Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
29.04.2024 - 01:33
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6507/5-1

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.
    6507/5-1
    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.
    NORWEGIAN 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.
    6507/5-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    INLINE 274 SP 1170 - 1180
    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.
    Amoco Norway Oil Company
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    919-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    131
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    24.12.1997
    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.
    03.05.1998
    Plugget dato
    Dato brønnbanen ble ferdig plugget, som innmeldt til Sokkeldirektoratet av operatør til DDRS (Daily Drilling Reporting System).
    03.05.1998
    Plugget og forlatt dato
    Dato P&A-operasjonen av brønnbanen var ferdig, som innmeldt av operatør til DDRS (Daily Drilling Reporting System). Forekommer bare en gang pr. brønnhode/overflateposisjon.
    13.10.2019
    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.
    03.05.2000
    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.
    15.11.2001
    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/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.
    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 CRETACEOUS
    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.
    LANGE 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.
    FANGST GP
    3. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 3. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.
    EARLY JURASSIC
    3. nivå med hydrokarboner, formasjon
    Navn på litostratigrafisk enhet, 3. 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.
    BÅT GP
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    23.3
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    323.2
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4224.0
    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).
    4222.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    147
    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.
    ÅRE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    65° 44' 36.11'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 39' 4.6'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7292152.72
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    438172.23
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    3683

  • Brønnhistorie
    General
    The purpose of the 6507/5-1 well was to test the Jurassic sandstones of the Donnatello prospect and potential Cretaceous sandstones. The prospect is located between the Norne and Heidrun fields, in the area of the Dønna Terrace in Nordland II, and about 200km off the coast of Helgeland in North Norway. The well was drilled to allow for future re-entry and re-completion as a producer.
    Operations and results
    Well 6507/5-1 was drilled with the semisubmersible rig Maersk Jutlander. Water based mud was used down to 1065, oil based mud from there to TD. The well was spudded on December 24th 1997, and TD was reached March 7th 1998. The well reached a TD of 4224 m MD in the Early Jurassic Åre formation. Gas condensate and oil were discovered in Jurassic sandstones of the Fangst and Båt groups, as well as additional oil discovered in sandstones of the Cretaceous Lange Formation. Six cores were cut in the Garn, Not, Ile, and Ror Formations from 3392.5 to 3542.7 m RKB. Another three cores were cut in the Ror, Tofte, Tilje, and Åre Formations from 3562 to 3698.6 m. Thirteen MDT samples containing variable proportions of gas, oil, and mud filtrate were taken in the Lange, Garn, Ile, and Tilje Formations while four MDT samples containing water were taken in the Åre Formation. Following the discovery, Donnatello was renamed Skarv and the well was suspended as an oil and gas discovery.
    Testing
    Before testing the well was cleaned and displaced to a Calcium Chloride brine. Three separate cased hole drill stem tests were run. Two tests were conducted in the Jurassic and one in the Cretaceous Lange formation. DST1 in the Jurassic Tilje formation produced 628 m3 oil with 109,804 m3 of gas per day through a 15.87mm choke. DST2a in the Jurassic Garn formation produced 178m3 of oil with 741,460 m3 of gas per day through a 15.87mm choke. DST2b from the Jurassic Garn and Ile formations combined produced 148m3 of oil and 580,560m3 of gas per day through a 12.70mm choke. DST3 in the Cretaceous Lange formation produced 925m3 of oil and 222,155m3 of gas per day through a 14.28mm choke.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1080.00
    4223.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3392.5
    3392.7
    [m ]
    2
    3395.0
    3422.1
    [m ]
    3
    3422.1
    3449.8
    [m ]
    4
    3449.8
    3470.9
    [m ]
    5
    3470.9
    3498.4
    [m ]
    6
    3498.4
    3542.7
    [m ]
    7
    3562.0
    3613.5
    [m ]
    8
    3616.0
    3645.6
    [m ]
    9
    3645.0
    3698.6
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    282.6
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3392-3393m
    Kjerne bilde med dybde: 3395-3400m
    Kjerne bilde med dybde: 3400-3405m
    Kjerne bilde med dybde: 3405-3410m
    Kjerne bilde med dybde: 3410-3415m
    3392-3393m
    3395-3400m
    3400-3405m
    3405-3410m
    3410-3415m
    Kjerne bilde med dybde: 3415-3420m
    Kjerne bilde med dybde: 3420-3422m
    Kjerne bilde med dybde: 3422-3427m
    Kjerne bilde med dybde: 3427-3432m
    Kjerne bilde med dybde: 3432-3437m
    3415-3420m
    3420-3422m
    3422-3427m
    3427-3432m
    3432-3437m
    Kjerne bilde med dybde: 3437-3442m
    Kjerne bilde med dybde: 3442-3447m
    Kjerne bilde med dybde: 3447-3449m
    Kjerne bilde med dybde: 3449-3454m
    Kjerne bilde med dybde: 3454-3459m
    3437-3442m
    3442-3447m
    3447-3449m
    3449-3454m
    3454-3459m
    Kjerne bilde med dybde: 3459-3464m
    Kjerne bilde med dybde: 3464-3469m
    Kjerne bilde med dybde: 3469-3470m
    Kjerne bilde med dybde: 3470-3475m
    Kjerne bilde med dybde: 3475-3480m
    3459-3464m
    3464-3469m
    3469-3470m
    3470-3475m
    3475-3480m
    Kjerne bilde med dybde: 3480-3485m
    Kjerne bilde med dybde: 3485-3490m
    Kjerne bilde med dybde: 3490-3495m
    Kjerne bilde med dybde: 3495-3498m
    Kjerne bilde med dybde: 3498-3503m
    3480-3485m
    3485-3490m
    3490-3495m
    3495-3498m
    3498-3503m
    Kjerne bilde med dybde: 3503-3508m
    Kjerne bilde med dybde: 3508-3513m
    Kjerne bilde med dybde: 3513-3518m
    Kjerne bilde med dybde: 3518-3523m
    Kjerne bilde med dybde: 3523-3528m
    3503-3508m
    3508-3513m
    3513-3518m
    3518-3523m
    3523-3528m
    Kjerne bilde med dybde: 3528-3533m
    Kjerne bilde med dybde: 3533-3538m
    Kjerne bilde med dybde: 3538-3542m
    Kjerne bilde med dybde: 3562-3567m
    Kjerne bilde med dybde: 3567-3572m
    3528-3533m
    3533-3538m
    3538-3542m
    3562-3567m
    3567-3572m
    Kjerne bilde med dybde: 3572-3577m
    Kjerne bilde med dybde: 3577-3582m
    Kjerne bilde med dybde: 3582-3587m
    Kjerne bilde med dybde: 3587-3592m
    Kjerne bilde med dybde: 3592-3597m
    3572-3577m
    3577-3582m
    3582-3587m
    3587-3592m
    3592-3597m
    Kjerne bilde med dybde: 3597-3602m
    Kjerne bilde med dybde: 3602-3607m
    Kjerne bilde med dybde: 3607-3612m
    Kjerne bilde med dybde: 3612-3613m
    Kjerne bilde med dybde: 3616-3621m
    3597-3602m
    3602-3607m
    3607-3612m
    3612-3613m
    3616-3621m
    Kjerne bilde med dybde: 3621-3626m
    Kjerne bilde med dybde: 3626-3631m
    Kjerne bilde med dybde: 3631-3636m
    Kjerne bilde med dybde: 3636-3641m
    Kjerne bilde med dybde: 3641-3645m
    3621-3626m
    3626-3631m
    3631-3636m
    3636-3641m
    3641-3645m
    Kjerne bilde med dybde: 3645-3650m
    Kjerne bilde med dybde: 3650-3655m
    Kjerne bilde med dybde: 3655-3660m
    Kjerne bilde med dybde: 3660-3665m
    Kjerne bilde med dybde: 3665-3670m
    3645-3650m
    3650-3655m
    3655-3660m
    3660-3665m
    3665-3670m
    Kjerne bilde med dybde: 3670-3675m
    Kjerne bilde med dybde: 3675-3680m
    Kjerne bilde med dybde: 3680-3685m
    Kjerne bilde med dybde: 3685-3690m
    Kjerne bilde med dybde: 3690-3695m
    3670-3675m
    3675-3680m
    3680-3685m
    3685-3690m
    3690-3695m
    Kjerne bilde med dybde: 3695-3698m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3695-3698m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1440.0
    [m]
    DC
    RRI
    1500.0
    [m]
    DC
    RRI
    1560.0
    [m]
    DC
    RRI
    1560.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1590.0
    [m]
    DC
    RRI
    1620.0
    [m]
    DC
    RRI
    1650.0
    [m]
    DC
    RRI
    1680.0
    [m]
    DC
    RRI
    1710.0
    [m]
    DC
    RRI
    1740.0
    [m]
    DC
    RRI
    1770.0
    [m]
    DC
    RRI
    1800.0
    [m]
    DC
    RRI
    1820.0
    [m]
    DC
    RRI
    1830.0
    [m]
    DC
    RRI
    1860.0
    [m]
    DC
    RRI
    1880.0
    [m]
    DC
    RRI
    1900.0
    [m]
    DC
    RRI
    1920.0
    [m]
    DC
    RRI
    1939.0
    [m]
    DC
    RRI
    1966.0
    [m]
    DC
    RRI
    1987.0
    [m]
    DC
    RRI
    2002.0
    [m]
    DC
    RRI
    2020.0
    [m]
    DC
    RRI
    2032.0
    [m]
    DC
    RRI
    2050.0
    [m]
    DC
    RRI
    2062.0
    [m]
    DC
    RRI
    2068.0
    [m]
    DC
    RRI
    2076.0
    [m]
    DC
    RRI
    2086.0
    [m]
    DC
    RRI
    2101.0
    [m]
    DC
    RRI
    2125.0
    [m]
    DC
    RRI
    2137.0
    [m]
    DC
    RRI
    2149.0
    [m]
    DC
    RRI
    2167.0
    [m]
    DC
    RRI
    2182.0
    [m]
    DC
    RRI
    2194.0
    [m]
    DC
    RRI
    2209.0
    [m]
    DC
    RRI
    2233.0
    [m]
    DC
    RRI
    2257.0
    [m]
    DC
    RRI
    2266.0
    [m]
    DC
    RRI
    2281.0
    [m]
    DC
    RRI
    2299.0
    [m]
    DC
    RRI
    2311.0
    [m]
    DC
    RRI
    2326.0
    [m]
    DC
    RRI
    2344.0
    [m]
    DC
    RRI
    2359.0
    [m]
    DC
    RRI
    2374.0
    [m]
    DC
    RRI
    2380.0
    [m]
    DC
    RRI
    2404.0
    [m]
    DC
    RRI
    2416.0
    [m]
    DC
    RRI
    2434.0
    [m]
    DC
    RRI
    2446.0
    [m]
    DC
    RRI
    2464.0
    [m]
    DC
    RRI
    2476.0
    [m]
    DC
    RRI
    2497.0
    [m]
    DC
    RRI
    2509.0
    [m]
    DC
    RRI
    2527.0
    [m]
    DC
    RRI
    2539.0
    [m]
    DC
    RRI
    2557.0
    [m]
    DC
    RRI
    2569.0
    [m]
    DC
    RRI
    2587.0
    [m]
    DC
    RRI
    2599.0
    [m]
    DC
    RRI
    2614.0
    [m]
    DC
    RRI
    2626.0
    [m]
    DC
    RRI
    2644.0
    [m]
    DC
    RRI
    2659.0
    [m]
    DC
    RRI
    2674.0
    [m]
    DC
    RRI
    2689.0
    [m]
    DC
    RRI
    2704.0
    [m]
    DC
    RRI
    2715.8
    [m]
    SWC
    RRI
    2725.0
    [m]
    DC
    RRI
    2734.0
    [m]
    DC
    RRI
    2749.0
    [m]
    DC
    RRI
    2769.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2779.0
    [m]
    DC
    RRI
    2794.0
    [m]
    DC
    RRI
    2809.0
    [m]
    DC
    RRI
    2824.4
    [m]
    SWC
    RRI
    2839.0
    [m]
    DC
    RRI
    2854.0
    [m]
    DC
    RRI
    2865.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2890.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2899.0
    [m]
    DC
    RRI
    2914.0
    [m]
    DC
    RRI
    2929.0
    [m]
    DC
    RRI
    2949.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2964.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2974.0
    [m]
    DC
    RRI
    2992.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3005.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3021.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3030.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3044.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3064.0
    [m]
    DC
    RRI
    3079.0
    [m]
    DC
    RRI
    3088.0
    [m]
    DC
    RRI
    3094.0
    [m]
    DC
    RRI
    3103.0
    [m]
    DC
    RRI
    3109.0
    [m]
    DC
    RRI
    3118.0
    [m]
    DC
    RRI
    3123.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3146.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3154.0
    [m]
    DC
    RRI
    3174.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3192.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3196.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3198.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3214.0
    [m]
    DC
    RRI
    3229.0
    [m]
    DC
    RRI
    3245.0
    [m]
    DC
    RRI
    3251.0
    [m]
    C
    RRI
    3268.0
    [m]
    C
    RRI
    3288.0
    [m]
    C
    RRI
    3300.0
    [m]
    C
    RRI
    3327.5
    [m]
    C
    RRI
    3338.0
    [m]
    C
    RRI
    3352.0
    [m]
    C
    RRI
    3360.0
    [m]
    C
    RRI
    3362.0
    [m]
    DC
    RRI
    3365.0
    [m]
    C
    RRI
    3368.0
    [m]
    DC
    RRI
    3370.0
    [m]
    C
    RRI
    3375.0
    [m]
    C
    RRI
    3384.0
    [m]
    DC
    RRI
    3392.0
    [m]
    DC
    RRI
    3395.7
    [m]
    C
    RRI
    3402.5
    [m]
    C
    RRI
    3417.8
    [m]
    C
    RRI
    3431.6
    [m]
    C
    RRI
    3433.1
    [m]
    C
    RRI
    3448.3
    [m]
    C
    RRI
    3456.3
    [m]
    C
    RRI
    3460.0
    [m]
    C
    RRI
    3465.0
    [m]
    C
    RRI
    3470.9
    [m]
    C
    RRI
    3473.0
    [m]
    C
    RRI
    3474.4
    [m]
    C
    RRI
    3477.0
    [m]
    C
    RRI
    3480.6
    [m]
    C
    RRI
    3482.9
    [m]
    C
    RRI
    3490.0
    [m]
    C
    RRI
    3500.3
    [m]
    C
    RRI
    3507.6
    [m]
    C
    RRI
    3515.1
    [m]
    C
    RRI
    3521.0
    [m]
    C
    RRI
    3523.4
    [m]
    C
    RRI
    3542.6
    [m]
    C
    RRI
    3567.5
    [m]
    C
    RRI
    3574.4
    [m]
    C
    RRI
    3575.2
    [m]
    C
    RRI
    3579.5
    [m]
    C
    RRI
    3585.1
    [m]
    C
    RRI
    3595.1
    [m]
    C
    RRI
    3601.7
    [m]
    C
    RRI
    3608.4
    [m]
    C
    RRI
    3617.9
    [m]
    C
    RRI
    3623.5
    [m]
    C
    RRI
    3633.6
    [m]
    C
    RRI
    3642.8
    [m]
    C
    RRI
    3647.8
    [m]
    C
    RRI
    3653.1
    [m]
    C
    RRI
    3655.6
    [m]
    C
    RRI
    3657.4
    [m]
    C
    RRI
    3673.7
    [m]
    C
    RRI
    3682.7
    [m]
    C
    RRI
    3690.8
    [m]
    C
    RRI
    3696.9
    [m]
    C
    RRI
    3707.0
    [m]
    DC
    RRI
    3716.0
    [m]
    DC
    RRI
    3724.0
    [m]
    C
    RRI
    3734.0
    [m]
    DC
    RRI
    3743.0
    [m]
    DC
    RRI
    3752.0
    [m]
    DC
    RRI
    3761.0
    [m]
    DC
    RRI
    3767.0
    [m]
    DC
    RRI
    3779.0
    [m]
    DC
    RRI
    3788.0
    [m]
    DC
    RRI
    3797.0
    [m]
    DC
    RRI
    3815.0
    [m]
    DC
    RRI
    3824.0
    [m]
    DC
    RRI
    3833.0
    [m]
    DC
    RRI
    3842.0
    [m]
    DC
    RRI
    3851.0
    [m]
    DC
    RRI
    3857.0
    [m]
    DC
    RRI
    3941.0
    [m]
    DC
    RRI
    3989.0
    [m]
    DC
    RRI
    3998.0
    [m]
    DC
    RRI
    4142.0
    [m]
    DC
    RRI
    4151.0
    [m]
    DC
    RRI
    4160.0
    [m]
    DC
    RRI
    4169.0
    [m]
    DC
    RRI
    4178.0
    [m]
    DC
    RRI
    4187.0
    [m]
    DC
    RRI
    4196.0
    [m]
    DC
    RRI

  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    DST
    DST1
    3607.00
    3653.00
    OIL
    02.04.1998 - 07:35
    YES
    DST
    DST2
    3430.00
    3442.00
    CONDENSATE
    13.04.1998 - 18:00
    YES
    DST
    DST2A
    3494.00
    3514.00
    CONDENSATE
    15.04.1998 - 21:30
    YES
    DST
    DST3
    2993.00
    3001.00
    OIL
    26.04.1998 - 08:53
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.69

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    1.88
    pdf
    1.68

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    79.48

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3607
    3653
    15.9
    2.1
    3430
    3442
    15.9
    2.2
    3430
    3514
    12.7
    3.0
    2993
    3001
    14.3
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    8.000
    37.000
    2.1
    19.000
    36.000
    2.2
    22.000
    3.0
    18.000
    42.000
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    628
    109000
    0.857
    0.700
    175
    2.1
    178
    741000
    0.759
    0.670
    4164
    2.2
    148
    580000
    0.767
    0.675
    3926
    3.0
    925
    222000
    0.829
    0.670
    240

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    AIT DSI GR
    1053
    3221
    AIT DSI GR
    3200
    4220
    CMR
    2770
    3120
    CMR2000
    3350
    3800
    IPLT
    1053
    3223
    IPLT
    3200
    4225
    MDT
    1382
    3091
    MDT
    3381
    3873
    MDT
    3406
    3770
    MDT
    3582
    4182
    MSCT
    1382
    3199
    MSCT
    2715
    3031
    MSCT
    3251
    4132
    MWD CDR GR RES
    350
    485
    MWD CDR GR RES
    496
    1063
    MWD CDR GR RES
    3239
    4224
    MWD DIR
    442
    496
    MWD RAB GR RES
    1069
    3236
    OBDT
    2804
    3192
    UBI
    3095
    3187
    UBI
    3126
    3210
    UBI
    3228
    4210
    USIT
    2890
    3085
    USIT
    3100
    3700
    W VSP
    1800
    2300
    ZO VSP
    1580
    2180
    ZO VSP
    2180
    4130

  • 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
    480.0
    36
    496.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    1053.0
    26
    1065.0
    1.67
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3199.0
    12 1/4
    3236.0
    1.95
    LOT
    LINER
    7
    3863.0
    8 1/2
    4224.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    4224.0
    8 1/2
    4224.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    350
    1.60
    kill mud
    350
    1.20
    spud mud
    442
    1.60
    kill mud
    442
    1.00
    spud mud
    496
    1.60
    kill mud
    496
    1.00
    spud mud
    571
    1.00
    spud mud
    571
    1.50
    kill mud
    1053
    1.50
    kill mud
    1053
    1.00
    spud mud
    1065
    1.50
    kill mud
    1065
    1.30
    spud mud
    1065
    1.00
    sea water
    1065
    1.40
    oil based
    3199
    1.40
    oil based
    3235
    1.40
    oil based
    3236
    1.50
    oil based
    3241
    1.40
    oil based
    3472
    1.40
    oil based
    3542
    1.40
    oil based
    3932
    1.40
    oil based
    4085
    1.46
    oil based
    4224
    1.46
    oil based

  • Trykkplott
    Trykkplott
    Porertrykksdataene kommer fra logging i brønnen hvis ingen annen kilde er oppgitt. I noen brønner der trykk ikke er logget, er det brukt informasjon fra formasjonstester eller brønnspark. Trykkdataene er rapportert inn til Oljedirektoratet og videre prosessert og kvalitetssikret av IHS Markit.
    Trykkplott
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.28