Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
10.05.2024 - 01:33
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

35/11-5

Eksport: PDF ikon PDF

  • Generell informasjon
    Generell informasjon
    Attributt Verdi
    Brønnbane navn
    Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    35/11-5
    Type
    Brønnbanetype. Lovlige verdier: EXPLORATION, DEVELOPMENT, OTHER (se 'Formål' for mer informasjon)
    EXPLORATION
    Formål
    Endelig klassifisering av brønnbanen.

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

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

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

    BLOWOUT: Det har vært blowout i brønnen.
    CLOSED: Utvinningsbrønnbane som er stengt for produksjon/injeksjon i kortere eller lengre periode. Statusen er også brukt på ferdig borete brønnbaner, der månedlig produksjon/injeksjon ikke har blitt rapportert enda.
    DRILLING: Brønnen er i borefasen. Kan være i aktiv boring, logging, testing eller plugging.
    JUNKED: Boringen ble avsluttet pga tekniske problemer,
    P&A: For letebrønnbane: brønnbanen er plugget og forlatt, og kan ikke re-entres for videre bruk. For utvinningsbrønnbane: produksjon/injeksjon er avsluttet og brønnen er plugget. Brønnhodet er fjernet eller på annet vis gjort utilgjengelig for nye brønnoperasjoner.
    PLUGGED: Brønnbane som er plugget, men øvre deler av brønnbanen kan brukes til å bore nye sidesteg mot nye boremål.
    PRODUCING: Det ble produsert fra brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    INJECTING: Det ble injisert i brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    SUSPENDED: Brønnbane der boringen er midlertidig stoppet. Rettighetshaverne planlegger å fortsette boringen på et senere tidspunkt.
    WILL NEVER BE DRILLED: Brønnbane som er registrert med navn og WellID av Sokkeldirektoratet, men som av ulike årsaker ikke vil bli boret.
    P&A
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORTH SEA
    Funn
    Navn på funnet som brønnbanen er relatert til.
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    35/11-5
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    MN 88-814 & SP. 822
    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.
    Mobil Exploration Norway INC
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    687-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    130
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    27.06.1991
    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.
    03.11.1991
    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.
    03.11.1993
    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.
    16.05.2005
    Opprinnelig formål
    Formålet med brønnbanen definert før borestart.Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS. Eksempler på lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner: OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION.
    WILDCAT
    Gjenåpnet
    Status om brønnbanen er gjenåpnet (YES) eller ikke (NO). Når en teller antall brønnbaner på norsk sokkel, teller en bare de som ikke er gjenåpnet (NO).
    NO
    Innhold
    For letebrønnbaner, funn status.

    Lovlige verdier: DRY, SHOWS (spor av hydrokarboner), GAS, GAS/CONDENSATE, OIL eller OIL/GAS.
    SHOWS (GAS SHOWS, OIL SHOWS eller OIL/GAS SHOWS) er oppdaget som fluorescerende kutt (organisk ekstrakt), lukt av petroleum, eller synlig belegg på borekaks eller borekjerner, eller som økte gassavlesninger i slamloggerens detekteringsutstyr.
    Lovlige verdier for WILDCAT-CCS og APPRAISAL-CCS: WATER

    For utvinningsbrønnbaner, type produsert eller injisert fluid.
    Lovlige verdier: WATER, CUTTINGS, NOT AVAILABLE, OIL, GAS/CONDENSATE, OIL/GAS, CO2, GAS, WATER/GAS, NOT APPLICABLE.
    OIL/GAS
    Funnbrønnbane
    Indikator som forteller om brønnbanen påviste et nytt funn. Lovlige verdier: YES, NO. For brønnbaner der resultatet ikke er pressemeldt eller på annet vis avklart, blir «NO» benyttet.
    YES
    1. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    LATE JURASSIC
    1. nivå med hydrokarboner, formasjon.
    Navn på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor hydrokarboner er blitt påvist. Vises bare på brønner som er frigitt. Eksempler på lovlige verdier: BASEMENT, COOK FM, EKOFISK FM, HEIMDAL FM, SANDNES FM, SOGNEFJORD FM, TARBERT FM, BRENT GP. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    SOGNEFJORD 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).
    27.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    355.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3769.0
    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).
    3768.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.2
    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.
    STATFJORD GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 4' 45.58'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 23' 53.49'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6771849.34
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    521483.79
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1780

  • Brønnhistorie
    General
    Well 35/11-5 was drilled on the "D" West prospect on the northwestern part of the Horda Platform, and ca 18 km north of the Troll Field. The primary objective for 35/11-5 was the Middle Jurassic Brent Group. Reservoirs were expected in the Tarbert, Ness, Etive, and Oseberg Formations. Secondary there was a possibility for reservoir development in the Late Jurassic Sognefjord Formation. Similar sands are the main reservoir in the Troll area, and were expected to be well developed in the eastern part of the block. No shallow gas warnings were given. Boulders might be encountered in the interval 395 - 532 m. The well was planned to be drilled to a total depth of 3678 m.
    Operations and results
    Wildcat well 35/11-5 was spudded with the semi-submersible installation Sovereign Explorer on 27 June 1991 and drilled to TD at 3769 m in the Early Jurassic Statfjord Formation. The well reached a depth of 1118 m before technical problems caused the well to be plugged back and sidetracked. Further problems in the sidetrack caused the well to be abandoned and re-spudded on 18 July 1991, 50 m northwest of the original location. The first well bore was drilled with seawater and hi-vis pills. The second and final well bore was drilled with seawater and hi-vis pills to 1010 m, and with KCl/polymer mud from 1010 m to TD
    Water bearing sandstones were drilled in Palaeocene. The Draupne Formation was penetrated at 2657.5 m. The Sognefjord Formation came in at 2875 m and consisted predominantly of claystones with some sandstone interbeds. Shows were observed in cuttings, and RFT samples recovered contained oil and gas. However, reservoir quality of the sandstones was generally poor and there was less than 5 m of net pay. In the Middle Jurassic Brent Group, shows were observed in cores from 3208 m down to 3305 m. Light oil/condensate and gas was recovered from an RFT sample taken at 3214 m. Reservoir quality was however poor with only 5.4 m of net pay in the Tarbert Formation. Establishing the gas/-condensate-water contact was also difficult because of the poor porosity and permeability throughout the Brent Group. However, there were indications that hydrocarbons could be present below the base of the Tarbert Formation at 3216 m.
    Organic geochemistry show that the 217 m thick Draupne Formation contain mainly type II kerogen and has a rich potential for oil and gas. The deeper Heather Formation, with similar thickness, also has a rich potential for oil and gas but has a more variable source potential with kerogen type II to III. Various maturity indicators as well as weak shows recorded during drilling show that the Draupne shales are effectively immature for petroleum expulsion in the well position. Heather probably has reached sufficient thermal maturity to have generated and expelled some of its potential. Consistent with the shows record while drilling no migrant hydrocarbons were found by these analyses above base Cretaceous.
    A total of seven cores were cut in the interval 3215 m to 3356 m within the Brent Group, recovering a total of 124.6 m core. A total of 240 sidewall cores were attempted in 4 runs, and 150 were recovered. One RFT sample was taken at 2888.5 m in the Sognefjord Formation (gas, 5.7 litre 34.1° API oil, and mud filtrate) and two in the Tarbert Formation at 3213.5 m (gas, mud filtrate, and good trace of light oil), and at 3214 m (gas, mud filtrate and 1.3 litre 42.3° API oil)
    The well was permanently abandoned on 3 November 1991 as a minor oil and gas/condensate discovery.
    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]
    1020.00
    3769.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3215.0
    3236.8
    [m ]
    2
    3239.0
    3251.5
    [m ]
    3
    3252.8
    3267.8
    [m ]
    4
    3269.0
    3286.6
    [m ]
    5
    3287.0
    3299.6
    [m ]
    6
    3304.0
    3321.2
    [m ]
    7
    3328.0
    3355.9
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    124.6
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3215-3219m
    Kjerne bilde med dybde: 3219-3223m
    Kjerne bilde med dybde: 3223-3227m
    Kjerne bilde med dybde: 3227-3231m
    Kjerne bilde med dybde: 3231-3235m
    3215-3219m
    3219-3223m
    3223-3227m
    3227-3231m
    3231-3235m
    Kjerne bilde med dybde: 3235-3236m
    Kjerne bilde med dybde: 3239-3243m
    Kjerne bilde med dybde: 3243-3247m
    Kjerne bilde med dybde: 3247-3251m
    Kjerne bilde med dybde: 3251-3252m
    3235-3236m
    3239-3243m
    3243-3247m
    3247-3251m
    3251-3252m
    Kjerne bilde med dybde: 3252-3256m
    Kjerne bilde med dybde: 3256-3260m
    Kjerne bilde med dybde: 3260-3264m
    Kjerne bilde med dybde: 3264-3267m
    Kjerne bilde med dybde: 3269-3273m
    3252-3256m
    3256-3260m
    3260-3264m
    3264-3267m
    3269-3273m
    Kjerne bilde med dybde: 3273-3277m
    Kjerne bilde med dybde: 3277-3281m
    Kjerne bilde med dybde: 3281-3285m
    Kjerne bilde med dybde: 3285-3286m
    Kjerne bilde med dybde: 3287-3291m
    3273-3277m
    3277-3281m
    3281-3285m
    3285-3286m
    3287-3291m
    Kjerne bilde med dybde: 3291-3295m
    Kjerne bilde med dybde: 3295-3299m
    Kjerne bilde med dybde: 3299-3299m
    Kjerne bilde med dybde: 3304-3308m
    Kjerne bilde med dybde: 3308-3312m
    3291-3295m
    3295-3299m
    3299-3299m
    3304-3308m
    3308-3312m
    Kjerne bilde med dybde: 3312-3316m
    Kjerne bilde med dybde: 3316-3320m
    Kjerne bilde med dybde: 3320-3321m
    Kjerne bilde med dybde: 3328-3332m
    Kjerne bilde med dybde: 3332-3336m
    3312-3316m
    3316-3320m
    3320-3321m
    3328-3332m
    3332-3336m
    Kjerne bilde med dybde: 3336-3340m
    Kjerne bilde med dybde: 3340-3344m
    Kjerne bilde med dybde: 3344-3348m
    Kjerne bilde med dybde: 3348-3352m
    Kjerne bilde med dybde: 3352-3355m
    3336-3340m
    3340-3344m
    3344-3348m
    3348-3352m
    3352-3355m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1020.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1030.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1040.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1062.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1089.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1110.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1130.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1150.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1180.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1200.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1223.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1240.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1260.0
    [m]
    DC
    1261.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1280.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1295.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1310.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1332.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1350.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1370.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1380.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1390.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1411.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1430.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1440.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1449.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1460.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1460.0
    [m]
    DC
    1485.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1500.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1520.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1540.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1560.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1580.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1600.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1626.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1640.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1650.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1660.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1670.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1680.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1696.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1700.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1709.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1710.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1730.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1749.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1755.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1770.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1790.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1797.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    1810.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1870.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1910.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1930.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1940.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1950.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1980.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    1990.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2000.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2020.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2040.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2384.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2421.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2449.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2460.0
    [m]
    DC
    2480.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2515.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2546.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2582.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2625.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2665.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2671.0
    [m]
    DC
    2686.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2706.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2715.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2723.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2731.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2740.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2748.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2759.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2770.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2774.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2790.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2797.0
    [m]
    DC
    2797.0
    [m]
    DC
    2800.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2809.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2818.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2830.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2842.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2850.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2859.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2859.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2869.0
    [m]
    DC
    2870.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2875.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2886.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2889.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2893.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2900.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2905.0
    [m]
    DC
    2906.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2917.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2930.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2941.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2951.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2959.0
    [m]
    DC
    2962.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    2969.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2988.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    2995.0
    [m]
    DC
    3001.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    3013.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    3031.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    3043.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    3049.0
    [m]
    DC
    3052.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    3060.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    3070.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    3091.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    3097.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    3103.0
    [m]
    DC
    3109.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    3114.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    3139.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    3151.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    3161.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    3178.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    3194.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    3202.0
    [m]
    DC
    3221.0
    [m]
    DC
    3247.0
    [m]
    DC
    3343.0
    [m]
    DC
    3396.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    3418.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    3418.0
    [m]
    DC
    3430.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    3481.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    3483.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    3499.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    3520.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    3558.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    3567.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    3588.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    3601.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    3609.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    3629.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    3649.0
    [m]
    SWC
    MOBIL
    3649.0
    [m]
    DC
    3670.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    3748.0
    [m]
    DC
    MOBIL
    3769.0
    [m]
    DC
    MOBIL

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.57

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    6.60

  • 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
    0.65
    pdf
    0.20

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    111.74

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CST GR
    1020
    2661
    CST GR
    2690
    3734
    CST GR
    2715
    3676
    CST GR
    2875
    2948
    DIL SDT AMS GR
    2679
    3768
    DIL SDT LDT GR AMS
    998
    2683
    DLL MSFL AMS GR
    2679
    3770
    FMS GR
    2679
    3747
    LDT CNL AMS GR
    2679
    3770
    MOBIL LSAL SWAL
    893
    2670
    MOBIL LSAL SWAL
    3174
    3759
    MWD - GR RES DIR
    383
    3769
    RFT HP GR P
    2888
    2946
    RFT HP GR P
    2889
    3295
    RFT HP GR P
    3254
    3255
    RFT HP GR P S
    3239
    3373
    RFT HP GR S
    3213
    0
    RFT HP GR S
    3214
    0
    SHDT GR
    998
    2685
    VSP
    550
    3740

  • 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
    433.0
    36
    435.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    1001.0
    26
    1003.0
    1.51
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2679.0
    17 1/2
    2682.0
    1.81
    LOT
    OPEN HOLE
    3769.0
    12 1/4
    3769.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    386
    1.48
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    31.10.1991
    386
    1.48
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    01.11.1991
    386
    1.48
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    07.11.1991
    386
    1.00
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    07.11.1991
    386
    1.00
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    12.11.1991
    386
    1.00
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    12.11.1991
    386
    1.00
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    12.11.1991
    386
    1.00
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    13.11.1991
    386
    1.00
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    13.11.1991
    386
    1.00
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    15.11.1991
    386
    1.00
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    15.11.1991
    386
    1.00
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    18.11.1991
    386
    1.00
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    08.11.1991
    386
    1.00
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    12.11.1991
    400
    1.48
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    28.10.1991
    400
    1.48
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    28.10.1991
    430
    1.05
    WATER BASED
    28.06.1991
    445
    1.05
    WATER BASED
    01.07.1991
    445
    1.05
    WATER BASED
    01.07.1991
    446
    1.05
    WATER BASED
    22.07.1991
    446
    1.05
    WATER BASED
    22.07.1991
    547
    1.05
    WATER BASED
    22.07.1991
    599
    1.05
    WATER BASED
    01.07.1991
    706
    1.05
    WATER BASED
    11.07.1991
    715
    1.05
    WATER BASED
    03.07.1991
    795
    1.05
    WATER BASED
    09.07.1991
    795
    1.05
    WATER BASED
    10.07.1991
    845
    1.05
    WATER BASED
    23.07.1991
    863
    1.05
    WATER BASED
    24.07.1991
    1010
    1.38
    28.0
    19.0
    WATER BASED
    25.07.1991
    1010
    1.38
    11.0
    42.0
    WATER BASED
    29.07.1991
    1010
    1.38
    10.0
    42.0
    WATER BASED
    29.07.1991
    1010
    1.38
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    29.07.1991
    1010
    1.38
    17.0
    36.0
    WATER BASED
    30.07.1991
    1010
    1.38
    8.0
    21.0
    WATER BASED
    01.08.1991
    1010
    1.20
    19.0
    21.0
    WATER BASED
    05.08.1991
    1010
    1.05
    WATER BASED
    25.07.1991
    1010
    1.38
    8.0
    21.0
    WATER BASED
    31.07.1991
    1010
    1.20
    19.0
    21.0
    WATER BASED
    05.08.1991
    1015
    1.20
    21.0
    25.0
    WATER BASED
    05.08.1991
    1018
    1.05
    WATER BASED
    15.07.1991
    1110
    1.05
    WATER BASED
    04.07.1991
    1110
    1.05
    WATER BASED
    04.07.1991
    1110
    1.05
    WATER BASED
    05.07.1991
    1110
    1.05
    WATER BASED
    08.07.1991
    1110
    1.05
    WATER BASED
    08.07.1991
    1118
    1.05
    WATER BASED
    16.07.1991
    1118
    1.05
    WATER BASED
    15.07.1991
    1118
    1.05
    WATER BASED
    15.07.1991
    1118
    1.05
    WATER BASED
    16.07.1991
    1118
    1.05
    WATER BASED
    18.07.1991
    1118
    1.05
    WATER BASED
    18.07.1991
    1118
    1.05
    WATER BASED
    19.07.1991
    1143
    1.21
    12.0
    19.0
    WATER BASED
    06.08.1991
    1306
    1.20
    17.0
    26.0
    WATER BASED
    07.08.1991
    1481
    1.20
    20.0
    34.0
    WATER BASED
    08.08.1991
    1732
    1.23
    20.0
    30.0
    WATER BASED
    09.08.1991
    1792
    1.23
    20.0
    34.0
    WATER BASED
    12.08.1991
    1887
    1.26
    18.0
    28.0
    WATER BASED
    12.08.1991
    1887
    1.26
    17.0
    29.0
    WATER BASED
    12.08.1991
    1961
    1.26
    15.0
    25.0
    WATER BASED
    12.08.1991
    2043
    1.28
    20.0
    35.0
    WATER BASED
    13.08.1991
    2116
    1.27
    19.0
    40.0
    WATER BASED
    13.08.1991
    2132
    1.26
    20.0
    36.0
    WATER BASED
    15.08.1991
    2242
    1.26
    20.0
    36.0
    WATER BASED
    15.08.1991
    2387
    1.26
    20.0
    36.0
    WATER BASED
    16.08.1991
    2417
    1.26
    20.0
    36.0
    WATER BASED
    20.08.1991
    2461
    1.30
    22.0
    28.0
    WATER BASED
    20.08.1991
    2486
    1.32
    21.0
    29.0
    WATER BASED
    20.08.1991
    2502
    1.39
    21.0
    32.0
    WATER BASED
    20.08.1991
    2537
    1.32
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    22.08.1991
    2616
    1.31
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    22.08.1991
    2686
    1.28
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    23.08.1991
    2686
    1.31
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    26.08.1991
    2686
    1.31
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    26.08.1991
    2686
    1.31
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    27.08.1991
    2686
    1.31
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    30.08.1991
    2686
    1.31
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    02.09.1991
    2686
    1.31
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    02.09.1991
    2686
    1.31
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    02.09.1991
    2686
    1.31
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    26.08.1991
    2686
    1.31
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    28.08.1991
    2715
    1.32
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    03.09.1991
    2832
    1.44
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    04.09.1991
    2869
    1.44
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    05.09.1991
    2874
    1.44
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    06.09.1991
    2935
    1.44
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    09.09.1991
    2961
    1.44
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    09.09.1991
    3000
    1.44
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    09.09.1991
    3031
    1.44
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    10.09.1991
    3035
    1.44
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    11.09.1991
    3050
    1.44
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    12.09.1991
    3136
    1.44
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    16.09.1991
    3209
    1.44
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    16.09.1991
    3215
    1.44
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    16.09.1991
    3215
    1.51
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    16.09.1991
    3228
    1.51
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    17.09.1991
    3242
    1.51
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    18.09.1991
    3244
    1.51
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    19.09.1991
    3253
    1.51
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    20.09.1991
    3254
    1.51
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    23.09.1991
    3269
    1.51
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    23.09.1991
    3269
    1.51
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    23.09.1991
    3286
    1.51
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    25.09.1991
    3287
    1.51
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    25.09.1991
    3293
    1.51
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    27.09.1991
    3304
    1.51
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    27.09.1991
    3305
    1.51
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    30.09.1991
    3328
    1.51
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    30.09.1991
    3339
    1.51
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    30.09.1991
    3356
    1.51
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    01.10.1991
    3366
    1.51
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    02.10.1991
    3454
    1.51
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    07.10.1991
    3566
    1.51
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    07.10.1991
    3622
    1.51
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    08.10.1991
    3691
    1.51
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    10.10.1991
    3769
    1.51
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    11.10.1991
    3769
    1.51
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    15.10.1991
    3769
    1.51
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    11.10.1991
    3769
    1.51
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    15.10.1991
    3769
    1.51
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    15.10.1991
    3769
    1.51
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    15.10.1991
    3769
    1.51
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    17.10.1991
    3769
    1.51
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    17.10.1991
    3769
    1.51
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    18.10.1991
    3769
    1.51
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    21.10.1991
    3769
    1.51
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    21.10.1991
    3769
    1.51
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    21.10.1991
    3769
    1.48
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    23.10.1991
    3769
    1.48
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    25.10.1991
    3769
    1.48
    20.0
    32.0
    WATER BASED
    28.10.1991

  • 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
    0.23