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

7120/12-2

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.
    7120/12-2
    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.
    BARENTS 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.
    7120/12-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    722 272 SP: 175.
    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.
    Norsk Hydro Produksjon AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    284-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    150
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    15.04.1981
    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.
    11.09.1981
    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.
    11.09.1983
    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.
    11.02.2005
    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.
    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.
    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.
    STØ 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 TRIASSIC
    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.
    SNADD FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    164.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4680.0
    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).
    4667.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    9.25
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    115
    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.
    PRE-DEVONIAN
    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.
    BASEMENT
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    71° 7' 30.3'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    20° 48' 19'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7891571.43
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    492968.97
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    34
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    122

  • Brønnhistorie
    General
    The primary objectives of well 7120/12-2 were to test sandstone reservoirs of Middle to Early Jurassic age in the central compartment of the Alke structure, and a deep seismic marker interpreted to represent top of a possible carbonate reservoir of Permian age. A secondary objective was to test sandstones of Early Triassic age. The well was planned to be drilled to 5000 m or into basement rocks to serve as the deep commitment well on the licence.
    Operations and results
    Well 7120/12-2 was spudded with the semi-submersible installation Treasure Seeker on 15 April 1981 and drilled to TD at 4680 m in basement rocks. After setting the 20" casing the kill line outlet flange was accidentally damaged and 5 days were spent repairing the BOP. The well was drilled with bentonite/seawater mud down to 515 m and with lignosulphonate (Spersene / XP-20) mud from 515 m to TD. Severe problems were encountered with gumbo type clays during the interval from about 800 m to 1400 m.
    A major fault was penetrated at 2410 m in the well, faulting out approximately 400 m of the Triassic section. This is evident from comparing the Triassic sequences penetrated in the well 7120/12-1 and 7120/12-2. Rocks of Permian age were encountered from 3657 m while metamorphic basement was encountered at 4664 m. Hydrocarbon bearing sandstones were encountered in the Middle to Late Jurassic and in the Middle to Late Triassic.
    The "Alke Formation" from 1892 m to 2314 m (Stø, Nordmela, Tubåen , and most of the Fruholmen Formation) was found hydrocarbon bearing from 1888 m to the gas/water contact at 1981.5 m. This interval consisted of relatively clean, fine to occasionally coarse grained, homogeneous sandstones separated by thin silty and argillaceous beds. Towards the base, the sandstones were predominantly very fine to fine grained, becoming increasingly argillaceous and micaceous. The net pay was, from wire line logs, calculated to 76 m, with 20% average porosity and an average water saturation of 19%. RFT pressure recordings and sampling were successfully performed over the interval. This gave a clear gas gradient of 0.088 psi/ft with an underlying water gradient of 0.458 psi/ft.
    The Middle to Late Triassic hydrocarbon-bearing interval from 2547 m to 2574 m (Snadd Formation) consisted of fine to very fine-grained sandstone beds with stringers and thin beds of limestone and calcareous cemented sandstone. The net pay was calculated to 14 m, with 23% average porosity and an average water saturation of 30 %. Due to hole conditions, no RFT sampling was performed in this sequence. RFT pressure readings were, however, run through the interval and gave a gas gradient of 0.076 psi/ft. Gas shows were also reported in the Late Triassic (2513 m to 2547 m, Snadd Formation ), Early Triassic (2935 m to 3075 m, Kobbe Formation) and in Permian sandstones (3657 m to 3800 m, Ørret Formation). The water saturation in these intervals ranged from 50 - 100% and based on log interpretation, the hydrocarbons were assumed to be non-moveable. Very poor permeabilities were indicated in the Early Triassic and Permian intervals from RFT pressure readings.
    Organic geochemical analyses showed rich potential for gas/condensate generation in the Late Jurassic Hekkingen Formation (1630 m to 1859 m), Below this level Early Jurassic to Middle Triassic sequences contained carbonaceous sequences and coal beds with potential for gas and possibly oil. All sediments down to 2500 m to 3000 m are immature. Migrant hydrocarbons were frequently detected all through the well. This could indicate contamination from oil in the mud, although the mud used should be water based.
    Six conventional cores were cut in the Middle Jurassic Fuglen, Stø, and Nordmela Formations from 1888 m to 2050 m, and two were cut from 3671 m to 3689 m and 4117 m to 4128 m in Permian sandstones. A final core was cut at TD from 4675 m to 4680.5 m and recovered 5.5 m of gneiss. Two RFT samples at 1978 m and 1943.5 m recovered gas and small volumes of condensate.
    The well was permanently abandoned on 11 September as a gas/condensate discovery.
    Testing
    Three drill stem tests were performed, one on the Triassic and two in the Middle Jurassic.
    DST 1 perforated the interval 2562 m to 2568 m in the Middle Triassic Snadd Formation and flowed 417700 Sm3/day gas of gravity 0.62, and 25.1 Sm3/day condensate of gravity 55.92° API, through a 1/2" choke. The GOR was 16630 Sm3/Sm3.
    DST 2 perforated the interval 1985 m to 1991 m in the water-zone in the Middle to Late Jurassic reservoir (lower Stø and upper Nordmela Formations) and flowed 160 Sm3 water/day through a 172/64"choke.
    A sample labelled DST 2 was submitted to the NPD oil store. Since it contains condensate and not water it is probably a mis-labelled DST 1 or DST 3 sample.
    DST 3 perforated the interval 1944 m to 1950 m Stø Formation) and flowed 758000 Sm3/day gas of gravity 0.626, and 52.5 Sm3/day condensate of gravity 64.4° API, through a 60/64" choke. The GOR was 14430 Sm3/Sm3.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    320.00
    4680.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1888.0
    1903.5
    [m ]
    2
    1960.0
    1979.4
    [m ]
    3
    1978.0
    1994.9
    [m ]
    4
    1996.0
    2013.2
    [m ]
    5
    2013.2
    2031.9
    [m ]
    6
    2032.0
    2050.0
    [m ]
    7
    3671.0
    3688.4
    [m ]
    8
    4117.0
    4128.1
    [m ]
    9
    4675.0
    4680.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    139.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1888-1890m
    Kjerne bilde med dybde: 1890-1893m
    Kjerne bilde med dybde: 1893-1895m
    Kjerne bilde med dybde: 1895-1898m
    Kjerne bilde med dybde: 1899-1901m
    1888-1890m
    1890-1893m
    1893-1895m
    1895-1898m
    1899-1901m
    Kjerne bilde med dybde: 1901-1903m
    Kjerne bilde med dybde: 1903-1904m
    Kjerne bilde med dybde: 1960-1962m
    Kjerne bilde med dybde: 1962-1965m
    Kjerne bilde med dybde: 1965-1967m
    1901-1903m
    1903-1904m
    1960-1962m
    1962-1965m
    1965-1967m
    Kjerne bilde med dybde: 1967-1970m
    Kjerne bilde med dybde: 1970-1972m
    Kjerne bilde med dybde: 1972-1975m
    Kjerne bilde med dybde: 1975-1977m
    Kjerne bilde med dybde: 1977-1978m
    1967-1970m
    1970-1972m
    1972-1975m
    1975-1977m
    1977-1978m
    Kjerne bilde med dybde: 1978-1980m
    Kjerne bilde med dybde: 1980-1983m
    Kjerne bilde med dybde: 1983-1985m
    Kjerne bilde med dybde: 1985-1988m
    Kjerne bilde med dybde: 1988-1981m
    1978-1980m
    1980-1983m
    1983-1985m
    1985-1988m
    1988-1981m
    Kjerne bilde med dybde: 1991-1993m
    Kjerne bilde med dybde: 1993-1995m
    Kjerne bilde med dybde: 1996-1998m
    Kjerne bilde med dybde: 1998-2000m
    Kjerne bilde med dybde: 2000-2003m
    1991-1993m
    1993-1995m
    1996-1998m
    1998-2000m
    2000-2003m
    Kjerne bilde med dybde: 2003-2006m
    Kjerne bilde med dybde: 2006-2008m
    Kjerne bilde med dybde: 2008-2011m
    Kjerne bilde med dybde: 2011-2014m
    Kjerne bilde med dybde: 2014-2016m
    2003-2006m
    2006-2008m
    2008-2011m
    2011-2014m
    2014-2016m
    Kjerne bilde med dybde: 2016-2019m
    Kjerne bilde med dybde: 2019-2022m
    Kjerne bilde med dybde: 2022-2024m
    Kjerne bilde med dybde: 2024-2027m
    Kjerne bilde med dybde: 2027-2030m
    2016-2019m
    2019-2022m
    2022-2024m
    2024-2027m
    2027-2030m
    Kjerne bilde med dybde: 2030-2031m
    Kjerne bilde med dybde: 2032-2034m
    Kjerne bilde med dybde: 2034-2037m
    Kjerne bilde med dybde: 2037-2039m
    Kjerne bilde med dybde: 2039-2042m
    2030-2031m
    2032-2034m
    2034-2037m
    2037-2039m
    2039-2042m
    Kjerne bilde med dybde: 2042-2045m
    Kjerne bilde med dybde: 2045-2047m
    Kjerne bilde med dybde: 2047-2050m
    Kjerne bilde med dybde: 3671-3676m
    Kjerne bilde med dybde: 3676-3681m
    2042-2045m
    2045-2047m
    2047-2050m
    3671-3676m
    3676-3681m
    Kjerne bilde med dybde: 3681-3684m
    Kjerne bilde med dybde: 3684-3688m
    Kjerne bilde med dybde: 4117-4121m
    Kjerne bilde med dybde: 4121-4124m
    Kjerne bilde med dybde: 4124-4128m
    3681-3684m
    3684-3688m
    4117-4121m
    4121-4124m
    4124-4128m
    Kjerne bilde med dybde: 4675-4678m
    Kjerne bilde med dybde: 4678-4680m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    4675-4678m
    4678-4680m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    360.0
    [m]
    DC
    OD
    380.0
    [m]
    DC
    OD
    450.0
    [m]
    DC
    OD
    480.0
    [m]
    DC
    OD
    500.0
    [m]
    DC
    OD
    530.0
    [m]
    DC
    OD
    560.0
    [m]
    DC
    OD
    600.0
    [m]
    DC
    OD
    610.0
    [m]
    SWC
    IKU
    640.0
    [m]
    DC
    OD
    680.0
    [m]
    DC
    OD
    698.0
    [m]
    SWC
    IKU
    702.0
    [m]
    SWC
    IKU
    717.0
    [m]
    SWC
    IKU
    725.0
    [m]
    SWC
    IKU
    728.5
    [m]
    SWC
    IKU
    737.0
    [m]
    SWC
    IKU
    743.0
    [m]
    SWC
    IKU
    750.0
    [m]
    DC
    OD
    770.0
    [m]
    DC
    OD
    783.0
    [m]
    SWC
    IKU
    790.0
    [m]
    DC
    OD
    810.0
    [m]
    DC
    OD
    830.0
    [m]
    DC
    OD
    836.0
    [m]
    SWC
    IKU
    850.0
    [m]
    DC
    OD
    870.0
    [m]
    DC
    OD
    890.0
    [m]
    DC
    OD
    910.0
    [m]
    DC
    OD
    921.0
    [m]
    SWC
    IKU
    930.0
    [m]
    DC
    OD
    948.0
    [m]
    SWC
    IKU
    980.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1019.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1057.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1091.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1101.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1148.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1165.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1184.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1222.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1256.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1267.5
    [m]
    SWC
    IKU
    1290.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1305.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1316.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1373.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1415.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1440.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1450.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1460.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1463.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1465.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1490.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1516.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1537.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1557.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1561.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1572.5
    [m]
    SWC
    IKU
    1615.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1626.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1633.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1637.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1643.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1657.4
    [m]
    SWC
    IKU
    1665.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1671.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1687.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1705.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1716.5
    [m]
    SWC
    IKU
    1717.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1764.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1785.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1797.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1820.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1827.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1842.5
    [m]
    SWC
    IKU
    1895.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1897.6
    [m]
    C
    IKU
    1901.0
    [m]
    C
    ICHRON
    1960.5
    [m]
    C
    IKU
    1960.5
    [m]
    C
    ICHRON
    1963.6
    [m]
    C
    IKU
    1966.1
    [m]
    C
    ICHRON
    1966.1
    [m]
    C
    IKU
    1966.4
    [m]
    C
    IKU
    1974.5
    [m]
    C
    IKU
    1976.3
    [m]
    C
    IKU
    1976.4
    [m]
    C
    ICHRON
    1983.9
    [m]
    C
    ICHRON
    1984.5
    [m]
    C
    ICHRON
    1992.7
    [m]
    C
    ICHRON
    1992.7
    [m]
    C
    IKU
    1996.6
    [m]
    C
    ICHRON
    1998.5
    [m]
    C
    IKU
    2001.8
    [m]
    C
    ICHRON
    2005.6
    [m]
    C
    ICHRON
    2007.0
    [m]
    C
    IKU
    2007.8
    [m]
    C
    ICHRON
    2010.6
    [m]
    C
    ICHRON
    2015.7
    [m]
    C
    ICHRON
    2018.5
    [m]
    C
    ICHRON
    2018.6
    [m]
    C
    IKU
    2020.9
    [m]
    C
    ICHRON
    2021.7
    [m]
    C
    IKU
    2025.4
    [m]
    C
    ICHRON
    2027.2
    [m]
    C
    IKU
    2027.4
    [m]
    C
    ICHRON
    2031.5
    [m]
    C
    ICHRON
    2032.7
    [m]
    C
    ICHRON
    2034.4
    [m]
    C
    IKU
    2034.4
    [m]
    C
    ICHRON
    2038.8
    [m]
    C
    IKU
    2038.8
    [m]
    C
    ICHRON
    2041.7
    [m]
    C
    IKU
    2043.7
    [m]
    C
    ICHRON
    2046.7
    [m]
    C
    ICHRON
    2046.8
    [m]
    C
    IKU
    2048.2
    [m]
    C
    ICHRON
    2049.5
    [m]
    C
    ICHRON
    2068.0
    [m]
    C
    IKU
    2106.0
    [m]
    C
    IKU
    2120.9
    [m]
    C
    IKU
    2122.5
    [m]
    C
    IKU
    2142.0
    [m]
    C
    IKU
    2160.0
    [m]
    C
    IKU
    2180.0
    [m]
    C
    IKU
    2202.0
    [m]
    C
    IKU
    2215.0
    [m]
    C
    IKU
    2262.0
    [m]
    C
    IKU
    2278.0
    [m]
    C
    IKU
    2284.5
    [m]
    C
    IKU
    2326.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2348.0
    [m]
    C
    UIB
    2350.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2365.0
    [m]
    C
    UIB
    2378.0
    [m]
    C
    UIB
    2393.0
    [m]
    C
    UIB
    2393.0
    [m]
    C
    UIB
    2398.0
    [m]
    C
    UIB
    2408.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2421.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2425.0
    [m]
    C
    UIB
    2443.0
    [m]
    C
    UIB
    2468.0
    [m]
    C
    UIB
    2476.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2498.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2510.0
    [m]
    C
    UIB
    2512.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2515.0
    [m]
    C
    UIB
    2523.0
    [m]
    C
    UIB
    2533.0
    [m]
    C
    UIB
    2547.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2554.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2570.0
    [m]
    C
    UIB
    2577.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2587.9
    [m]
    SWC
    IKU
    2590.0
    [m]
    C
    UIB
    2622.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2625.0
    [m]
    C
    UIB
    2636.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2645.0
    [m]
    C
    UIB
    2647.1
    [m]
    SWC
    IKU
    2664.1
    [m]
    SWC
    IKU
    2686.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2703.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2728.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2740.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2785.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2799.9
    [m]
    SWC
    IKU
    2814.9
    [m]
    SWC
    IKU
    2830.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2843.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2855.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2867.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2878.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2890.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2912.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2922.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2935.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2943.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2954.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2964.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2981.9
    [m]
    SWC
    IKU
    2992.0
    [m]
    SWC
    IKU
    3018.0
    [m]
    SWC
    IKU
    3026.9
    [m]
    SWC
    IKU
    3038.0
    [m]
    SWC
    IKU
    3051.9
    [m]
    SWC
    IKU
    3061.0
    [m]
    SWC
    IKU
    3072.0
    [m]
    SWC
    IKU
    3085.0
    [m]
    SWC
    IKU
    3103.0
    [m]
    SWC
    IKU
    3120.0
    [m]
    SWC
    IKU
    3131.0
    [m]
    SWC
    IKU
    3157.0
    [m]
    SWC
    IKU
    3200.0
    [m]
    SWC
    IKU
    3222.0
    [m]
    SWC
    IKU
    3234.0
    [m]
    SWC
    IKU
    3265.0
    [m]
    SWC
    IKU
    3294.0
    [m]
    SWC
    IKU
    3319.0
    [m]
    SWC
    IKU
    3326.0
    [m]
    SWC
    IKU
    3349.0
    [m]
    SWC
    IKU
    3367.0
    [m]
    SWC
    IKU
    3391.0
    [m]
    SWC
    IKU
    3413.0
    [m]
    SWC
    IKU
    3432.0
    [m]
    SWC
    IKU
    3489.0
    [m]
    SWC
    IKU
    3497.0
    [m]
    SWC
    IKU
    3532.0
    [m]
    SWC
    IKU
    3551.0
    [m]
    SWC
    IKU
    3568.0
    [m]
    SWC
    IKU
    3591.0
    [m]
    SWC
    IKU
    3599.0
    [m]
    SWC
    IKU
    3624.0
    [m]
    SWC
    IKU
    3648.0
    [m]
    SWC
    IKU
    3650.0
    [m]
    DC
    3667.5
    [m]
    SWC
    IKU
    3682.3
    [m]
    C
    OD
    3682.5
    [m]
    C
    IKU
    3700.0
    [m]
    DC
    3703.0
    [m]
    SWC
    IKU
    3713.0
    [m]
    SWC
    IKU
    3734.0
    [m]
    SWC
    IKU
    3750.0
    [m]
    DC
    3750.5
    [m]
    SWC
    IKU
    3763.5
    [m]
    SWC
    IKU
    3789.0
    [m]
    SWC
    IKU
    3828.0
    [m]
    SWC
    IKU
    3850.0
    [m]
    DC
    3864.0
    [m]
    SWC
    IKU
    3899.5
    [m]
    SWC
    IKU
    3900.0
    [m]
    DC
    3982.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4059.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4077.5
    [m]
    SWC
    IKU
    4104.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4121.1
    [m]
    C
    IKU
    4121.2
    [m]
    C
    IKU
    4121.2
    [m]
    C
    OD
    4123.8
    [m]
    C
    IKU
    4123.9
    [m]
    C
    IKU
    4126.8
    [m]
    C
    IKU
    4130.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4141.5
    [m]
    SWC
    IKU
    4150.0
    [m]
    DC
    4158.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4224.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4250.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4273.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4292.5
    [m]
    SWC
    IKU
    4300.0
    [m]
    DC
    4310.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4335.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4360.5
    [m]
    SWC
    IKU
    4398.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4417.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4434.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4448.5
    [m]
    SWC
    IKU
    4500.0
    [m]
    DC
    4535.5
    [m]
    SWC
    IKU

  • 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
    1985.00
    1991.00
    CONDENSATE
    03.09.1981 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.92

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    6.13
    pdf
    2.79

  • 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
    0.12
    pdf
    0.36

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    16.22
    pdf
    3.33

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2562
    2568
    25.1
    2.0
    1985
    1991
    68.3
    3.0
    1944
    1950
    23.1
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    77
    2.0
    66
    3.0
    66
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    25
    418000
    0.755
    0.620
    16624
    2.0
    3.0
    53
    758000
    0.722
    0.630
    14425

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CALI
    3096
    4675
    CBL
    1850
    2002
    CBL VDL
    1850
    3096
    CST
    610
    1305
    CST
    1316
    1717
    CST
    1747
    2370
    CST
    2394
    3061
    CST
    2785
    3103
    CST
    3120
    3703
    CST
    3713
    4417
    CST
    3713
    4177
    CST
    3920
    4670
    CST
    4195
    4670
    CST
    4195
    4670
    CYBERDIP
    500
    1719
    CYBERDIP
    2200
    3116
    CYBERDIP
    3096
    4675
    DLL MSFL GR
    1850
    2164
    DLL MSFL GR
    2400
    3115
    DLL MSFL GR
    3525
    3913
    FIL
    2800
    3115
    HDT
    500
    4675
    ISF BHC GR
    500
    1721
    ISF LSS GR
    189
    512
    ISF LSS GR
    1707
    4674
    LDT CNL GR CAL
    500
    4675
    LDT GR CAL
    312
    513
    NGS
    1850
    2100
    RFT
    1888
    2148
    RFT
    2165
    3004
    RFT
    3141
    3281
    RFT
    3555
    3859
    RFT
    3766
    3780
    VELOCITY
    727
    4671
    WFT
    1850
    2100

  • 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
    312.0
    36
    313.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    502.0
    26
    515.0
    1.74
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1710.0
    17 1/2
    1724.0
    1.92
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3101.0
    12 1/4
    3116.0
    2.08
    LOT
    OPEN HOLE
    4680.0
    8 3/8
    4680.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    515
    1.12
    51.0
    12.0
    WATER BASED
    1625
    1.18
    65.0
    20.0
    WATER BASED
    1888
    1.36
    46.0
    8.0
    WATER BASED
    2354
    1.36
    48.0
    9.0
    WATER BASED
    2985
    1.40
    48.0
    4.0
    WATER BASED
    3117
    1.53
    60.0
    6.0
    WATER BASED
    3532
    1.59
    49.0
    6.0
    WATER BASED
    3884
    1.89
    54.0
    8.5
    WATER BASED
    4103
    1.93
    54.0
    11.0
    WATER BASED
    4680
    1.93
    68.0
    22.0
    WATER BASED

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    4679.71
    [m ]
    4124.00
    [m ]
    4119.74
    [m ]
    3684.90
    [m ]
    3675.60
    [m ]
    3671.20
    [m ]
    2048.15
    [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
    0.29