
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2924.0
    12 1/4
    2940.0
    1.95
    LOT
    LINER
    7
    3739.0
    8 1/2
    3753.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    281
    1.15
    48.0
    7.0
    WATER BASED
    18.06.1987
    631
    1.18
    61.0
    8.0
    WAT ER BASED
    18.06.1987
    1873
    1.20
    20.0
    7.0
    WATER BASED
    07.05.1987
    1981
    1.30
    20.0
    7.0
    WATER BASED
    07.05.1987
    2133
    1.30
    65.0
    6.0
    WATER BASED
    18.06.1987
    2307
    1.35
    26.0
    8.0
    WATER BASED
    01.06.1987
    2392
    1.40
    22.0
    5.5
    WATER BASED
    01.06.1987
    2535
    1.40
    55.0
    9.0
    WATER BASED
    18.06.1987
    2594
    1.45
    22.0
    7.8
    WATER BASED
    01.06.1987
    2700
    1.45
    55.0
    7.0
    WATER BASED
    18.06.1987
    2968
    1.50
    50.0
    9.0
    WATER BASED
    18.06.1987
    3062
    1.55
    55.0
    5.0
    WATER BASED
    18.06.1987
    3644
    1.55
    27.0
    4.5
    WATER BASED
    29.06.1987

  • 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
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.22