Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
27.04.2024 - 01:34
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

7120/9-1

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.
    7120/9-1
    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.
    BARENTS 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.
    7120/9-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    513 - 353 SP 1815
    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.
    338-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    64
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    25.07.1982
    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.
    26.09.1982
    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.
    26.09.1984
    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
    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.
    EARLY 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.
    KAPP TOSCANA GP
    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.
    320.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2300.0
    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).
    2300.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    3.2
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    73
    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.
    SNADD FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    71° 29' 26.57'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    20° 56' 49.47'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7932342.99
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    498124.67
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    34
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    82

  • Brønnhistorie
    General
    Well 7120/9-1 was drilled in the Hammerfest Basin. The primary objective of the well was to test sandstone reservoirs of Early to Middle Jurassic age at a location very close to the highest position of the prospective structure.
    The well was to be drilled into sediments of Triassic age to a prognosed depth of 2180 m +100/-130.
    Operations and results
    Exploration well 7120/9-1 was spudded with the semi-submersible installation Treasure Scout on 25July 1982 and drilled to TD at 2300 m in the Triassic Snadd Formation. The 36" section was drilled with a 17 1/2" bit followed by a 36" hole opener. Low penetration rates were encountered due to the over-compacted nature of the clay formation together with the presence of numerous erratic glacial boulders. The hole had to be reamed 3 times before the 30" casing was set. After that drilling proceeded without major problems. The 36" section was drilled with mud left from the previous well (7117/9-1). The 26" section down to 760 m was drilled with seawater and prehydrated bentonite. From 760 m to 1651 m the well was drilled with gypsum/"Milpolymer 302" mud, and from 1651 m to TD the well was drilled with "Milpolymer 302".
    The main reservoir was found hydrocarbon bearing from 1840.5 m (Top Stø Formation) down to the gas/water contact at 1904 m, eight meter into the Nordmela Formation. This interval consists of fine to medium, occasionally coarse sandstones with a few thin claystone stringers. RFT pressure recordings and sampling were performed over the interval. This gave a clear gas gradient of 0.084 psi/ft down to 1904 m with an underlying water gradient of 0.48 psi/ft. Weak to good shows were reported in sandstones in the interval from 1904 m in the lower part of the Early Jurassic and into the Triassic at TD. The water saturation in this interval ranged from 50-100% and based on log interpretation the hydrocarbons were assumed non-moveable.
    The pore pressure recordings and estimates in the well showed a normal pressure gradient down to ca. 1000 m, below which a slight pressure build up was estimated reaching a maximum recorded pressure of 1.14 r.d. at 1840.5 m. No further over pressured zones were noted. Seven cores were taken in the 12 1/4" section. Two segregated RFT samples were taken at 1842.5 m and 1900.5 m, both recovered dry gas.
    The well was permanently abandoned as gas discovery on 26 September 1982.
    Testing
    Two production tests were conducted. DST no. 1 (1935-1939 m) was opened for initial flow on a 15.9 mm. choke but did not flow. The well was perforated again and flowed for 10 minutes during DST no. 2. After a one-hour build up period, the well was again opened for flow without result. The well was re-perforated in DST no. 2A (1858-1864 m and 1869-1874 m) and flowed initially for 10 minutes. After a one-hour build up period, the well was flowed. During the main flow period an ice plug formed in the tubing. Three sets of separator samples were taken during this flow period. DST no 2A produced 291700 Sm3/day of gas with a gravity of 0.72 (air=l) and 10.9 Sm3/day of 53.5° API condensate through a 52/64" choke. The GOR was ca. 27000 Sm3/Sm3 and the CO2 content was 6.5%.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    410.00
    2300.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1843.0
    1860.5
    [m ]
    2
    1861.0
    1879.2
    [m ]
    3
    1879.6
    1894.5
    [m ]
    4
    1894.5
    1912.2
    [m ]
    5
    1912.2
    1929.0
    [m ]
    6
    1929.7
    1947.4
    [m ]
    7
    1950.1
    1965.7
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    118.3
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1843-1847m
    Kjerne bilde med dybde: 1847-1851m
    Kjerne bilde med dybde: 1851-1855m
    Kjerne bilde med dybde: 1855-1859m
    Kjerne bilde med dybde: 1859-1864m
    1843-1847m
    1847-1851m
    1851-1855m
    1855-1859m
    1859-1864m
    Kjerne bilde med dybde: 1864-1868m
    Kjerne bilde med dybde: 1868-1872m
    Kjerne bilde med dybde: 1872-1877m
    Kjerne bilde med dybde: 1877-1881m
    Kjerne bilde med dybde: 1881-1885m
    1864-1868m
    1868-1872m
    1872-1877m
    1877-1881m
    1881-1885m
    Kjerne bilde med dybde: 1885-1889m
    Kjerne bilde med dybde: 1889-1893m
    Kjerne bilde med dybde: 1893-1897m
    Kjerne bilde med dybde: 1897-1902m
    Kjerne bilde med dybde: 1902-1906m
    1885-1889m
    1889-1893m
    1893-1897m
    1897-1902m
    1902-1906m
    Kjerne bilde med dybde: 1906-1910m
    Kjerne bilde med dybde: 1910-1913m
    Kjerne bilde med dybde: 1913-1917m
    Kjerne bilde med dybde: 1917-1921m
    Kjerne bilde med dybde: 1921-1926m
    1906-1910m
    1910-1913m
    1913-1917m
    1917-1921m
    1921-1926m
    Kjerne bilde med dybde: 1926-1930m
    Kjerne bilde med dybde: 1930-1934m
    Kjerne bilde med dybde: 1934-1939m
    Kjerne bilde med dybde: 1939-1943m
    Kjerne bilde med dybde: 1943-1947m
    1926-1930m
    1930-1934m
    1934-1939m
    1939-1943m
    1943-1947m
    Kjerne bilde med dybde: 1947-1951m
    Kjerne bilde med dybde: 1951-1956m
    Kjerne bilde med dybde: 1956-1960m
    Kjerne bilde med dybde: 1960-1963m
    Kjerne bilde med dybde: 1963-1965m
    1947-1951m
    1951-1956m
    1956-1960m
    1960-1963m
    1963-1965m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    772.0
    [m]
    SWC
    IKU
    798.0
    [m]
    SWC
    IKU
    846.0
    [m]
    SWC
    IKU
    868.0
    [m]
    SWC
    IKU
    894.0
    [m]
    SWC
    IKU
    921.0
    [m]
    SWC
    IKU
    940.5
    [m]
    SWC
    IKU
    947.0
    [m]
    SWC
    IKU
    947.9
    [m]
    SWC
    IKU
    953.0
    [m]
    SWC
    IKU
    955.0
    [m]
    DC
    957.5
    [m]
    SWC
    IKU
    965.0
    [m]
    DC
    971.0
    [m]
    SWC
    IKU
    985.0
    [m]
    DC
    989.9
    [m]
    SWC
    IKU
    995.1
    [m]
    SWC
    IKU
    1003.5
    [m]
    SWC
    IKU
    1010.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1015.0
    [m]
    DC
    1019.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1033.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1035.0
    [m]
    DC
    1048.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1057.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1065.0
    [m]
    DC
    1066.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1089.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1110.0
    [m]
    DC
    1117.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1135.0
    [m]
    DC
    1144.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1165.0
    [m]
    DC
    1193.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1195.0
    [m]
    DC
    1215.0
    [m]
    DC
    1219.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1240.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1240.0
    [m]
    DC
    1266.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1280.0
    [m]
    DC
    1288.5
    [m]
    SWC
    IKU
    1310.0
    [m]
    DC
    1314.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1345.0
    [m]
    DC
    1347.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1357.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1370.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1370.0
    [m]
    DC
    1392.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1395.0
    [m]
    DC
    1407.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1430.0
    [m]
    DC
    1435.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1460.0
    [m]
    DC
    1464.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1491.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1495.0
    [m]
    DC
    1516.5
    [m]
    SWC
    IKU
    1525.0
    [m]
    DC
    1540.0
    [m]
    DC
    1550.0
    [m]
    DC
    1560.0
    [m]
    DC
    1563.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1575.0
    [m]
    DC
    1580.0
    [m]
    DC
    1585.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1592.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1597.5
    [m]
    SWC
    IKU
    1605.0
    [m]
    DC
    1616.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1640.0
    [m]
    DC
    1640.0
    [m]
    DC
    1641.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1650.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1673.0
    [m]
    DC
    1681.5
    [m]
    SWC
    IKU
    1690.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1695.0
    [m]
    DC
    1697.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1707.5
    [m]
    SWC
    IKU
    1712.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1722.5
    [m]
    SWC
    IKU
    1733.0
    [m]
    DC
    1735.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1750.0
    [m]
    DC
    1751.5
    [m]
    SWC
    IKU
    1754.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1758.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1761.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1765.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1772.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1773.0
    [m]
    DC
    1780.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1783.0
    [m]
    DC
    1788.0
    [m]
    DC
    1792.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1808.0
    [m]
    DC
    1813.0
    [m]
    DC
    1814.5
    [m]
    SWC
    IKU
    1817.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1818.0
    [m]
    DC
    1820.0
    [m]
    DC
    1824.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1825.0
    [m]
    DC
    1828.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1830.0
    [m]
    DC
    1832.5
    [m]
    SWC
    IKU
    1837.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1840.0
    [m]
    DC
    1843.0
    [m]
    DC
    1843.8
    [m]
    C
    IKU
    1847.6
    [m]
    C
    IKU
    1856.4
    [m]
    C
    IKU
    1860.4
    [m]
    C
    IKU
    1862.7
    [m]
    C
    IKU
    1864.2
    [m]
    C
    IKU
    1866.7
    [m]
    C
    IKU
    1866.9
    [m]
    C
    IKU
    1867.5
    [m]
    C
    IKU
    1868.0
    [m]
    DC
    1870.0
    [m]
    DC
    1870.9
    [m]
    C
    IKU
    1875.0
    [m]
    DC
    1876.9
    [m]
    C
    IKU
    1884.7
    [m]
    C
    IKU
    1885.0
    [m]
    DC
    1886.8
    [m]
    C
    IKU
    1888.8
    [m]
    C
    IKU
    1894.9
    [m]
    C
    IKU
    1895.0
    [m]
    DC
    1897.4
    [m]
    C
    IKU
    1898.0
    [m]
    DC
    1901.4
    [m]
    C
    IKU
    1903.3
    [m]
    C
    IKU
    1912.0
    [m]
    C
    IKU
    1915.5
    [m]
    C
    IKU
    1917.4
    [m]
    C
    IKU
    1919.6
    [m]
    C
    IKU
    1921.2
    [m]
    C
    IKU
    1923.0
    [m]
    C
    IKU
    1923.8
    [m]
    C
    IKU
    1924.7
    [m]
    C
    IKU
    1925.7
    [m]
    C
    IKU
    1926.4
    [m]
    C
    IKU
    1928.1
    [m]
    C
    IKU
    1928.8
    [m]
    C
    IKU
    1930.6
    [m]
    C
    IKU
    1936.7
    [m]
    C
    IKU
    1937.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1937.4
    [m]
    C
    IKU
    1938.1
    [m]
    C
    IKU
    1939.7
    [m]
    C
    IKU
    1941.9
    [m]
    C
    IKU
    1949.9
    [m]
    C
    IKU
    1950.2
    [m]
    C
    IKU
    1952.2
    [m]
    C
    IKU
    1955.6
    [m]
    C
    IKU
    1956.7
    [m]
    C
    IKU
    1957.9
    [m]
    C
    IKU
    1958.4
    [m]
    C
    IKU
    1959.3
    [m]
    C
    IKU
    1960.6
    [m]
    C
    IKU
    1962.8
    [m]
    C
    IKU
    1965.0
    [m]
    C
    IKU
    2000.0
    [m]
    DC
    2010.0
    [m]
    DC
    2012.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2028.0
    [m]
    DC
    2040.0
    [m]
    DC
    2048.5
    [m]
    SWC
    IKU
    2060.0
    [m]
    DC
    2063.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2075.0
    [m]
    DC
    2079.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2083.0
    [m]
    DC
    2088.0
    [m]
    DC
    2100.0
    [m]
    DC
    2110.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2118.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2128.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2130.0
    [m]
    DC
    2136.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2141.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2147.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2155.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2155.0
    [m]
    DC
    2162.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2170.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2190.0
    [m]
    DC
    2192.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2220.0
    [m]
    DC
    2221.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2247.0
    [m]
    DC
    2276.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2285.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2285.0
    [m]
    DC
    2289.0
    [m]
    DC
    2289.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2295.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2297.0
    [m]
    DC

  • 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
    DST2A
    1869.00
    1874.00
    17.09.1982 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.42

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    2.23
    pdf
    3.97
    pdf
    3.14

  • 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
    0.17
    pdf
    0.17

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    9.12
    pdf
    2.81

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    1935
    1936
    0.0
    2.0
    1858
    1864
    20.6
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    2.0
    11
    291000
    0.764
    0.720
    26697

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL
    440
    1646
    CDT
    1675
    1837
    CST
    772
    1089
    CST
    1117
    1650
    CST
    1937
    2295
    DLL MSFL GR CAL SP
    1650
    1966
    HDT
    744
    2295
    ISF LSS GR SP
    404
    1653
    ISF LSS GR SP
    1800
    2297
    ISF LSS GR SP MSFL CAL
    1651
    1965
    LDT CNL GR CAL
    390
    1966
    LDT CNL NGT GR CAL
    1935
    2297
    NGT
    1650
    2297
    RFT
    1840
    1943
    RFT
    1900
    1900
    RFT
    1900
    2226
    RFT
    1900
    1901
    RFT
    1935
    2270
    VELOCITY
    558
    2300

  • 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
    404.0
    36
    405.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    744.0
    26
    760.0
    1.67
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1651.0
    17 1/2
    1665.0
    1.80
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2300.0
    12 1/4
    2300.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    766
    1.06
    seawater
    1216
    1.15
    32.0
    9.0
    seawater
    1665
    1.20
    50.0
    10.5
    seawater
    1821
    1.21
    41.0
    8.0
    seawater
    2059
    1.22
    46.0
    10.0
    seawater
    2285
    1.25
    50.0
    11.5
    seawater

  • 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