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

33/9-18

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.
    33/9-18
    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
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    33/9-18
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    CTM 94-3D: INLINE 1127 & CROSSLINE 492
    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.
    799-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    35
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    16.11.1994
    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.
    20.12.1994
    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.
    20.12.1996
    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.
    01.07.2004
    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.
    DRY
    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
    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.
    145.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3253.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    124
    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 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.
    DRAUPNE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 15' 40.78'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 56' 7.73'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6792522.53
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    442897.08
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2454

  • Brønnhistorie
    General
    Well 33/9-18 was drilled to a structure situated east of the Statfjord Field and south-west of the Tordis Field. The main objective of the vertical well 33/9-18 was to explore the hydrocarbon potential of possible sandstones and to test the current geological model. The secondary objective was to explore the hydrocarbon potential of a lead in the Heather Formation.
    Operations and results
    Exploration well 33/9-18 was spudded on 16 November 1994 with the semi-submersible installation Deepsea Bergen and drilled to TD at 3253 m in the Late Jurassic Draupne Formation. The 36" and 26" hole sections were swept with high viscosity bentonite pills. The 17 1/2" and the 12 1/4" hole sections were drilled with KCl/PAC POLYMER and KCl mud system to prevent bit balling. No shallow gas was recorded.
    The well 33/9-18 had tight spots from 325 m to TD. Experienced differential sticking at 1230 m, 1650 m, 1680 m and tight hole from 1652 m to 3140 m. Bit balling occurred in 26" and 12 1/4" section. High viscosity bentonite pills were pumped to improve the flow pattern in an attempt to minimize balling problems.
    From 2450 m and down to base Cretaceous at 2849 m the pore pressure increases and reaches approximately 1.54 g/cc which is the maximum pore pressure in the well. The rest of the well has been interpreted as being drilled into the Viking Group, which here contain large slump/slide blocks of Statfjord Formation, Dunlin Group and Brent Group. Within those blocks, the pore pressure seem to be somewhat higher than original pressures in the Statfjord Field. FMT pressures gives pressures in the range of 1.47 g/cc at 3006 m and 1,5 g/cc at 3019 m. No fluid samples were collected in the well.
    Two cores were cut in Draupne Formation (core no. 1 was cut in the interval 2967-2978 m and core no. 2 was cut in interval 3045-3054 m) and 1 core in Heather Formation (in the interval 3233-3242 m). No hydrocarbon shows were observed. No fluid samples were collected.
    The well was permanently plugged as a dry well on 20 December 1994.
    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]
    770.00
    3253.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2967.0
    2975.7
    [m ]
    2
    3045.0
    3054.0
    [m ]
    3
    3233.0
    3239.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    23.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2967-2972m
    Kjerne bilde med dybde: 2972-2975m
    Kjerne bilde med dybde: 3045-3050m
    Kjerne bilde med dybde: 3040-3054m
    Kjerne bilde med dybde: 3233-3238m
    2967-2972m
    2972-2975m
    3045-3050m
    3040-3054m
    3233-3238m
    Kjerne bilde med dybde: 3238-3239m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3238-3239m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    770.0
    [m]
    DC
    UOS
    790.0
    [m]
    DC
    UOS
    800.0
    [m]
    DC
    UOS
    840.0
    [m]
    DC
    UOS
    860.0
    [m]
    DC
    UOS
    880.0
    [m]
    DC
    UOS
    900.0
    [m]
    DC
    UOS
    920.0
    [m]
    DC
    UOS
    940.0
    [m]
    DC
    UOS
    960.0
    [m]
    DC
    UOS
    980.0
    [m]
    DC
    UOS
    1000.0
    [m]
    DC
    UOS
    1020.0
    [m]
    DC
    UOS
    1040.0
    [m]
    DC
    UOS
    1060.0
    [m]
    DC
    UOS
    1080.0
    [m]
    DC
    UOS
    1100.0
    [m]
    DC
    UOS
    1120.0
    [m]
    DC
    UOS
    1140.0
    [m]
    DC
    UOS
    1160.0
    [m]
    DC
    UOS
    1180.0
    [m]
    DC
    UOS
    1220.0
    [m]
    DC
    UOS
    1250.0
    [m]
    DC
    UOS
    1260.0
    [m]
    DC
    UOS
    1280.0
    [m]
    DC
    UOS
    1300.0
    [m]
    DC
    UOS
    1320.0
    [m]
    DC
    UOS
    1340.0
    [m]
    DC
    UOS
    1360.0
    [m]
    DC
    UOS
    1380.0
    [m]
    DC
    UOS
    1400.0
    [m]
    DC
    UOS
    1420.0
    [m]
    DC
    UOS
    1440.0
    [m]
    DC
    UOS
    1460.0
    [m]
    DC
    UOS
    1480.0
    [m]
    DC
    UOS
    1500.0
    [m]
    DC
    UOS
    1520.0
    [m]
    DC
    UOS
    1540.0
    [m]
    DC
    UOS
    1560.0
    [m]
    DC
    UOS
    1580.0
    [m]
    DC
    UOS
    1600.0
    [m]
    DC
    UOS
    1620.0
    [m]
    DC
    UOS
    1640.0
    [m]
    DC
    UOS
    1660.0
    [m]
    DC
    UOS
    1680.0
    [m]
    DC
    UOS
    1700.0
    [m]
    DC
    UOS
    1720.0
    [m]
    DC
    UOS
    1730.0
    [m]
    DC
    UOS
    1738.0
    [m]
    DC
    UOS
    1747.0
    [m]
    DC
    UOS
    1762.0
    [m]
    DC
    UOS
    1771.0
    [m]
    DC
    UOS
    1780.0
    [m]
    DC
    UOS
    1795.0
    [m]
    DC
    UOS
    1807.0
    [m]
    DC
    UOS
    1813.0
    [m]
    DC
    UOS
    1822.0
    [m]
    DC
    UOS
    1837.0
    [m]
    DC
    UOS
    1846.0
    [m]
    DC
    UOS
    1855.0
    [m]
    DC
    UOS
    1867.0
    [m]
    DC
    UOS
    1879.0
    [m]
    DC
    UOS
    1888.0
    [m]
    DC
    UOS
    1900.0
    [m]
    DC
    UOS
    1906.0
    [m]
    DC
    UOS
    1918.0
    [m]
    DC
    UOS
    1927.0
    [m]
    DC
    UOS
    1933.0
    [m]
    DC
    UOS
    1939.0
    [m]
    DC
    UOS
    1950.0
    [m]
    DC
    UOS
    2140.0
    [m]
    DC
    STATO
    2160.0
    [m]
    DC
    STATO
    2180.0
    [m]
    DC
    STATO
    2200.0
    [m]
    DC
    STATO
    2220.0
    [m]
    DC
    STATO
    2240.0
    [m]
    DC
    STATO
    2260.0
    [m]
    DC
    STATO
    2280.0
    [m]
    DC
    STATO
    2300.0
    [m]
    DC
    STATO
    2320.0
    [m]
    DC
    STATO
    2340.0
    [m]
    DC
    STATO
    2360.0
    [m]
    DC
    STATO
    2380.0
    [m]
    DC
    STATO
    2400.0
    [m]
    DC
    STATO
    2420.0
    [m]
    DC
    UOS
    2440.0
    [m]
    DC
    UOS
    2460.0
    [m]
    DC
    STATO
    2480.0
    [m]
    DC
    STATO
    2500.0
    [m]
    DC
    STATO
    2520.0
    [m]
    DC
    STATO
    2540.0
    [m]
    DC
    STATO
    2560.0
    [m]
    DC
    STATO
    2580.0
    [m]
    DC
    STATO
    2600.0
    [m]
    DC
    STATO
    2620.0
    [m]
    DC
    STATO
    2640.0
    [m]
    DC
    STATO
    2660.0
    [m]
    DC
    STATO
    2680.0
    [m]
    DC
    STATO
    2700.0
    [m]
    DC
    STATO
    2720.0
    [m]
    DC
    STATO
    2740.0
    [m]
    DC
    STATO
    2760.0
    [m]
    DC
    STATO
    2780.0
    [m]
    DC
    STATO
    2781.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2800.0
    [m]
    DC
    STATO
    2812.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2821.0
    [m]
    DC
    RRI
    2832.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2839.0
    [m]
    DC
    STATO
    2848.0
    [m]
    DC
    STATO
    2849.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2851.0
    [m]
    DC
    STATO
    2852.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2854.0
    [m]
    DC
    STATO
    2860.0
    [m]
    DC
    STATO
    2860.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2863.0
    [m]
    DC
    STATO
    2869.0
    [m]
    DC
    STATO
    2872.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2875.0
    [m]
    DC
    STATO
    2878.0
    [m]
    DC
    STATO
    2881.0
    [m]
    DC
    STATO
    2883.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2887.0
    [m]
    DC
    STATO
    2893.0
    [m]
    DC
    STATO
    2900.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2902.0
    [m]
    DC
    STATO
    2914.0
    [m]
    DC
    STATO
    2920.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2923.0
    [m]
    DC
    STATO
    2925.0
    [m]
    DC
    STATO
    2926.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2929.0
    [m]
    DC
    STATO
    2933.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2938.0
    [m]
    DC
    STATO
    2940.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2945.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2947.0
    [m]
    DC
    STATO
    2953.0
    [m]
    DC
    STATO
    2956.0
    [m]
    DC
    STATO
    2959.0
    [m]
    DC
    STATO
    2960.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2964.0
    [m]
    DC
    STATO
    2965.0
    [m]
    DC
    STATO
    2967.0
    [m]
    C
    STATO
    2971.0
    [m]
    C
    STATO
    2976.0
    [m]
    C
    STATO
    2978.0
    [m]
    C
    STATO
    2980.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2983.0
    [m]
    DC
    STATO
    2983.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2988.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2992.0
    [m]
    DC
    STATO
    2993.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2995.0
    [m]
    DC
    STATO
    2998.0
    [m]
    DC
    STATO
    3001.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3004.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3007.0
    [m]
    DC
    STATO
    3012.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3015.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3016.0
    [m]
    DC
    STATO
    3025.0
    [m]
    DC
    STATO
    3027.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3030.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3033.0
    [m]
    DC
    STATO
    3034.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3037.0
    [m]
    DC
    STATO
    3044.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3048.0
    [m]
    C
    STATO
    3054.0
    [m]
    C
    STATO
    3061.0
    [m]
    DC
    STATO
    3067.0
    [m]
    DC
    STATO
    3073.0
    [m]
    DC
    STATO
    3075.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3076.0
    [m]
    DC
    STATO
    3079.0
    [m]
    DC
    STATO
    3081.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3082.0
    [m]
    DC
    STATO
    3091.0
    [m]
    DC
    STATO
    3093.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3100.0
    [m]
    DC
    STATO
    3104.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3106.0
    [m]
    DC
    STATO
    3107.0
    [m]
    DC
    STATO
    3109.0
    [m]
    DC
    STATO
    3118.0
    [m]
    DC
    STATO
    3121.0
    [m]
    DC
    STATO
    3124.0
    [m]
    DC
    STATO
    3126.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3127.0
    [m]
    DC
    STATO
    3133.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3136.0
    [m]
    DC
    STATO
    3145.0
    [m]
    DC
    STATO
    3149.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3154.0
    [m]
    DC
    STATO
    3157.0
    [m]
    DC
    STATO
    3160.0
    [m]
    DC
    STATO
    3163.0
    [m]
    DC
    STATO
    3168.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3172.0
    [m]
    DC
    STATO
    3175.0
    [m]
    DC
    STATO
    3177.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3181.0
    [m]
    DC
    STATO
    3190.0
    [m]
    DC
    STATO
    3199.0
    [m]
    DC
    STATO
    3205.0
    [m]
    DC
    STATO
    3208.0
    [m]
    DC
    STATO
    3217.0
    [m]
    DC
    STATO
    3220.0
    [m]
    DC
    STATO
    3225.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3226.0
    [m]
    DC
    STATO
    3230.0
    [m]
    DC
    STATO
    3233.0
    [m]
    DC
    STATO
    3233.0
    [m]
    C
    STATO
    3235.0
    [m]
    C
    STATO
    3247.0
    [m]
    DC
    STATO
    3250.0
    [m]
    DC
    STATO
    3253.0
    [m]
    DC
    STATO

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.47

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.96

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    16.10

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    DLL ZDL CNL GR
    1949
    3242
    FMT GR
    2947
    3235
    HEXDIP GR
    2776
    3251
    MAC SL GR
    1650
    3247
    MWD - DPR
    234
    3253
    SWC GR
    2690
    3225
    VSP
    470
    3250

  • 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
    229.0
    36
    230.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    753.0
    26
    755.0
    1.49
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1951.0
    17 1/2
    1953.0
    1.96
    LOT
    OPEN HOLE
    3253.0
    8 1/2
    3253.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    234
    1.04
    WATER BASED
    21.11.1994
    423
    1.04
    WATER BASED
    21.11.1994
    517
    1.04
    WATER BASED
    21.11.1994
    717
    1.04
    WATER BASED
    21.11.1994
    764
    1.04
    WATER BASED
    23.11.1994
    764
    1.04
    WATER BASED
    24.11.1994
    875
    1.22
    15.0
    8.5
    WATER BASED
    28.11.1994
    1636
    1.40
    34.0
    17.5
    WATER BASED
    28.11.1994
    1815
    1.43
    34.0
    17.5
    WATER BASED
    28.11.1994
    1815
    1.43
    34.0
    17.5
    WATER BASED
    01.12.1994
    1900
    1.55
    32.0
    11.5
    WATER BASED
    21.12.1994
    1966
    1.43
    34.0
    17.5
    WATER BASED
    01.12.1994
    1966
    1.48
    34.0
    17.5
    WATER BASED
    01.12.1994
    1966
    1.48
    34.0
    17.5
    WATER BASED
    02.12.1994
    1969
    1.48
    31.0
    11.5
    WATER BASED
    05.12.1994
    2105
    1.48
    37.0
    15.5
    WATER BASED
    05.12.1994
    2289
    1.48
    41.0
    15.5
    WATER BASED
    07.12.1994
    2745
    1.55
    36.0
    15.0
    WATER BASED
    07.12.1994
    2950
    1.55
    36.0
    16.0
    WATER BASED
    08.12.1994
    2967
    1.55
    39.0
    15.5
    WATER BASED
    09.12.1994
    2978
    1.55
    39.0
    15.5
    WATER BASED
    12.12.1994
    2978
    1.55
    36.0
    15.5
    WATER BASED
    12.12.1994
    2978
    1.55
    36.0
    16.5
    WATER BASED
    12.12.1994
    2978
    1.55
    33.0
    14.5
    WATER BASED
    19.12.1994
    2978
    1.55
    35.0
    14.0
    WATER BASED
    13.12.1994
    2978
    1.55
    33.0
    16.0
    WATER BASED
    15.12.1994
    2978
    1.55
    33.0
    17.0
    WATER BASED
    16.12.1994
    2978
    1.55
    35.0
    16.5
    WATER BASED
    19.12.1994
    2978
    1.55
    33.0
    14.5
    WATER BASED
    19.12.1994
    3007
    1.55
    33.0
    13.0
    WATER BASED
    21.12.1994
    3007
    1.55
    30.0
    15.0
    WATER BASED
    19.12.1994
    3014
    1.55
    36.0
    15.5
    WATER BASED
    12.12.1994
    3020
    1.55
    30.0
    15.0
    WATER BASED
    19.12.1994
    3020
    1.55
    33.0
    13.0
    WATER BASED
    21.12.1994
    3054
    1.55
    36.0
    16.5
    WATER BASED
    12.12.1994
    3075
    1.55
    35.0
    14.0
    WATER BASED
    13.12.1994
    3174
    1.55
    33.0
    16.0
    WATER BASED
    15.12.1994
    3233
    1.55
    33.0
    17.0
    WATER BASED
    16.12.1994
    3242
    1.55
    35.0
    16.5
    WATER BASED
    19.12.1994
    3253
    1.55
    30.0
    15.0
    WATER BASED
    19.12.1994
    3253
    1.55
    33.0
    14.5
    WATER BASED
    19.12.1994
    3253
    1.55
    33.0
    14.5
    WATER BASED
    19.12.1994
    3253
    1.55
    33.0
    13.0
    WATER BASED
    21.12.1994

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    2967.40
    [m ]
    2972.03
    [m ]
    2972.80
    [m ]
    2973.48
    [m ]
    3045.65
    [m ]
    3047.70
    [m ]
    3049.50
    [m ]
    3052.45
    [m ]
    3053.21
    [m ]
    3234.57
    [m ]
    3238.02
    [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
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.22