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

6407/7-4

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.
    6407/7-4
    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).
    APPRAISAL
    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.
    NORWEGIAN 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.
    6407/7-4
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH 8604- row 859 & column 1055
    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.
    600-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    75
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    13.01.1989
    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
    Plugget og forlatt dato
    Dato P&A-operasjonen av brønnbanen var ferdig, som innmeldt av operatør til DDRS (Daily Drilling Reporting System). Forekommer bare en gang pr. brønnhode/overflateposisjon.
    31.01.2017
    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.
    09.03.2009
    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.
    APPRAISAL
    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.
    NO
    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.
    ILE 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.
    EARLY 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.
    BÅT 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.
    329.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3211.0
    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).
    3204.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    9.7
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    122
    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.
    EARLY 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.
    ÅRE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    64° 15' 43.43'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 13' 25.84'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7127595.36
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    413943.15
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1360

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6407/7-4 was drilled on the Njord A-East structure in the southern part of the Halten Terrace. The Njord structure is located ca 30 km west of the Draugen Field . The location was within a gentle ice berg plough mark with a trend southwest-northeast. The primary objective was to establish the oil-water contact in the Tilje Formation. Secondary objectives were to obtain a better mapping of the reservoir quality of the Tilje Formation on the east flank, to test productivity and injectivity of the Tilje Formation, and to appraise the down flank oil bearing potential and productivity of the Ile Formation. Reservoir fluids including formation water should be sampled. Boulders were expected at 395 m, and shallow gas from 509 - 528 m and especially at 553 m.
    Operations and results
    Appraisal well 6407/7-4 was spudded by the semi-submersible rig Polar Pioneer on 11 January 1989 drilled to TD at 3211 m in Early Jurassic sediments of the Åre Formation. Spudding was delayed due to severe weather conditions causing the rig to drift 43 nautical miles off location. No shallow gas was encountered. Further periods of bad weather led to some problems and WOW, but apart from this the drilling proceeded without significant problems. The well was drilled with spud mud down to 538 m and with KCl mud from 538 m to TD.
    The well proved oil in sands of the Ile, Tilje, and Åre Formations. The Ile Formation had oil from 2873.5 to 2896 m with a net pay of 14.8 m. The Tilje Formation had oil from 2972.5 m and down to 3120 m. Net pay in the Tilje Formation was 89.5 m. From logs, cores, and DST data an OWC could be placed at ca 3120 m in the Tilje Formation, while RFT data indicated a contact at 3110 m. The CPI log also showed a thin oil zone between 3148 and 3153 m in the Åre Formation. Weak shows (minor spotted blue-white to yellow white direct and cut fluorescence) were seen on limestones at 1850 - 1890 m. At 2435 to 2450 m in the Kvitnos Formation sandstones had direct and crush cut yellow-white fluorescence. From 3120 m to 3142 m there were no shows. Below 3142 m only weak shows were observed.
    One core was cut from 2877 - 2896 m, and a total of nine cores were cut from 2974 - 3140 m. Twenty-six of 30 sidewall cores were recovered. Segregated RFT samples were taken at 2885 m (water/filtrate with traces of oil and gas), and at 3037 m (0.85 Sm3 gas and 5 litres 42.5 deg API oil in 2 3/4 gallon chamber).
    The well was permanently abandoned on 28 March 1989 as an oil appraisal well.
    Testing
    Three DST tests were performed in this well.
    Test no 1 was performed in the interval 3126 - 3138.5 m in the water zone. It produced 147 m3 water and 424 Sm3 gas /day through a 11.11 mm choke. The gas gravity was 0.69 (air = 1) with 11% CO2 and 0.1 ppm H2S. The down-hole temperature in the test, measured at 3065.7 m, was 118.5 deg C.
    Test no 2 A was performed in the interval 2999 - 3008 m. It produced 242 Sm3 oil and 46000 Sm3 gas /day through a 7.94 mm choke. The GOR was 185 Sm3/Sm3, oil density was 0.83 g/cm3, gas gravity was 0.74 (air = 1) with 2% CO2 and 2 ppm H2S. The down-hole temperature in the test, measured at 2957.7 m, was 115.7 deg C.
    Test no 2 B was performed in the combined intervals 2999 - 3008 m and 3028 - 3071 m. It produced 740 Sm3 oil and 125000 Sm3 gas /day through a 12.7 mm choke. The GOR was169 Sm3/Sm3, oil density was 0.84 g/cm3, gas gravity was 0.72 (air = 1) with 2% CO2 and 2 ppm H2S. The down-hole temperature in the test, measured at 3005.7 m, was 117.1 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    550.00
    3210.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2877.0
    2897.0
    [m ]
    2
    2974.6
    2982.8
    [m ]
    3
    2982.8
    3010.5
    [m ]
    4
    3010.6
    3037.3
    [m ]
    5
    3037.3
    3040.6
    [m ]
    6
    3040.6
    3068.1
    [m ]
    7
    3069.0
    3097.3
    [m ]
    8
    3087.0
    3100.0
    [m ]
    9
    3101.1
    3127.7
    [m ]
    10
    3128.0
    3140.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    193.2
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2877-2882m
    Kjerne bilde med dybde: 2882-2887m
    Kjerne bilde med dybde: 2887-2892m
    Kjerne bilde med dybde: 2887-2897m
    Kjerne bilde med dybde: 2892-2895m
    2877-2882m
    2882-2887m
    2887-2892m
    2887-2897m
    2892-2895m
    Kjerne bilde med dybde: 2974-2979m
    Kjerne bilde med dybde: 2979-2983m
    Kjerne bilde med dybde: 2983-2988m
    Kjerne bilde med dybde: 2988-2993m
    Kjerne bilde med dybde: 2993-2998m
    2974-2979m
    2979-2983m
    2983-2988m
    2988-2993m
    2993-2998m
    Kjerne bilde med dybde: 2998-3003m
    Kjerne bilde med dybde: 3003-3008m
    Kjerne bilde med dybde: 3008-3012m
    Kjerne bilde med dybde: 3012-3017m
    Kjerne bilde med dybde: 3017-3022m
    2998-3003m
    3003-3008m
    3008-3012m
    3012-3017m
    3017-3022m
    Kjerne bilde med dybde: 3022-3027m
    Kjerne bilde med dybde: 3027-3032m
    Kjerne bilde med dybde: 3032-3037m
    Kjerne bilde med dybde: 3037-3040m
    Kjerne bilde med dybde: 3040-3045m
    3022-3027m
    3027-3032m
    3032-3037m
    3037-3040m
    3040-3045m
    Kjerne bilde med dybde: 3045-3050m
    Kjerne bilde med dybde: 3050-3055m
    Kjerne bilde med dybde: 3055-3060m
    Kjerne bilde med dybde: 3060-3065m
    Kjerne bilde med dybde: 3065-3068m
    3045-3050m
    3050-3055m
    3055-3060m
    3060-3065m
    3065-3068m
    Kjerne bilde med dybde: 3068-3073m
    Kjerne bilde med dybde: 3073-3078m
    Kjerne bilde med dybde: 3078-3083m
    Kjerne bilde med dybde: 3083-3088m
    Kjerne bilde med dybde: 3088-3093m
    3068-3073m
    3073-3078m
    3078-3083m
    3083-3088m
    3088-3093m
    Kjerne bilde med dybde: 3093-3098m
    Kjerne bilde med dybde: 3098-3103m
    Kjerne bilde med dybde: 3103-3108m
    Kjerne bilde med dybde: 3108-3113m
    Kjerne bilde med dybde: 3113-3118m
    3093-3098m
    3098-3103m
    3103-3108m
    3108-3113m
    3113-3118m
    Kjerne bilde med dybde: 3118-3123m
    Kjerne bilde med dybde: 3123-3127m
    Kjerne bilde med dybde: 3128-3133m
    Kjerne bilde med dybde: 3133-3138m
    Kjerne bilde med dybde: 3138-3140m
    3118-3123m
    3123-3127m
    3128-3133m
    3133-3138m
    3138-3140m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1690.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1700.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1720.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1730.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1750.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1760.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1780.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1790.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1805.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1820.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1835.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1850.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1865.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1880.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1895.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1910.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1925.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1940.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1955.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1970.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1985.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2000.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2015.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2030.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2045.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2060.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2075.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2090.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2105.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2120.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2135.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2150.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2165.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2180.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2195.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2205.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2220.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2490.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2505.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2520.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2535.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2550.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2565.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2580.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2595.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2610.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2625.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2650.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2660.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2670.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2680.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2690.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2700.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2710.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2720.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2730.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2740.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2750.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2760.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2770.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2780.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2790.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2805.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2815.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2827.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2846.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2850.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2855.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2860.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2866.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2872.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2878.1
    [m]
    C
    HYDRO
    2886.4
    [m]
    C
    HYDRO
    2891.7
    [m]
    C
    HYDRO
    2894.7
    [m]
    C
    HYDRO
    2898.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2905.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2912.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2920.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2927.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2932.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2940.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2950.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2950.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2957.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2965.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2975.2
    [m]
    C
    HYDRO
    2979.7
    [m]
    C
    HYDRO
    2982.5
    [m]
    C
    HYDRO
    2987.5
    [m]
    C
    HYDRO
    2996.6
    [m]
    C
    HYDRO
    3000.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3009.5
    [m]
    C
    HYDRO
    3020.8
    [m]
    C
    HYDRO
    3026.8
    [m]
    C
    HYDRO
    3033.3
    [m]
    C
    HYDRO
    3038.3
    [m]
    C
    HYDRO
    3046.6
    [m]
    C
    HYDRO
    3056.9
    [m]
    C
    HYDRO
    3059.4
    [m]
    C
    HYDRO
    3069.2
    [m]
    C
    HYDRO
    3073.5
    [m]
    C
    HYDRO
    3078.5
    [m]
    C
    HYDRO
    3086.8
    [m]
    C
    HYDRO
    3089.5
    [m]
    C
    HYDRO
    3096.3
    [m]
    C
    HYDRO
    3099.5
    [m]
    C
    HYDRO
    3107.7
    [m]
    C
    HYDRO
    3118.6
    [m]
    C
    HYDRO
    3123.2
    [m]
    C
    HYDRO
    3132.5
    [m]
    C
    HYDRO
    3137.2
    [m]
    C
    HYDRO
    3139.8
    [m]
    C
    HYDRO
    3142.5
    [m]
    C
    HYDRO
    3152.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3161.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3170.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3180.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3187.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3197.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3210.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3210.0
    [m]
    DC
    STRAT

  • 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
    2999.00
    3008.00
    21.03.1989 - 00:00
    YES
    DST
    DST 2B
    2999.00
    3008.00
    25.03.1989 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.34
    pdf
    0.19

  • 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
    0.27
    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
    21.39

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3126
    3139
    11.1
    2.0
    2999
    3008
    7.9
    3.0
    3028
    3071
    12.7
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    119
    2.0
    115
    3.0
    117
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    424
    0.690
    2.0
    242
    46000
    0.830
    0.740
    185
    3.0
    740
    125000
    0.840
    0.720
    169

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL CET GR
    2280
    3168
    CST GR
    2805
    3210
    DIL LSS LDL CNL GR SP AMS
    1040
    2805
    DIL LSS LDL CNL NGS GR SP AMS
    2792
    3214
    DLL MSFL GR
    2792
    3210
    FEWD - GR RES NEU POR DENS
    2965
    3208
    MWD - GR RES DIR
    352
    2877
    MWD - GR RES DIR
    2896
    2974
    RFT HP AMS
    2876
    3201
    RFT HP AMS
    3037
    3037
    SHDT GR
    2792
    3214
    VSP
    1200
    3160

  • 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
    440.0
    36
    0.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    524.0
    26
    541.0
    1.41
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1099.0
    18 1/2
    1118.0
    1.96
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2790.0
    12 1/4
    2812.0
    1.60
    LOT
    LINER
    7
    3209.0
    8 1/2
    3211.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    366
    1.05
    10.0
    35.0
    WATER BASED
    17.01.1989
    390
    1.05
    10.0
    35.0
    WATER BASED
    17.01.1989
    419
    1.05
    10.0
    35.0
    WATER BASED
    17.01.1989
    440
    1.05
    10.0
    35.0
    WATER BASED
    17.01.1989
    500
    1.47
    19.0
    4.0
    WATER BASED
    28.03.1989
    524
    1.05
    10.0
    35.0
    WATER BASED
    18.01.1989
    538
    1.20
    20.0
    8.0
    WATER BASED
    20.01.1989
    538
    1.05
    10.0
    35.0
    WATER BASED
    19.01.1989
    938
    1.22
    14.0
    7.0
    WATER BASED
    24.01.1989
    1115
    1.20
    10.0
    7.0
    WATER BASED
    24.01.1989
    1115
    1.23
    11.0
    7.0
    WATER BASED
    24.01.1989
    1570
    1.60
    26.0
    8.0
    WATER BASED
    24.01.1989
    1959
    1.60
    19.0
    8.0
    WATER BASED
    25.01.1989
    2197
    1.60
    18.0
    5.0
    WATER BASED
    26.01.1989
    2273
    1.60
    17.0
    6.0
    WATER BASED
    27.01.1989
    2293
    1.60
    25.0
    9.0
    WATER BASED
    30.01.1989
    2330
    1.60
    26.0
    7.0
    WATER BASED
    30.01.1989
    2330
    1.60
    25.0
    7.0
    WATER BASED
    30.01.1989
    2330
    1.60
    25.0
    7.0
    WATER BASED
    31.01.1989
    2333
    1.60
    23.0
    6.0
    WATER BASED
    01.02.1989
    2387
    1.60
    23.0
    6.0
    WATER BASED
    02.02.1989
    2399
    1.60
    23.0
    6.0
    WATER BASED
    03.02.1989
    2399
    1.60
    21.0
    5.0
    WATER BASED
    07.02.1989
    2404
    1.60
    22.0
    5.0
    WATER BASED
    07.02.1989
    2404
    1.60
    22.0
    5.0
    WATER BASED
    08.02.1989
    2481
    1.60
    18.0
    6.0
    WATER BASED
    09.02.1989
    2580
    1.60
    24.0
    9.0
    WATER BASED
    10.02.1989
    2645
    1.60
    20.0
    8.0
    WATER BASED
    13.02.1989
    2703
    1.60
    21.0
    10.0
    WATER BASED
    13.02.1989
    2775
    1.60
    19.0
    8.0
    WATER BASED
    13.02.1989
    2808
    1.60
    19.0
    9.0
    WATER BASED
    16.02.1989
    2808
    1.47
    12.0
    5.0
    WATER BASED
    24.02.1989
    2808
    1.60
    18.0
    5.0
    WATER BASED
    14.02.1989
    2808
    1.60
    19.0
    9.0
    WATER BASED
    15.02.1989
    2808
    1.60
    19.0
    9.0
    WATER BASED
    17.02.1989
    2808
    1.60
    19.0
    9.0
    WATER BASED
    20.02.1989
    2808
    1.60
    19.0
    9.0
    WATER BASED
    21.02.1989
    2808
    1.60
    19.0
    9.0
    WATER BASED
    22.02.1989
    2808
    1.60
    19.0
    9.0
    WATER BASED
    23.02.1989
    2877
    1.47
    26.0
    7.0
    WATER BASED
    27.02.1989
    2920
    1.47
    27.0
    6.0
    WATER BASED
    27.02.1989
    2949
    1.47
    19.0
    4.0
    WATER BASED
    28.03.1989
    2974
    1.47
    29.0
    7.0
    WATER BASED
    27.02.1989
    3010
    1.47
    27.0
    7.0
    WATER BASED
    28.02.1989
    3040
    1.47
    31.0
    8.0
    WATER BASED
    01.03.1989
    3068
    1.47
    28.0
    7.0
    WATER BASED
    02.03.1989
    3101
    1.47
    28.0
    7.0
    WATER BASED
    03.03.1989
    3121
    1.47
    20.0
    5.0
    WATER BASED
    28.03.1989
    3121
    1.47
    21.0
    7.0
    WATER BASED
    20.03.1989
    3121
    1.47
    20.0
    5.0
    WATER BASED
    20.03.1989
    3121
    1.47
    20.0
    5.0
    WATER BASED
    21.03.1989
    3121
    1.47
    19.0
    4.0
    WATER BASED
    28.03.1989
    3129
    1.47
    25.0
    7.0
    WATER BASED
    06.03.1989
    3171
    1.47
    27.0
    8.0
    WATER BASED
    09.03.1989
    3171
    1.47
    19.0
    6.0
    WATER BASED
    10.03.1989
    3171
    1.47
    20.0
    6.0
    WATER BASED
    13.03.1989
    3171
    1.47
    20.0
    7.0
    WATER BASED
    14.03.1989
    3171
    1.47
    20.0
    7.0
    WATER BASED
    16.03.1989
    3171
    1.47
    20.0
    7.0
    WATER BASED
    17.03.1989
    3171
    1.47
    21.0
    7.0
    WATER BASED
    20.03.1989
    3171
    1.47
    21.0
    7.0
    WATER BASED
    13.03.1989
    3182
    1.47
    25.0
    7.0
    WATER BASED
    06.03.1989
    3211
    1.47
    26.0
    6.0
    WATER BASED
    07.03.1989
    3211
    1.47
    26.0
    6.0
    WATER BASED
    06.03.1989
    3211
    1.47
    24.0
    5.0
    WATER BASED
    08.03.1989

  • Trykkplott
    Trykkplott
    Porertrykksdataene kommer fra logging i brønnen hvis ingen annen kilde er oppgitt. I noen brønner der trykk ikke er logget, er det brukt informasjon fra formasjonstester eller brønnspark. Trykkdataene er rapportert inn til Oljedirektoratet og videre prosessert og kvalitetssikret av IHS Markit.
    Trykkplott
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.29