Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
28.04.2024 - 01:35
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6507/11-3

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.
    6507/11-3
    Type
    Brønnbanetype. Lovlige verdier: EXPLORATION, DEVELOPMENT, OTHER (se 'Formål' for mer informasjon)
    EXPLORATION
    Formål
    Endelig klassifisering av brønnbanen.

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

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

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

    BLOWOUT: Det har vært blowout i brønnen.
    CLOSED: Utvinningsbrønnbane som er stengt for produksjon/injeksjon i kortere eller lengre periode. Statusen er også brukt på ferdig borete brønnbaner, der månedlig produksjon/injeksjon ikke har blitt rapportert enda.
    DRILLING: Brønnen er i borefasen. Kan være i aktiv boring, logging, testing eller plugging.
    JUNKED: Boringen ble avsluttet pga tekniske problemer,
    P&A: For letebrønnbane: brønnbanen er plugget og forlatt, og kan ikke re-entres for videre bruk. For utvinningsbrønnbane: produksjon/injeksjon er avsluttet og brønnen er plugget. Brønnhodet er fjernet eller på annet vis gjort utilgjengelig for nye brønnoperasjoner.
    PLUGGED: Brønnbane som er plugget, men øvre deler av brønnbanen kan brukes til å bore nye sidesteg mot nye boremål.
    PRODUCING: Det ble produsert fra brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    INJECTING: Det ble injisert i brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    SUSPENDED: Brønnbane der boringen er midlertidig stoppet. Rettighetshaverne planlegger å fortsette boringen på et senere tidspunkt.
    WILL NEVER BE DRILLED: Brønnbane som er registrert med navn og WellID av Sokkeldirektoratet, men som av ulike årsaker ikke vil bli boret.
    P&A
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    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.
    6507/11-3
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    SG 8458 - 412 SP. 526
    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.
    Saga Petroleum ASA
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    469-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    71
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    03.06.1985
    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.
    15.08.1985
    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.
    15.08.1987
    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.
    13.12.2005
    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.
    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.
    GARN 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.
    ILE FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    26.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    290.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3250.0
    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).
    3250.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.8
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    107
    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.
    GREY BEDS (INFORMAL)
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    65° 1' 59.8'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 30' 42.34'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7213169.06
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    429908.44
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    470

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6507/11-3 was designed to test the Beta Fault compartment of the Midgard Discovery off shore Mid Norway. The Beta segment is a part of the Midgard horst. This horst is defined by NNV trending normal faults. It is separated from the other compartments by a ENE trending cross fault and exhibits true vertical closure at Base Cretaceous level. The primary target was reservoir rocks of the Middle Jurassic Fangst Group with the objective to establish the GWC within a good sand and to perform a DST in a formation not previously being tested (the Ile Formation). The location was chosen relatively high on the structure in case the hydrocarbon contact for Beta was different from what was seen in the Alpha and Gamma structures. The well should reach Triassic rocks or drill to 500 m below the coal reflector. The proposed depth was 3250 m. The pre-drill classification of the well was wildcat.
    The well is Type Well for the Ile and Not Formation of the Fangst Group.
    Operations and results
    Well 6507/11-3 was spudded with the semi-submersible installation Treasure Saga on 3 June 1985 and drilled to TD at 3250 m in the Triassic Grey Beds. While drilling the reservoir, mud weight had to be raised gradually to 1.6 g/cm3 due to high trip gas. Approximately 2 weeks were lost due to a work conflict. The well was drilled with spud mud down to 421 m, with gel mud from 421 m to 868 m, with gypsum/polymer mud from 868 m to 2615 m, and with gel mud from 2615 m to TD.
    The average background gas down to the 20" casing point was 0.4% to 0.8% with peaks at 505 m (3.43%), 540 m (1.08%), 576 m (1.76%) and 663 m (1.97%). Methane was the only gas component present. The well proved mainly claystones down to the Fangst Group. The Cainozoic with a total thickness of 1771 m overlies a 271 m Cretaceous sequence. Late Jurassic consisted of 14.5 m hot shale of the Spekk Formation and 39.5 m of silty claystones of the Melke Formation. The Fangst Group consisted of the Garn, Not, and Ile Formations as in the other wells in the area. The Garn and the Ile Formations had very good reservoir properties, while the Not Formation is a non-reservoir zone in between. Two mudstone SWC's at 2170 m and 2197 m in the Shetland Group had oil shows. The first oil shows below this depth were observed in the Melke Formation at 2393 m. The Fangst Group had gas above a thin oil zone. The GOC was encountered at 2514 m, and the OWC at 2525.5 m. There were no shows below OWC.
    Six cores were cut in the Fangst Group and another three cores were cut in the Tilje Formation. Six segregated fluid samples were taken on FMT; four at 2426.5 m, 2456 m, 2473.5 m, and 2512 m in the gas/condensate zone, and at two at 2516.3 m and at 2520 m in the oil zone.
    The well was permanently abandoned on 15 August 1985 as an oil/gas discovery
    Testing
    Three drill stem tests were performed; one in the oil zone and two in the gas zone.
    DST 1 tested the oil zone from 2519.0 m to 2520.5 m. Rates were increased in steps up to 1500 Sm3/day to investigate gas coning behaviour. The GOR without gas coning was ca 140 Sm3/Sm3. Stock tank oil gravity was 0.8506 g/cm3.
    DST 2 tested the interval 2495.7 m to 2508.7 in the gas zone and flowed 564000 Sm3 gas/day through a 14.3 mm choke in the main flow. The gas/condensate ratio of the fluid was 6850 Sm3/Sm3.
    DST 3 tested the interval from 2413.0 m to 2419.5 m in the gas zone and flowed 584000 Sm3 gas/day through a 14.3 mm choke in the main flow. The gas/condensate ratio of the fluid was 7100 Sm3/Sm3.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    430.00
    3250.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2428.0
    2437.5
    [m ]
    2
    2437.5
    2456.0
    [m ]
    3
    2456.0
    2465.3
    [m ]
    4
    2467.0
    2494.5
    [m ]
    5
    2494.5
    2522.0
    [m ]
    6
    2522.0
    2536.8
    [m ]
    7
    2636.0
    2643.9
    [m ]
    8
    2650.0
    2660.2
    [m ]
    9
    2668.5
    2677.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    134.2
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2428-2433m
    Kjerne bilde med dybde: 2433-2437m
    Kjerne bilde med dybde: 2437-2443m
    Kjerne bilde med dybde: 2442-2447m
    Kjerne bilde med dybde: 2447-2452m
    2428-2433m
    2433-2437m
    2437-2443m
    2442-2447m
    2447-2452m
    Kjerne bilde med dybde: 2452-2456m
    Kjerne bilde med dybde: 2456-2461m
    Kjerne bilde med dybde: 2461-2465m
    Kjerne bilde med dybde: 2467-2472m
    Kjerne bilde med dybde: 2472-2477m
    2452-2456m
    2456-2461m
    2461-2465m
    2467-2472m
    2472-2477m
    Kjerne bilde med dybde: 2477-2482m
    Kjerne bilde med dybde: 2482-2487m
    Kjerne bilde med dybde: 2487-2492m
    Kjerne bilde med dybde: 2492-2494m
    Kjerne bilde med dybde: 2494-2499m
    2477-2482m
    2482-2487m
    2487-2492m
    2492-2494m
    2494-2499m
    Kjerne bilde med dybde: 2499-2504m
    Kjerne bilde med dybde: 2504-2509m
    Kjerne bilde med dybde: 2509-2514m
    Kjerne bilde med dybde: 2514-2519m
    Kjerne bilde med dybde: 2519-2522m
    2499-2504m
    2504-2509m
    2509-2514m
    2514-2519m
    2519-2522m
    Kjerne bilde med dybde: 2522-2527m
    Kjerne bilde med dybde: 2527-2532m
    Kjerne bilde med dybde: 2532-2536m
    Kjerne bilde med dybde: 2634-2640m
    Kjerne bilde med dybde: 2640-2643m
    2522-2527m
    2527-2532m
    2532-2536m
    2634-2640m
    2640-2643m
    Kjerne bilde med dybde: 2650-2656m
    Kjerne bilde med dybde: 2656-2660m
    Kjerne bilde med dybde: 2668-2674m
    Kjerne bilde med dybde: 2674-2677m
    Kjerne bilde med dybde:  
    2650-2656m
    2656-2660m
    2668-2674m
    2674-2677m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1910.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1920.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    1930.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1950.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1965.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    1974.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    1980.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2003.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2010.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2022.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2026.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2050.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2060.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2070.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2083.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2086.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2091.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2109.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2120.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2130.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2143.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2150.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2160.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2170.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2180.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2190.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2197.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2210.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2220.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2227.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2240.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2251.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2260.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2267.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2280.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2285.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2289.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2295.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2295.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2310.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2320.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2331.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2340.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2359.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2366.5
    [m]
    SWC
    STRAT
    2372.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2383.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2393.5
    [m]
    SWC
    STRAT
    2404.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2413.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2420.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2439.6
    [m]
    C
    STRAT
    2457.0
    [m]
    C
    STRAT
    2465.0
    [m]
    C
    STRAT
    2467.0
    [m]
    C
    STRAT
    2475.0
    [m]
    C
    STRAT
    2481.7
    [m]
    C
    STRAT
    2491.1
    [m]
    C
    STRAT
    2499.0
    [m]
    C
    STRAT
    2508.4
    [m]
    C
    STRAT
    2517.5
    [m]
    C
    STRAT
    2530.0
    [m]
    C
    STRAT
    2536.7
    [m]
    C
    STRAT
    2539.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2546.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2551.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2559.5
    [m]
    SWC
    STRAT
    2569.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2579.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2588.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2600.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2611.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2620.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2631.5
    [m]
    SWC
    STRAT
    2634.0
    [m]
    C
    STRAT
    2642.8
    [m]
    C
    STRAT
    2645.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2653.9
    [m]
    C
    STRAT
    2669.0
    [m]
    C
    STRAT
    2676.7
    [m]
    C
    STRAT
    2677.5
    [m]
    SWC
    STRAT
    2682.5
    [m]
    SWC
    STRAT
    2686.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2695.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2701.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2707.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2718.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2727.5
    [m]
    SWC
    STRAT
    2734.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2747.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2749.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2758.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2761.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2773.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2779.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2785.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2790.7
    [m]
    SWC
    STRAT
    2800.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2803.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2815.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2818.3
    [m]
    SWC
    STRAT
    2821.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2825.5
    [m]
    SWC
    STRAT
    2830.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2842.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2848.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2854.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2863.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2869.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2878.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2884.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2887.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2899.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2906.5
    [m]
    SWC
    STRAT
    2913.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2916.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2919.6
    [m]
    SWC
    STRAT
    2924.5
    [m]
    SWC
    STRAT
    2929.7
    [m]
    SWC
    STRAT
    2938.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2943.9
    [m]
    SWC
    STRAT
    2953.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2957.6
    [m]
    SWC
    STRAT
    2968.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2973.2
    [m]
    SWC
    STRAT
    2980.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2989.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2998.4
    [m]
    SWC
    STRAT
    3001.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3010.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3016.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3022.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3031.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3034.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    3041.7
    [m]
    SWC
    STRAT
    3052.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3058.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3064.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3072.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    3079.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3085.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3091.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    3100.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3106.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3114.5
    [m]
    SWC
    STRAT
    3121.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3127.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3136.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3139.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    3142.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    3148.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3157.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3165.2
    [m]
    SWC
    STRAT
    3169.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3178.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3182.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    3189.5
    [m]
    SWC
    STRAT
    3196.5
    [m]
    SWC
    STRAT
    3203.5
    [m]
    SWC
    STRAT
    3213.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    3220.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3223.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    3232.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3241.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3247.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3250.0
    [m]
    DC
    STRAT

  • 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
    2519.00
    2521.00
    01.08.1985 - 16:30
    YES
    DST
    DST2
    2495.00
    2508.00
    05.08.1985 - 17:00
    YES
    DST
    DST3
    2412.50
    2419.50
    10.08.1985 - 10:53
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    3.57

  • 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
    0.29
    pdf
    0.21

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    14.82

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2519
    2521
    25.4
    2.0
    2496
    2509
    31.8
    3.0
    2413
    2420
    38.1
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    23.000
    8.000
    23.000
    90
    2.0
    24.000
    12.000
    20.000
    90
    3.0
    25.000
    10.000
    24.000
    90
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    1490
    29500
    0.847
    0.720
    198
    2.0
    1480000
    0.690
    3.0
    1740000
    0.670

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL
    730
    1902
    CBL VDL
    1700
    2599
    CDL CNL GR
    1902
    2615
    CDL CNL GR
    2659
    3242
    COREGUN
    2428
    2677
    CORGUN
    2635
    2679
    DIFL LS BHC CDL CBL GR
    849
    1918
    DIFL LS BHC GR
    1902
    2615
    DIFL LS BHC GR
    2659
    3243
    DIPLOG
    1902
    2609
    DIPLOG
    2659
    3243
    DLL MLL GR
    2320
    2610
    FMT
    2414
    2536
    FMT
    2442
    3226
    MWD - GR RES DIR
    415
    3246
    VSP
    1750
    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
    414.0
    36
    449.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    849.0
    26
    868.0
    1.52
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1903.0
    17 1/2
    1918.0
    1.83
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2600.0
    12 1/4
    2615.0
    1.79
    LOT
    OPEN HOLE
    3250.0
    8 1/2
    3250.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    449
    1.05
    47.0
    25.0
    WATER BASED
    07.06.1985
    763
    1.17
    50.0
    29.0
    WATER BASED
    10.06.1985
    868
    1.18
    43.0
    33.0
    WATER BASED
    10.06.1985
    873
    1.15
    14.0
    25.0
    WATER BASED
    02.07.1985
    1300
    1.20
    16.0
    20.0
    WATER BASED
    02.07.1985
    1580
    1.23
    18.0
    22.0
    WATER BASED
    02.07.1985
    1918
    1.40
    67.0
    19.0
    WATER BASED
    03.07.1985
    1918
    1.40
    60.0
    18.0
    WATER BASED
    04.07.1985
    1918
    1.40
    12.0
    18.0
    WATER BASED
    08.07.1985
    1918
    1.40
    67.0
    19.0
    WATER BASED
    03.07.1985
    1918
    1.40
    60.0
    18.0
    WATER BASED
    04.07.1985
    1918
    1.40
    12.0
    18.0
    WATER BASED
    08.07.1985
    1918
    1.40
    65.0
    25.0
    WATER BASED
    02.07.1985
    2151
    1.53
    25.0
    19.0
    WATER BASED
    08.07.1985
    2318
    1.53
    37.0
    23.0
    WATER BASED
    08.07.1985
    2402
    1.60
    36.0
    17.0
    WATER BASED
    11.07.1985
    2545
    1.30
    58.0
    10.0
    WATER BASED
    29.07.1985
    2623
    1.26
    17.0
    10.0
    WATER BASED
    22.07.1985
    2644
    1.21
    17.0
    10.0
    WATER BASED
    22.07.1985
    2680
    1.20
    17.0
    10.0
    WATER BASED
    22.07.1985

  • 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
    0.27