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

7120/2-2

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.
    7120/2-2
    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
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    7120/2-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH8904 - 005 SP 470
    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.
    665-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    56
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    27.01.1991
    Boreslutt
    Letebrønner fra flyttbare innretninger:
    For flytende innretninger - dato når ankerhåndteringen startet.For oppjekkbare innretninger - dato for oppstart av nedjekking.
    Letebrønner fra faste innretninger og alle utvinningsbrønner:
    Dato for når totalt dyp er nådd og siste foringsrør, casing eller screen er satt. Ved umiddelbar plugging av brønnbanen, tilsvarer boreslutt datoen siste plugg er satt.
    23.03.1991
    Frigitt dato
    Dato for når rådata som er innrapportert til myndighetene fra brønnen ikke lenger er undergitt taushetsplikt. Normalt ca 2 år etter boreslutt. Kan være tidligere hvis arealet for utvinningstillatelsen er tilbakelevert.
    23.03.1993
    Publiseringsdato
    Dato kvalitetskontroll av informasjon om brønnbanen ble ferdig, slik at den kan publiseres på internett som en 'Well Data Summary Sheet brønnbane', dvs. med mer informasjon tilgjengelig enn for andre brønnbaner.
    18.05.2004
    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.
    OIL SHOWS
    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.
    336.5
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2794.0
    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).
    2794.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    12
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    87
    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.
    MIDDLE 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.
    STØ FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    71° 50' 23.99'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    20° 36' 3.59'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7971348.28
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    486119.44
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    34
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1690

  • Brønnhistorie
    General
    Well 7120/2-2 was designed to test the Mesozoic rocks on a down-faulted position, south of the Loppa High. Well 7120/1-2 about 12.5 km to the southwest had tested minor amounts of oil in the Early Cretaceous. This was a new play concept on the Barents Shelf related to structural/stratigraphic combination traps as a result of wedge sedimentation in conjunction with the Kimmeridgian tectonic phase. The main objectives of the well were to test the prospectivity of the Early Cretaceous fan systems (wedge I and II) in an optimal position, and to test the prospectivity of the Middle Jurassic Stø Formation. The pore pressure was expected to be normal throughout the well. Shallow gas warnings were given for two levels down to 1437 m. A fault with displacement less than 10 m was seen at the planned well location at depth ca 565 m.
    Operations and results
    Wildcat well 7120/2-2 was spudded with the semi-submersible rig Polar Pioneer on 27 January 1991 and drilled to TD at 2800 m in Early Jurassic sandstones of the Stø Formation. The well was drilled with spud mud down to 800 m and with KCl polymer mud from 800 m to TD. No shallow gas intervals were penetrated. No major problems were experienced while drilling the hole.
    The first wedge, in the Kolmule Formation, was penetrated at 1712 m. The second wedge, expected to be sandstones of the Knurr Formation, was penetrated at 2125 m. Oil shows, mostly weak, were recorded from the top of this wedge and down to ca 2700 m. The strongest shows were recorded on a core from 2393 m to 2403 m. Geochemical analyses proved a ten metre claystone sequence with excellent source rock potential at 2120 m on top of the wedge; around 6% TOC and Hydrogen Index around 480 mg HC/g TOC. Vitrinite reflectance in the sequence is in the range 0.55 to 0.60 % Ro and Tmax around 434 deg C, corresponding to early oil window maturity. A second excellent source interval was penetrated in the Late Jurassic Hekkingen Formation at 2503 m. This sequence is 154 m thick and contain from 3 to 12% TOC with Hydrogen Index from 180 to 250 mg HC / g TOC. Vitrinite reflection was measured in the range 0.51 to 0.71 and Tmax in the range 442 deg C to 446 deg C, the latter indicating distinctly higher maturity in Hekkingen compared to Knurr. An RFT segregated sample was taken at 2501 m. It recovered water, oil and some gas. Geochemical analyses of the gas verified a light isotopic composition in all hydrocarbon components, indicating an early mature gas. The oil biomarkers indicated a maturity of the RFT oil corresponding to %Ro in the range 0.6 to 0.9. A total of six conventional cores were cut in the well: core 1 from 1895 m to 1923 m in the upper wedge/Kolmule Formation, core 2, 3, and 4 in the interval 2163 m to 2403 m in the lower wedge/Knurr Formation, core 5 from 2636 m to 2646 m in the Lower Hekkingen Formation, and core 6 from 2720 to 2724 m in the Stø Formation. A total of 120 sidewall cores were attempted and 97 were recovered.
    The well was permanently plugged and abandoned on 21 March 1991 as a dry hole with minor shows in Cretaceous and Jurassic siltstones and sandstones.
    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]
    810.00
    2799.30

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1895.0
    1922.7
    [m ]
    2
    2163.0
    2163.5
    [m ]
    3
    2180.0
    2201.5
    [m ]
    4
    2393.0
    2400.9
    [m ]
    5
    2636.0
    2645.8
    [m ]
    6
    2720.0
    2723.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    70.9
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1895-1900m
    Kjerne bilde med dybde: 1900-1905m
    Kjerne bilde med dybde: 1905-1910m
    Kjerne bilde med dybde: 1910-1915m
    Kjerne bilde med dybde: 1915-1920m
    1895-1900m
    1900-1905m
    1905-1910m
    1910-1915m
    1915-1920m
    Kjerne bilde med dybde: 1920-1922m
    Kjerne bilde med dybde: 2163-2164m
    Kjerne bilde med dybde: 2180-2185m
    Kjerne bilde med dybde: 2185-2190m
    Kjerne bilde med dybde: 2190-2195m
    1920-1922m
    2163-2164m
    2180-2185m
    2185-2190m
    2190-2195m
    Kjerne bilde med dybde: 2195-2200m
    Kjerne bilde med dybde: 2200-2201m
    Kjerne bilde med dybde: 2393-2398m
    Kjerne bilde med dybde: 2398-2400m
    Kjerne bilde med dybde: 2636-2641m
    2195-2200m
    2200-2201m
    2393-2398m
    2398-2400m
    2636-2641m
    Kjerne bilde med dybde: 2641-2645m
    Kjerne bilde med dybde: 2710-2723m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2641-2645m
    2710-2723m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    810.0
    [m]
    DC
    HALIB
    830.0
    [m]
    DC
    HALIB
    850.0
    [m]
    DC
    HALIB
    870.0
    [m]
    DC
    HALIB
    890.0
    [m]
    DC
    HALIB
    910.0
    [m]
    DC
    HALIB
    930.0
    [m]
    DC
    HALIB
    960.0
    [m]
    DC
    HALIB
    970.0
    [m]
    DC
    HALIB
    990.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1010.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1030.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1050.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1070.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1090.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1110.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1130.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1150.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1170.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1190.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1210.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1230.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1250.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1270.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1290.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1310.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1330.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1350.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1370.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1390.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1410.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1430.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1450.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1470.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1490.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1510.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1535.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1560.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1580.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1600.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1620.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1640.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1650.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1660.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1670.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1680.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1690.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1700.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1710.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1720.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1730.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1740.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1750.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1760.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1770.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1780.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1790.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1805.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1812.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1822.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1832.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1835.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1842.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1852.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1860.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1862.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1872.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1882.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1885.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1890.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1895.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1895.1
    [m]
    C
    FUGRO
    1899.0
    [m]
    C
    HYDRO
    1900.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1905.6
    [m]
    C
    FUGRO
    1908.0
    [m]
    C
    HYDRO
    1908.5
    [m]
    C
    FUGRO
    1910.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1915.0
    [m]
    C
    HYDRO
    1917.8
    [m]
    C
    FUGRO
    1920.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1922.7
    [m]
    C
    FUGRO
    1922.7
    [m]
    C
    HYDRO
    1930.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1930.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1930.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1940.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1940.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1950.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1955.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1960.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1970.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1980.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1980.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1990.0
    [m]
    DC
    HALIB
    1997.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2000.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2000.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2007.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2012.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2022.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2025.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2032.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2042.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2052.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2055.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2062.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2072.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2082.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2092.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2100.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2102.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2112.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2115.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2122.0
    [m]
    DC
    HALIB
    2125.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2127.0
    [m]
    DC
    HALIBURT
    2132.0
    [m]
    DC
    HALIBU
    2142.0
    [m]
    DC
    HALIBU
    2144.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2145.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2150.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2152.0
    [m]
    DC
    HALIBURT
    2157.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2162.0
    [m]
    DC
    HALIBURT
    2163.0
    [m]
    C
    FUGRO
    2172.0
    [m]
    DC
    HALIBURT
    2172.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2173.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2176.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2181.9
    [m]
    C
    ICHRON
    2182.0
    [m]
    DC
    HALIBURT
    2182.3
    [m]
    C
    ICHRON
    2183.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2184.9
    [m]
    C
    ICHRON
    2185.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2186.3
    [m]
    C
    ICHRON
    2188.5
    [m]
    C
    ICHRON
    2191.7
    [m]
    C
    ICHRON
    2192.0
    [m]
    DC
    HALIBURT
    2193.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2193.8
    [m]
    C
    ICHRON
    2194.3
    [m]
    C
    ICHRON
    2195.9
    [m]
    C
    ICHRON
    2196.5
    [m]
    C
    ICHRON
    2197.8
    [m]
    C
    ICHRON
    2198.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2200.0
    [m]
    DC
    HALIBURT
    2201.5
    [m]
    C
    ICHRON
    2201.5
    [m]
    C
    HYDRO
    2205.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2210.0
    [m]
    DC
    HALIBURT
    2212.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2220.0
    [m]
    DC
    HALIBURT
    2222.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2224.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2227.0
    [m]
    DC
    HALIBURT
    2235.0
    [m]
    DC
    HALIBU
    2240.0
    [m]
    DC
    HALIBU
    2246.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2250.0
    [m]
    DC
    HALIBURT
    2255.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2260.0
    [m]
    DC
    HALIBURT
    2270.0
    [m]
    DC
    HALIBU
    2275.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2280.0
    [m]
    DC
    HALIBURT
    2286.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2290.0
    [m]
    DC
    HALIBURT
    2299.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2300.0
    [m]
    DC
    HALIBURT
    2310.0
    [m]
    DC
    HALIBU
    2310.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2316.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2320.0
    [m]
    DC
    HALIBURT
    2327.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2330.0
    [m]
    DC
    HALIBURT
    2332.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2335.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2340.0
    [m]
    DC
    HALIBURT
    2350.0
    [m]
    DC
    HALIBU
    2350.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2357.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2360.0
    [m]
    DC
    HALIBURT
    2370.0
    [m]
    DC
    HALIBU
    2380.0
    [m]
    DC
    HALIBU
    2380.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2389.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2390.0
    [m]
    DC
    HALIBURT
    2394.8
    [m]
    C
    ICHRON
    2395.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2395.4
    [m]
    C
    ICHRON
    2396.0
    [m]
    C
    ICHRON
    2397.5
    [m]
    C
    ICHRON
    2398.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2399.7
    [m]
    C
    ICHRON
    2400.0
    [m]
    DC
    HALIBURT
    2400.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2400.3
    [m]
    C
    ICHRON
    2401.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2410.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2410.0
    [m]
    DC
    HALIBURT
    2420.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2420.0
    [m]
    DC
    HALIBURT
    2428.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2428.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2430.0
    [m]
    DC
    HALIBURT
    2440.0
    [m]
    DC
    HALIBU
    2448.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2450.0
    [m]
    DC
    HALIBURT
    2454.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2460.0
    [m]
    DC
    HALIBURT
    2470.0
    [m]
    DC
    HALIBU
    2470.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2480.0
    [m]
    DC
    HALIBURT
    2490.0
    [m]
    DC
    HALIBU
    2494.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2500.0
    [m]
    DC
    HALIBURT
    2506.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2510.0
    [m]
    DC
    HALIBURT
    2520.0
    [m]
    DC
    HALIBU
    2527.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2530.0
    [m]
    DC
    HALIBURT
    2535.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2540.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2540.0
    [m]
    DC
    HALIBURT
    2550.0
    [m]
    DC
    HALIBU
    2560.0
    [m]
    DC
    HALIBU
    2565.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2570.0
    [m]
    DC
    HALIBURT
    2585.0
    [m]
    DC
    HALIBU
    2587.0
    [m]
    DC
    HALIBU
    2597.0
    [m]
    DC
    HALIBU
    2605.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2607.0
    [m]
    DC
    HALIBURT
    2615.0
    [m]
    DC
    HALIBU
    2625.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2627.0
    [m]
    DC
    HALIBURT
    2637.0
    [m]
    DC
    HALIBU
    2638.0
    [m]
    C
    FUGRO
    2638.8
    [m]
    C
    FUGRO
    2638.8
    [m]
    C
    ICHRON
    2639.7
    [m]
    C
    ICHRON
    2644.8
    [m]
    C
    FUGRO
    2645.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2647.0
    [m]
    DC
    HALIBURT
    2655.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2657.0
    [m]
    DC
    HALIBURT
    2665.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2667.0
    [m]
    DC
    HALIBURT
    2675.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2677.0
    [m]
    DC
    HALIBURT
    2680.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2687.0
    [m]
    DC
    HALIBURT
    2688.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2697.0
    [m]
    DC
    HALIBURT
    2707.0
    [m]
    DC
    HALIBU
    2717.0
    [m]
    DC
    HALIBU
    2725.0
    [m]
    DC
    HALIBU
    2737.0
    [m]
    DC
    HALIBU
    2747.0
    [m]
    DC
    HALIBU
    2780.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2788.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2790.0
    [m]
    DC
    HALIBURT
    2796.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2799.3
    [m]
    DC
    HALIBURT

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.37

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    5.18
    pdf
    5.19
    pdf
    6.86

  • 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
    0.64
    pdf
    0.16

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    14.59

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CST GR
    1810
    2783
    CST GR
    2326
    2796
    DIL LSS LDL CNL SP GR AMS
    786
    1268
    DIL SDT LDL CNL SP NGT AMS
    1785
    2796
    FMS GR AMS
    1785
    2798
    MSFL DLL GR
    2100
    2798
    MWD - GR RES DIR
    359
    1801
    MWD - GR RES DIR
    1974
    2795
    RFTA HP AMS
    2483
    2766
    RFTB HP AMS
    2134
    2693
    RFTB HP AMS
    2395
    2640
    RFTB HP AMS
    2395
    2501
    VSP
    1065
    2790

  • 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
    459.0
    36
    460.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    18 5/8
    785.0
    24
    788.0
    1.44
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1785.0
    17 1/2
    1790.0
    1.29
    LOT
    OPEN HOLE
    2794.0
    12 1/4
    2794.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    360
    1.08
    WATER BASED
    29.01.1991
    380
    1.14
    16.0
    9.0
    WATER BASED
    20.03.1991
    421
    1.08
    WATER BASED
    29.01.1991
    445
    1.08
    WATER BASED
    30.01.1991
    459
    1.08
    WATER BASED
    30.01.1991
    459
    1.08
    WATER BASED
    31.01.1991
    583
    1.08
    WATER BASED
    01.02.1991
    720
    1.14
    9.0
    12.0
    WATER BASED
    21.03.1991
    800
    1.08
    WATER BASED
    05.02.1991
    800
    1.05
    18.0
    15.0
    WATER BASED
    05.02.1991
    800
    1.05
    18.0
    15.0
    WATER BASED
    08.02.1991
    800
    1.05
    18.0
    15.0
    WATER BASED
    08.02.1991
    800
    1.05
    18.0
    15.0
    WATER BASED
    12.02.1991
    853
    1.06
    9.0
    5.0
    WATER BASED
    12.02.1991
    1155
    1.08
    13.0
    8.0
    WATER BASED
    12.02.1991
    1350
    1.09
    13.0
    9.0
    WATER BASED
    12.02.1991
    1497
    1.09
    13.0
    7.0
    WATER BASED
    13.02.1991
    1544
    1.08
    13.0
    9.0
    WATER BASED
    14.02.1991
    1662
    1.10
    14.0
    10.0
    WATER BASED
    15.02.1991
    1685
    1.14
    16.0
    9.0
    WATER BASED
    20.03.1991
    1786
    1.12
    15.0
    11.0
    WATER BASED
    19.02.1991
    1805
    1.12
    15.0
    10.0
    WATER BASED
    19.02.1991
    1805
    1.12
    16.0
    11.0
    WATER BASED
    19.02.1991
    1805
    1.12
    15.0
    9.0
    WATER BASED
    19.02.1991
    1805
    1.14
    14.0
    10.0
    WATER BASED
    21.02.1991
    1805
    1.14
    15.0
    10.0
    WATER BASED
    26.02.1991
    1805
    1.14
    15.0
    1.0
    WATER BASED
    20.02.1991
    1805
    1.14
    15.0
    10.0
    WATER BASED
    22.02.1991
    1886
    1.14
    15.0
    8.0
    WATER BASED
    26.02.1991
    1895
    1.14
    15.0
    8.0
    WATER BASED
    26.02.1991
    1923
    1.14
    17.0
    8.0
    WATER BASED
    26.02.1991
    1933
    1.14
    17.0
    8.0
    WATER BASED
    27.02.1991
    2050
    1.14
    18.0
    10.0
    WATER BASED
    28.02.1991
    2162
    1.14
    16.0
    9.0
    WATER BASED
    01.03.1991
    2163
    1.14
    18.0
    9.0
    WATER BASED
    05.03.1991
    2180
    1.14
    18.0
    11.0
    WATER BASED
    05.03.1991
    2201
    1.14
    20.0
    9.0
    WATER BASED
    05.03.1991
    2205
    1.14
    19.0
    10.0
    WATER BASED
    05.03.1991
    2337
    1.14
    20.0
    10.0
    WATER BASED
    06.03.1991
    2402
    1.15
    18.0
    7.0
    WATER BASED
    07.03.1991
    2461
    1.15
    16.0
    9.0
    WATER BASED
    08.03.1991
    2568
    1.14
    19.0
    9.0
    WATER BASED
    11.03.1991
    2636
    1.14
    18.0
    10.0
    WATER BASED
    11.03.1991
    2646
    1.14
    17.0
    9.0
    WATER BASED
    11.03.1991
    2720
    1.15
    16.0
    8.0
    WATER BASED
    12.03.1991
    2726
    1.14
    15.0
    8.0
    WATER BASED
    13.03.1991
    2795
    1.14
    17.0
    9.0
    WATER BASED
    14.03.1991
    2800
    1.14
    16.0
    12.0
    WATER BASED
    18.03.1991
    2800
    1.14
    16.0
    10.0
    WATER BASED
    18.03.1991
    2800
    1.14
    15.0
    9.0
    WATER BASED
    18.03.1991
    2800
    1.14
    18.0
    9.0
    WATER BASED
    15.03.1991
    2800
    1.14
    18.0
    9.0
    WATER BASED
    15.03.1991

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    2163.00
    [m ]
    2181.25
    [m ]
    2184.25
    [m ]
    2190.75
    [m ]
    2393.25
    [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
    0.27