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

34/7-12

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.
    34/7-12
    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.
    NORTH 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.
    34/7-12
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    SG 8431 ROW 155 COLUMN 534
    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.
    567-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    68
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    11.10.1987
    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.
    17.12.1987
    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.
    17.12.1989
    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.
    28.02.2008
    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
    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.
    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.
    TARBERT 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.
    NESS 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.
    190.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2784.0
    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).
    2780.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    5.4
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    100
    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.
    LUNDE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 16' 17.86'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 6' 47.26'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6793527.52
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    452441.55
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1187

  • Brønnhistorie
    >
    Well 34/7-12 is a replacement well for well 34/7-11, which was junked for technical reasons. It is located in the Tampen Spur area in the Northern North Sea. Its overall purpose was to assess the hydrocarbon potential in the "B"-structure in the southern part of the block. The primary objectives were to establish the thickness and reservoir quality of the prospective Brent the Brent Group in Group, and to determine the OWC. The secondary objectives were to assess the potential of the Dunlin Cook Formation reservoir, the Statfjord Formation and the upper part of the Triassic Lunde unit B/C reservoir section. TD was prognosed to 2900 m.
    Operations and results
    Wildcat well 34/7-12 was spudded 20 m north of the 34/7-11 location. It was drilled with the semi-submersible installation Treasure Saga on 11 October 1987 and drilled to TD at 2784 m in the Late Triassic Lunde Formation. The well was drilled without significant technical problems. The well was drilled with spud mud down to 852 m and with KCl mud from 852 m to TD.
    The Brent Group came in at 2169 m, and Statfjord Formation at 2606 m. Lunde Formation was encountered at 2763 m. Oil/water contact was defined in the Ness Formation at 2250 m.
    The Brent Group, from 2169 to 2340.5 m (171.5 m thick) comprised the sandy Tarbert Formation,the interbedded shaly and sandy Ness Formation, the sandy Etive and Rannoch Formations and at the base the conglomeratic Broom Formation. The Dunlin Group was penetrated from 2340.5 to 2606 m (265.5 m thick), comprising the shaly Drake Formation at the top, the Cook Formation with interbedded sandstone and claystone, the Burton Formation with claystone and minor sandstone and the Amundsen and Calcareous Amundsen Formations having clay stones with minor limestone. The Statfjord Formation, 157 m thick from 2606 to 2763 m, was dominated by sandstones with minor to interbedded claystone. The Late Triassic upper Lunde Formation was encountered at 2763 m, and comprised clay stone interbedded with siltstone.
    The Brent Group was hydrocarbon-bearing through the Tarbert Formation and into the Ness Formation with an OWC at 2250 m, confirmed by logs and FMT pressure gradients. Shows were seen down to 2268 m. In addition, shows were reported from a sidewall core cut at 1803 m in a Paleocene sand. Logs also indicated the presence of a two metre thick residual or hydrocarbon bearing zone from 1801 m to 1803 m. Shows were also reported in siltstones in the interval 2060 to 2142 m in the Late Cretaceous Kyrre Formation. No indications of hydrocarbons were reported below 2268 m.
    A total of 10 cores were cut from 2169 to 2360.5 m in the Brent Group and 20 m into the Dunlin Group. A total of 180.8 m core was recovered (94.4 % of cored section). FMT segregated fluid samples were taken at 2171 m (oil and gas), 2171.5 m (oil and gas), 2189.5 m (two samples in different runs, both with oil and gas), 2249.5 m (gas and oil-cut mud), and at 2252.5 m (water). The samples from 2171 and 2189.5 m were analysed and found to be very similar with oil densities close to 0.845 g/cm3, gas gravities in the range 0.863 to 0.879, and CO2 contents in the range 0.22 to 0.29 %.
    The well was permanently abandoned on 17 December 1987 as an oil discovery.
    Testing
    Three drill stem tests were performed in well 34/7-12.
    DST 1 tested the interval 2276.2 - 2282.2 m in the Rannoch Formation and produced up to1297 Sm3 water/day through a 12.7 mm choke. Up to 10% sand production was reported in the beginning of the main flow period. Maximum down-hole temperature recorded (at 2230.7 m) was 84.2 deg C.
    DST 2 tested the interval 2229 - 2235 m in the Ness Formation. On a 12.7 mm choke this test produced 881 Sm3 oil and 59383 Sm3 gas /day. The corresponding GOR was 68 Sm3/Sm3, the oil density was 0.841 g/cm3, and the gas gravity was 0.722 (air = 1). Maximum down-hole temperature recorded (at 2202.6 m) was 83.4 deg C.
    DST 3 tested the interval 2205.5 - 2209.5 m in the lower Tarbert Formation. On a 14.3 mm choke this test produced 1460 Sm3 oil and 96450 Sm3 gas /day. The corresponding GOR was 68 Sm3/Sm3, the oil density was 0.840 g/cm3, and the gas gravity was 0.695 (air = 1). Maximum down-hole temperature recorded (at 2161.3 m) was 82.1 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    860.00
    2784.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2169.0
    2196.3
    [m ]
    2
    2196.5
    2212.9
    [m ]
    3
    2214.0
    2215.5
    [m ]
    4
    2216.0
    2224.9
    [m ]
    5
    2228.0
    2242.4
    [m ]
    6
    2242.0
    2261.5
    [m ]
    7
    2262.0
    2289.9
    [m ]
    8
    2290.0
    2305.0
    [m ]
    9
    2305.5
    2332.5
    [m ]
    10
    2333.0
    2356.6
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    181.5
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2169-2174m
    Kjerne bilde med dybde: 2174-2179m
    Kjerne bilde med dybde: 2179-2184m
    Kjerne bilde med dybde: 2184-2189m
    Kjerne bilde med dybde: 2189-2194m
    2169-2174m
    2174-2179m
    2179-2184m
    2184-2189m
    2189-2194m
    Kjerne bilde med dybde: 2194-2198m
    Kjerne bilde med dybde: 2196-2201m
    Kjerne bilde med dybde: 2201-2206m
    Kjerne bilde med dybde: 2206-2211m
    Kjerne bilde med dybde: 2211-2212m
    2194-2198m
    2196-2201m
    2201-2206m
    2206-2211m
    2211-2212m
    Kjerne bilde med dybde: 2214-2215m
    Kjerne bilde med dybde: 2216-2221m
    Kjerne bilde med dybde: 2221-2224m
    Kjerne bilde med dybde: 2228-2233m
    Kjerne bilde med dybde: 2233-2238m
    2214-2215m
    2216-2221m
    2221-2224m
    2228-2233m
    2233-2238m
    Kjerne bilde med dybde: 2238-2242m
    Kjerne bilde med dybde: 2242-2247m
    Kjerne bilde med dybde: 2247-2252m
    Kjerne bilde med dybde: 2252-2257m
    Kjerne bilde med dybde: 2257-2261m
    2238-2242m
    2242-2247m
    2247-2252m
    2252-2257m
    2257-2261m
    Kjerne bilde med dybde: 2262-2267m
    Kjerne bilde med dybde: 2267-2272m
    Kjerne bilde med dybde: 2272-2277m
    Kjerne bilde med dybde: 2277-2282m
    Kjerne bilde med dybde: 2282-2287m
    2262-2267m
    2267-2272m
    2272-2277m
    2277-2282m
    2282-2287m
    Kjerne bilde med dybde: 2287-2289m
    Kjerne bilde med dybde: 2290-2295m
    Kjerne bilde med dybde: 2295-2300m
    Kjerne bilde med dybde: 2300-2305m
    Kjerne bilde med dybde: 2305-2310m
    2287-2289m
    2290-2295m
    2295-2300m
    2300-2305m
    2305-2310m
    Kjerne bilde med dybde: 2310-2315m
    Kjerne bilde med dybde: 2315-2320m
    Kjerne bilde med dybde: 2320-2325m
    Kjerne bilde med dybde: 2325-2330m
    Kjerne bilde med dybde: 2330-2332m
    2310-2315m
    2315-2320m
    2320-2325m
    2325-2330m
    2330-2332m
    Kjerne bilde med dybde: 2333-2338m
    Kjerne bilde med dybde: 2338-2343m
    Kjerne bilde med dybde: 2343-2348m
    Kjerne bilde med dybde: 2348-2353m
    Kjerne bilde med dybde: 2353-2356m
    2333-2338m
    2338-2343m
    2343-2348m
    2348-2353m
    2353-2356m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1010.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1021.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1025.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1040.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1050.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1070.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1080.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1099.5
    [m]
    DC
    PALEO
    1100.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1110.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1130.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1140.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1150.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1160.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1170.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1190.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1200.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1220.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1228.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1230.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1250.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1270.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1280.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1300.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1310.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1330.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1340.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1360.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1370.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1390.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1400.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1420.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1430.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1450.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1460.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1480.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1490.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1510.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1520.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1540.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1550.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1570.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1580.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1600.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1610.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1630.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1640.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1660.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1670.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1690.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1696.0
    [m]
    SWC
    PALEO
    1700.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1710.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1730.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1740.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1760.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1770.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1790.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1800.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1815.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1830.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1845.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1860.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1875.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1890.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1900.0
    [m]
    SWC
    PALEO
    1905.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1920.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1935.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1950.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1965.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1980.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1995.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2010.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2025.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2040.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2055.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2070.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2085.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2100.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2115.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2130.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2145.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2160.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2162.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2171.5
    [m]
    DC
    PALEO
    2175.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2178.8
    [m]
    DC
    PALEO
    2198.8
    [m]
    DC
    PALEO
    2209.5
    [m]
    DC
    PALEO
    2214.5
    [m]
    DC
    PALEO
    2218.8
    [m]
    DC
    PALEO
    2220.8
    [m]
    DC
    PALEO
    2223.8
    [m]
    DC
    PALEO
    2229.5
    [m]
    DC
    PALEO
    2237.8
    [m]
    DC
    PALEO
    2243.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2258.7
    [m]
    DC
    PALEO
    2279.5
    [m]
    DC
    PALEO
    2299.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2305.8
    [m]
    DC
    PALEO
    2313.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2319.5
    [m]
    DC
    PALEO
    2326.4
    [m]
    DC
    PALEO
    2341.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2348.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2350.9
    [m]
    DC
    PALEO
    2353.1
    [m]
    DC
    PALEO
    2355.8
    [m]
    DC
    PALEO
    2358.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2364.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2373.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2391.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2433.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2451.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2460.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2490.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2505.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2520.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2534.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2553.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2555.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2563.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2580.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2622.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2634.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2640.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2670.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2682.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2727.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2742.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2754.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2768.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2772.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2784.0
    [m]
    DC
    PALEO

  • 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
    DST2
    2229.00
    2235.00
    03.12.1987 - 11:30
    YES
    DST
    DST3
    2205.50
    2209.50
    10.12.1987 - 23:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.74
    pdf
    2.43

  • 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
    0.43
    pdf
    0.26

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    8.97
    pdf
    1.67

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2276
    2282
    12.7
    2.0
    2229
    2235
    12.7
    3.0
    2206
    2210
    14.3
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    15.000
    49.000
    84
    2.0
    19.000
    43.000
    83
    3.0
    23.000
    48.000
    82
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    1685
    2.0
    881
    59000
    0.841
    0.722
    68
    3.0
    1460
    96000
    0.840
    0.695
    66

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    ACBL
    600
    1852
    CDL CNL GR
    2100
    2479
    CDL GR
    837
    1836
    CNL CDL GR
    1852
    2784
    CNL CDL GR
    2140
    2784
    COREGUN
    858
    1848
    COREGUN
    1875
    2775
    DIFL LS BHC GR
    837
    1852
    DIFL LS BHC GR
    1852
    2784
    DIPMETER
    1850
    2784
    DLL MLL GR
    2100
    2476
    DLL MLL GR
    2125
    2784
    FMT
    2171
    2312
    FMT
    2210
    2474
    FMT
    2210
    2692
    MWD - GR RES DIR
    327
    2781
    VELOCITY
    1525
    2784

  • 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
    327.0
    36
    379.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    838.0
    26
    852.0
    1.66
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1851.0
    17 1/2
    1870.0
    2.23
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2366.0
    12 1/4
    2784.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    332
    1.05
    WATER BASED
    14.10.1987
    378
    1.13
    5.0
    12.0
    WATER BASED
    28.10.1987
    852
    1.05
    20.0
    10.1
    WATER BASED
    28.10.1987
    852
    1.05
    22.0
    8.7
    WATER BASED
    28.10.1987
    852
    1.17
    5.0
    13.5
    WATER BASED
    21.10.1987
    852
    1.20
    6.0
    12.5
    WATER BASED
    21.10.1987
    852
    1.15
    6.0
    13.5
    WATER BASED
    28.10.1987
    870
    1.09
    18.0
    8.7
    WATER BASED
    28.10.1987
    1335
    1.17
    22.0
    10.6
    WATER BASED
    28.10.1987
    1544
    1.25
    25.0
    12.0
    WATER BASED
    26.10.1987
    1865
    1.58
    34.0
    12.0
    WATER BASED
    26.10.1987
    1865
    1.58
    35.0
    11.5
    WATER BASED
    28.10.1987
    1865
    1.58
    35.0
    12.5
    WATER BASED
    28.10.1987
    1870
    1.58
    32.0
    10.6
    WATER BASED
    28.10.1987
    2106
    1.72
    32.0
    8.7
    WATER BASED
    29.10.1987
    2120
    1.72
    24.0
    6.8
    WATER BASED
    14.12.1987
    2155
    1.72
    24.0
    6.8
    WATER BASED
    16.12.1987
    2180
    1.72
    27.0
    6.3
    WATER BASED
    30.10.1987
    2214
    1.72
    31.0
    7.2
    WATER BASED
    02.11.1987
    2224
    1.72
    24.0
    6.8
    WATER BASED
    08.12.1987
    2234
    1.72
    29.0
    5.3
    WATER BASED
    02.11.1987
    2267
    1.72
    25.0
    6.8
    WATER BASED
    08.12.1987
    2267
    1.72
    28.0
    6.3
    WATER BASED
    08.12.1987
    2276
    1.72
    30.0
    4.8
    WATER BASED
    03.11.1987
    2313
    1.72
    30.0
    6.3
    WATER BASED
    10.11.1987
    2330
    1.72
    30.0
    7.2
    WATER BASED
    25.11.1987
    2330
    1.72
    30.0
    7.2
    WATER BASED
    23.11.1987
    2330
    1.72
    30.0
    7.2
    WATER BASED
    23.11.1987
    2357
    1.72
    30.0
    5.3
    WATER BASED
    10.11.1987
    2366
    1.72
    28.0
    5.3
    WATER BASED
    10.11.1987
    2381
    1.72
    31.0
    10.6
    WATER BASED
    20.11.1987
    2480
    1.70
    28.0
    5.3
    WATER BASED
    10.11.1987
    2480
    1.72
    28.0
    4.8
    WATER BASED
    10.11.1987
    2480
    1.72
    27.0
    6.3
    WATER BASED
    10.11.1987
    2510
    1.72
    25.0
    5.8
    WATER BASED
    10.11.1987
    2595
    1.72
    26.0
    6.3
    WATER BASED
    10.11.1987
    2609
    1.72
    22.0
    5.3
    WATER BASED
    11.11.1987
    2622
    1.72
    23.0
    5.3
    WATER BASED
    12.11.1987
    2655
    1.72
    25.0
    5.3
    WATER BASED
    13.11.1987
    2705
    1.72
    25.0
    6.3
    WATER BASED
    16.11.1987
    2778
    1.72
    28.0
    6.3
    WATER BASED
    16.11.1987
    2784
    1.72
    28.0
    6.8
    WATER BASED
    16.11.1987
    2784
    1.72
    28.0
    6.8
    WATER BASED
    17.11.1987
    2784
    1.72
    26.0
    6.3
    WATER BASED
    18.11.1987
    2784
    1.72
    26.0
    6.3
    WATER BASED
    19.11.1987

  • 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
    0.22