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

7120/1-2

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.
    7120/1-2
    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.
    7120/1-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    86 - 107 / 7147 - 82 A
    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.
    A/S Norske Shell
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    599-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    87
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    01.01.1989
    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.
    28.03.1989
    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.
    28.03.1991
    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
    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 CRETACEOUS
    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.
    KNURR 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.
    LATE 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.
    HEKKINGEN FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    23.5
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    304.5
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2630.0
    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).
    2613.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    17.8
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    77
    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.
    FRUHOLMEN FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    71° 47' 29.04'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    20° 16' 42.98'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7966032.04
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    474839.56
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    34
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1366

  • Brønnhistorie
    General
    Block 7120/1 is situated on the southern margin of the Loppa High and is bisected by the east-west trending Southern Loppa High boundary fault, which separates the Loppa High from the Hammerfest Basin to the south. The main objective of well 7120/1-2 was two seismostratigraphically defined wedges (of inferred Aptian age) in a large fault-bound closure against the Loppa High. Additional objectives were provided by a lower wedge of inferred Hauterivian age and Early Jurassic/Late Triassic elastics truncated beneath the Base Cretaceous unconformity, both down dip from the structural culmination.
    Operations and results
    The well spudded with the semi-submersible installation Ross Rig on 1 January 1989 and drilled to a total depth of 2630 m in Late Triassic sediments of the Fruholmen Formation. No shallow gas was encountered at any depth. The rig had to be moved three times due to problems with boulders that increased the hole inclination too much. Rough weather conditions, with waves exceeding 16 m, delayed drilling with several days. The well was drilled with seawater and spud mud down to 617 m and with KCl /Polymer mud from 617 m to TD.
    Well 7120/1-2 penetrated two seismically defined "wedges" which contained three distinct clastic packages. The uppermost wedge (Wedge I from1585 m to1826 m) was dated as Early to Middle Albian in age, whilst the lower hydrocarbon-bearing wedge contains two units of latest Ryazanian / Early Valanginian (Wedge IIa from1878 m to 1984 m) and Early Volgian age (Wedge IIb from1984 m to 2138 m) respectively. These units had not previously been penetrated on the Barents Shelf.
    Oil shows (direct fluorescence) was recorded on cuttings and cores in several intervals below 1931 m. Based on DST, logs, cores and RFT pressure measurements it was concluded that an oil column in excess of 90 m was encountered in Wedge IIa. Hydrocarbon saturations were considered reliable and although averaging only 50 %, could be as high as 65 % in both the upper and lower reservoir intervals (corresponding to Production Tests 3A and 3B respectively). Reservoir properties in the hydrocarbon-bearing interval were in general very poor and the intercalation of thin sand-shale beds made it impossible to pick an oil-water contact with any confidence. All other interpreted hydrocarbons, with the exception of an isolated sand in the Hekkingen Formation, were considered to be immovable. A segregated RFT sample was recovered from 1888.5 m (within the Production Test 3A interval in the Lower Cretaceous reservoirs of Wedge IIa). Both sample chambers were opened on the rig and found to contain oil, water and gas. A total of 0.0012 m3 of 31 deg API (0.871 g/cm3) oil was recovered along with 0.074 m3 of gas. A second RFT sample was recovered from 2153.5 m (a two to five meter thick isolated sand in the Upper Jurassic Hekkingen Formation). The lower sampling chamber from this interval was opened on the rig; it contained 0.0023 m3 of 41°API (0.820 g/cm3) oil and 0.3706 m3 of gas. Attempts to recover RFT samples and pressures from the interval 2506 m to 2543 m failed due to tight Formation. Four conventional cores were cut. In addition, a 10 cm core was recovered from the junk basket tool run to retrieve lost bullets prior to drilling ahead at the 7" liner depth. Core 1 was cut from 1815 m to 1825 m in Wedge I, core 2 was cut from 1957 m to 1969 m in Wedge IIa, core 3 (from junk basket: black fissile claystone with strong smell of H2S) was retrieved from 2147 m in the Hekkingen Formation, core 4 was cut from 2581 m to 2583 m, and the fifth core was cut from 2583 m to 2585.5 m. Cores 4 and 5 were cut in the Fruholmen Formation, and both jammed of.
    The well was permanently abandoned on 28 March 1989 as an oil discovery
    Testing
    Two hydrocarbon production tests were planned for well 7120/1-2. The planned test intervals were 2506 m to 2543 m (Production Test #1 in the Fruholmen Formation) and 1879 m to 1896 m / 1944 m to1971 m (Production Test 2A / Test 2B in Wedge IIa). During Production Test 2, the tubing conveyed perforating guns parted from the bottom hole assembly and perforated the water-bearing sands below the proposed test interval. This incident led to a repeat of the test over the interval 1879 m to1971 m as Production Test 3. Test 1 gave no flow, but bottom hole samples and bottoms up contained minute traces of oil. Test 2 produced water, while the final, oil zone test in Wedge IIa (Test 3A and Test 3B) proved moveable oil. However the oil came very slowly with alternating gas and slugs of emulsified oil, and only after displacement of the original diesel cushion with Nitrogen.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    630.00
    2630.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1815.0
    1825.0
    [m ]
    2
    1957.0
    1968.0
    [m ]
    3
    2581.0
    2582.0
    [m ]
    4
    2582.0
    2585.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    25.5
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1815-1820m
    Kjerne bilde med dybde: 1820-1825m
    Kjerne bilde med dybde: 1957-1962m
    Kjerne bilde med dybde: 1962-1967m
    Kjerne bilde med dybde: 1967-1968m
    1815-1820m
    1820-1825m
    1957-1962m
    1962-1967m
    1967-1968m
    Kjerne bilde med dybde: 2581-2585m
    Kjerne bilde med dybde: 2581-2585m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2581-2585m
    2581-2585m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    413.3
    [m]
    SWC
    469.3
    [m]
    SWC
    531.3
    [m]
    SWC
    595.3
    [m]
    SWC
    643.0
    [m]
    SWC
    680.0
    [m]
    SWC
    800.0
    [m]
    SWC
    870.0
    [m]
    SWC
    980.0
    [m]
    SWC
    1020.0
    [m]
    SWC
    1065.0
    [m]
    SWC
    1145.0
    [m]
    SWC
    1160.0
    [m]
    SWC
    1420.0
    [m]
    SWC
    1460.0
    [m]
    SWC
    1500.0
    [m]
    SWC
    1558.0
    [m]
    DC
    1559.5
    [m]
    SWC
    RRI
    1563.5
    [m]
    SWC
    RRI
    1566.1
    [m]
    SWC
    1576.0
    [m]
    DC
    1584.9
    [m]
    SWC
    RRI
    1589.5
    [m]
    SWC
    1593.5
    [m]
    SWC
    RRI
    1594.0
    [m]
    DC
    1601.1
    [m]
    SWC
    1621.0
    [m]
    DC
    1625.1
    [m]
    SWC
    1643.0
    [m]
    DC
    1651.1
    [m]
    SWC
    1658.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1677.0
    [m]
    SWC
    1682.0
    [m]
    DC
    1688.0
    [m]
    DC
    RRI
    1703.0
    [m]
    DC
    RRI
    1718.0
    [m]
    DC
    RRI
    1724.0
    [m]
    DC
    1748.0
    [m]
    DC
    RRI
    1754.0
    [m]
    DC
    1778.0
    [m]
    DC
    RRI
    1784.1
    [m]
    SWC
    1799.0
    [m]
    DC
    1808.0
    [m]
    DC
    RRI
    1808.0
    [m]
    SWC
    1811.0
    [m]
    DC
    1816.4
    [m]
    C
    1817.0
    [m]
    C
    RRI
    1817.4
    [m]
    C
    1817.5
    [m]
    C
    RRI
    1818.4
    [m]
    C
    1819.3
    [m]
    C
    FUGRO
    1819.4
    [m]
    C
    RRI
    1820.0
    [m]
    C
    RRI
    1820.1
    [m]
    C
    RRI
    1820.1
    [m]
    C
    1820.4
    [m]
    C
    1822.4
    [m]
    C
    1822.6
    [m]
    C
    1822.6
    [m]
    C
    FUGRO
    1830.5
    [m]
    SWC
    RRI
    1835.0
    [m]
    DC
    1838.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1838.0
    [m]
    SWC
    1844.0
    [m]
    DC
    1853.0
    [m]
    DC
    1856.5
    [m]
    SWC
    RRI
    1862.0
    [m]
    DC
    1863.1
    [m]
    SWC
    1863.1
    [m]
    SWC
    RRI
    1868.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1871.0
    [m]
    DC
    1880.0
    [m]
    DC
    1883.5
    [m]
    SWC
    1883.5
    [m]
    DC
    RRI
    1889.0
    [m]
    DC
    1898.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1901.0
    [m]
    DC
    1904.0
    [m]
    DC
    RRI
    1905.1
    [m]
    SWC
    1910.0
    [m]
    DC
    1913.0
    [m]
    DC
    RRI
    1919.0
    [m]
    DC
    1922.0
    [m]
    DC
    RRI
    1928.0
    [m]
    DC
    RRI
    1928.5
    [m]
    SWC
    1931.0
    [m]
    DC
    1937.0
    [m]
    DC
    RRI
    1940.0
    [m]
    DC
    1943.0
    [m]
    DC
    RRI
    1946.0
    [m]
    DC
    RRI
    1949.0
    [m]
    DC
    1953.6
    [m]
    SWC
    1955.0
    [m]
    DC
    1957.0
    [m]
    C
    1957.0
    [m]
    C
    RRI
    1957.7
    [m]
    C
    FUGRO
    1958.3
    [m]
    C
    1959.2
    [m]
    C
    RRI
    1959.2
    [m]
    C
    ICHRON
    1959.2
    [m]
    C
    FUGRO
    1959.4
    [m]
    C
    ICHRON
    1960.0
    [m]
    C
    ICHRON
    1960.1
    [m]
    C
    ICHRON
    1960.9
    [m]
    C
    RRI
    1960.9
    [m]
    C
    ICHRON
    1961.2
    [m]
    C
    ICHRON
    1961.5
    [m]
    C
    ICHRON
    1962.4
    [m]
    C
    ICHRON
    1963.0
    [m]
    C
    ICHRON
    1963.5
    [m]
    C
    ICHRON
    1963.9
    [m]
    C
    ICHRON
    1964.1
    [m]
    C
    RRI
    1964.2
    [m]
    C
    ICHRON
    1964.5
    [m]
    C
    1964.6
    [m]
    DC
    1964.9
    [m]
    C
    ICHRON
    1965.2
    [m]
    C
    RRI
    1965.2
    [m]
    C
    1965.5
    [m]
    C
    ICHRON
    1965.9
    [m]
    C
    ICHRON
    1966.0
    [m]
    C
    FUGRO
    1966.1
    [m]
    C
    ICHRON
    1966.4
    [m]
    C
    ICHRON
    1966.5
    [m]
    C
    1966.8
    [m]
    C
    FUGRO
    1966.8
    [m]
    C
    ICHRON
    1967.3
    [m]
    C
    ICHRON
    1967.3
    [m]
    C
    1967.5
    [m]
    C
    1967.8
    [m]
    C
    RRI
    1967.8
    [m]
    C
    ICHRON
    1971.5
    [m]
    SWC
    RRI
    1971.5
    [m]
    SWC
    1973.0
    [m]
    DC
    1975.2
    [m]
    SWC
    1977.5
    [m]
    SWC
    1980.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1980.0
    [m]
    SWC
    1981.5
    [m]
    SWC
    RRI
    1981.5
    [m]
    SWC
    1982.0
    [m]
    DC
    1988.0
    [m]
    DC
    RRI
    1991.0
    [m]
    DC
    1992.3
    [m]
    SWC
    2000.0
    [m]
    DC
    RRI
    2000.0
    [m]
    DC
    2009.0
    [m]
    DC
    2009.0
    [m]
    DC
    RRI
    2016.6
    [m]
    SWC
    2018.0
    [m]
    DC
    RRI
    2018.0
    [m]
    DC
    2030.0
    [m]
    DC
    2030.0
    [m]
    DC
    RRI
    2042.0
    [m]
    DC
    2048.0
    [m]
    DC
    RRI
    2051.0
    [m]
    DC
    2060.0
    [m]
    DC
    2063.0
    [m]
    SWC
    2067.1
    [m]
    SWC
    RRI
    2067.1
    [m]
    SWC
    2069.0
    [m]
    DC
    2078.0
    [m]
    DC
    RRI
    2081.0
    [m]
    DC
    2090.0
    [m]
    DC
    2097.1
    [m]
    SWC
    2099.0
    [m]
    DC
    2108.0
    [m]
    DC
    RRI
    2110.1
    [m]
    SWC
    2111.0
    [m]
    DC
    RRI
    2111.0
    [m]
    DC
    2114.0
    [m]
    DC
    RRI
    2120.0
    [m]
    DC
    2129.0
    [m]
    DC
    2130.5
    [m]
    SWC
    2132.0
    [m]
    DC
    RRI
    2135.0
    [m]
    DC
    RRI
    2136.4
    [m]
    SWC
    2138.0
    [m]
    DC
    RRI
    2141.0
    [m]
    DC
    RRI
    2141.0
    [m]
    DC
    2147.0
    [m]
    DC
    2147.0
    [m]
    DC
    RRI
    2150.0
    [m]
    C
    STATOIL
    2150.0
    [m]
    DC
    2150.0
    [m]
    C
    RRI
    2150.0
    [m]
    C
    2156.0
    [m]
    SWC
    2156.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2160.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2165.0
    [m]
    DC
    2170.0
    [m]
    SWC
    2170.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2180.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2180.0
    [m]
    SWC
    2189.0
    [m]
    DC
    2195.0
    [m]
    SWC
    2198.0
    [m]
    DC
    2198.0
    [m]
    DC
    RRI
    2207.0
    [m]
    DC
    RRI
    2210.0
    [m]
    SWC
    2213.0
    [m]
    DC
    2219.0
    [m]
    DC
    2219.0
    [m]
    DC
    RRI
    2228.0
    [m]
    DC
    RRI
    2234.0
    [m]
    DC
    2243.0
    [m]
    DC
    RRI
    2244.0
    [m]
    SWC
    2246.0
    [m]
    DC
    2249.0
    [m]
    DC
    RRI
    2249.0
    [m]
    DC
    2258.0
    [m]
    DC
    RRI
    2270.0
    [m]
    DC
    2285.0
    [m]
    DC
    2285.0
    [m]
    DC
    RRI
    2357.0
    [m]
    DC
    2368.5
    [m]
    SWC
    2372.0
    [m]
    DC
    2384.0
    [m]
    DC
    2390.0
    [m]
    SWC
    2415.0
    [m]
    SWC
    2425.0
    [m]
    SWC
    2432.0
    [m]
    DC
    2448.0
    [m]
    SWC
    2450.0
    [m]
    DC
    2460.0
    [m]
    SWC
    2469.0
    [m]
    SWC
    2474.0
    [m]
    DC
    2507.0
    [m]
    DC
    2509.5
    [m]
    SWC
    2526.5
    [m]
    SWC
    2531.0
    [m]
    DC
    2555.0
    [m]
    DC
    2561.0
    [m]
    SWC
    2573.0
    [m]
    DC
    2582.6
    [m]
    C
    2584.5
    [m]
    C
    2585.4
    [m]
    C
    2597.0
    [m]
    DC
    2612.5
    [m]
    SWC
    2626.0
    [m]
    SWC

  • 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
    TEST3A
    1879.00
    1971.00
    21.03.1989 - 10:30
    YES
    DST
    1888.00
    1896.00
    21.03.1989 - 00:00
    YES
    DST
    DST3B
    1944.00
    1971.00
    22.03.1989 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.47

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    3.20

  • 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
    0.26
    pdf
    0.15

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    42.89

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    2.0
    1879
    1971
    12.7
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    2.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    2.0
    150
    0.673

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL
    1164
    1546
    CBL VDL
    1440
    2145
    CHKSHT
    415
    2135
    CST
    414
    604
    CST
    623
    1537
    CST
    643
    1537
    CST
    1560
    2136
    CST
    1972
    2145
    CST
    2164
    2622
    CST
    2460
    2578
    DIL BHC
    402
    616
    DIL BHC
    610
    1550
    DIL BHC
    1546
    2144
    DIL BHC
    2145
    2561
    DIL BHC
    2477
    2628
    DIL MSFL
    2145
    2630
    DLL MSFL
    1546
    2137
    LDL CNL AMS
    610
    1552
    LDL CNL CAL
    402
    615
    LDL CNL NGS
    1546
    2144
    LDL CNL NGS
    2450
    2629
    LDL CNL NGT
    2144
    2564
    MWD
    342
    2140
    RFT
    2153
    2541
    RFT
    2508
    2578
    SHDT
    2145
    2630
    SHDT CAL
    1545
    2141
    VSP
    700
    2584

  • 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
    401.0
    36
    0.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    607.0
    26
    622.0
    1.37
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1544.0
    12 1/2
    1564.0
    1.27
    LOT
    LINER
    7
    2144.0
    8 1/2
    2151.0
    1.34
    LOT
    LINER
    4 1/2
    2630.0
    5 7/8
    2630.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    366
    1.04
    WATER BASED
    04.01.1989
    673
    1.02
    15.0
    20.0
    WATER BASED
    16.01.1989
    827
    1.20
    19.0
    24.0
    WATER BASED
    16.01.1989
    880
    1.20
    19.0
    24.0
    WATER BASED
    16.01.1989
    1100
    1.02
    17.0
    20.0
    WATER BASED
    17.01.1989
    1290
    1.20
    17.0
    19.0
    WATER BASED
    17.01.1989
    1500
    1.20
    20.0
    28.0
    WATER BASED
    19.01.1989
    1500
    1.20
    20.0
    28.0
    WATER BASED
    20.01.1989
    1500
    1.20
    20.0
    28.0
    WATER BASED
    25.01.1989
    1500
    1.20
    22.0
    34.0
    WATER BASED
    19.01.1989
    1600
    1.20
    21.0
    28.0
    WATER BASED
    25.01.1989
    1670
    1.20
    21.0
    20.0
    WATER BASED
    26.01.1989
    1740
    1.20
    26.0
    21.0
    WATER BASED
    26.01.1989
    1781
    1.20
    24.0
    21.0
    WATER BASED
    27.01.1989
    1781
    1.20
    24.0
    21.0
    WATER BASED
    30.01.1989
    1830
    1.18
    20.0
    21.0
    WATER BASED
    30.01.1989
    1850
    1.20
    WATER BASED
    20.03.1989
    1850
    1.20
    WATER BASED
    22.03.1989
    1850
    1.20
    WATER BASED
    28.03.1989
    1850
    1.20
    WATER BASED
    16.03.1989
    1887
    1.20
    22.0
    23.0
    WATER BASED
    31.01.1989
    1934
    1.20
    21.0
    23.0
    WATER BASED
    01.02.1989
    1950
    1.20
    22.0
    20.0
    WATER BASED
    03.02.1989
    1950
    1.20
    22.0
    20.0
    WATER BASED
    02.02.1989
    1990
    1.02
    WATER BASED
    22.03.1989
    2040
    1.18
    22.0
    22.0
    WATER BASED
    06.02.1989
    2050
    1.03
    WATER BASED
    13.03.1989
    2050
    1.03
    WATER BASED
    14.03.1989
    2050
    1.03
    WATER BASED
    15.03.1989
    2101
    1.18
    22.0
    22.0
    WATER BASED
    06.02.1989
    2140
    1.18
    20.0
    23.0
    WATER BASED
    08.02.1989
    2140
    1.18
    20.0
    23.0
    WATER BASED
    09.02.1989
    2140
    1.18
    20.0
    23.0
    WATER BASED
    13.02.1989
    2159
    1.20
    20.0
    21.0
    WATER BASED
    17.02.1989
    2160
    1.20
    20.0
    21.0
    WATER BASED
    20.02.1989
    2258
    1.20
    21.0
    23.0
    WATER BASED
    20.02.1989
    2384
    1.20
    21.0
    23.0
    WATER BASED
    20.02.1989
    2384
    1.20
    21.0
    23.0
    WATER BASED
    21.02.1989
    2456
    1.20
    21.0
    22.0
    WATER BASED
    22.02.1989
    2494
    1.20
    21.0
    22.0
    WATER BASED
    24.02.1989
    2550
    1.20
    21.0
    22.0
    WATER BASED
    27.02.1989
    2564
    1.20
    21.0
    22.0
    WATER BASED
    28.02.1989
    2581
    1.20
    21.0
    22.0
    WATER BASED
    28.02.1989
    2585
    1.20
    21.0
    22.0
    WATER BASED
    02.03.1989
    2585
    1.20
    21.0
    22.0
    WATER BASED
    28.02.1989
    2600
    1.03
    WATER BASED
    10.03.1989
    2600
    1.03
    WATER BASED
    07.03.1989
    2600
    1.03
    WATER BASED
    09.03.1989
    2600
    1.03
    WATER BASED
    13.03.1989
    2630
    1.03
    WATER BASED
    07.03.1989
    2630
    1.20
    21.0
    20.0
    WATER BASED
    03.03.1989
    2630
    1.20
    21.0
    20.0
    WATER BASED
    06.03.1989

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    1816.15
    [m ]
    1817.32
    [m ]
    1961.72
    [m ]
    1962.73
    [m ]
    2581.80
    [m ]
    2583.48
    [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
    0.28