Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
05.05.2024 - 01:32
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6608/10-2

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.
    6608/10-2
    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.
    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.
    6608/10-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NRGS 85 -NRGS84 - 451& SP. 780
    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.
    Den norske stats oljeselskap a.s
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    701-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    94
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    28.10.1991
    Boreslutt
    Letebrønner fra flyttbare innretninger:
    For flytende innretninger - dato når ankerhåndteringen startet.For oppjekkbare innretninger - dato for oppstart av nedjekking.
    Letebrønner fra faste innretninger og alle utvinningsbrønner:
    Dato for når totalt dyp er nådd og siste foringsrør, casing eller screen er satt. Ved umiddelbar plugging av brønnbanen, tilsvarer boreslutt datoen siste plugg er satt.
    29.01.1992
    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.
    29.01.1994
    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.
    21.12.2007
    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/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.
    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.
    FANGST GP
    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.
    374.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3678.0
    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).
    3677.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    4
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    133
    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.
    ÅRE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    66° 0' 49.35'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    8° 4' 26.48'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7321933.62
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    457994.68
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1782

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6608/10-2 is located on the Dønna Terrace offshore Mid Norway. The primary objective of the well was to test the hydrocarbon potential in the Middle Jurassic Fangst Group sandstones. Possible sandy equivalent to the Rogn Formation in the Viking Group was a secondary objective. The well was planned with TD at 3225 m with a commitment to drill into rocks of Triassic age.
    Operations and results
    Wildcat well 6608/10-2 was spudded with the semi-submersible installation Ross Rig on 28 October 1991 and drilled to TD at 3678 m in Late Triassic rocks of the Åre Formation. Some problems with tight hole were experienced between 1800 and 2300 m in the 12 1/4" section. Due to presence of hydrocarbons and the commitment to drill to Triassic the well was extended both in time and depth compared to programme. Technical operations went smoothly with little down-time. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 874 m, with gypsum/PAC mud from 874 m to 2576 m, and with Ancotemp/bentonite mud from 2576 m to TD.
    Shows were observed in limestone in the interval 2160 ? 2271 m in the Cretaceous Nise and Lyr Formations. Oil and gas were encountered in the Båt and Fangst Groups (Lower- Middle Jurassic). From FMT data and electric logs the gas-oil contact was interpreted at 2605 m, and the oil-water contact at 2713.5 m. The Rogn Formation equivalent was not present in the well.
    A total of 141.5 m core was recovered in six cores from the interval 2590 ? 2741 m in the Fangst and Båt Groups. Two FMT wire line samples were collected; a gas sample at 2583.2 m and an oil sample at 2650.5 m.
    The well was permanently abandoned on 29 January 1992 as an oil and gas discovery.
    Testing
    Four intervals were perforated and tested.
    DST 1 tested the interval 2715 ? 2720 m in the in the lower Tofte Formation. The test produced 310 Sm3 water /day through a 2" choke. Maximum bottom hole temperature recorded in the test was 100 deg C.
    DST 2 tested the interval 2673 ? 2695 m in the in the upper Tofte Formation. The test produced up to 1165 Sm3 oil and 108667 Sm3 gas /day through a 1.5" choke. The GOR in this flow was 93 Sm3/Sm3, the oil density was 0.856 g/cm3, the gas gravity was 0.65 (air =1), and the gas contained 1.8 % CO2 and 4 ppm H2S. Maximum bottom hole temperature recorded in the test was 98.4 deg C.
    DST 3A tested the interval 2605 ? 2610 m in the in the lower Garn Formation. The production rate was measured to 33 Sm3 condensate and 582600 Sm3 gas/day through a 19.05 mm choke. The GOR was 17654 Sm3/Sm3. Maximum bottom hole temperature recorded in the test was 91.4 deg C.
    DST 3B tested the interval 2590 - 2603 m in the in the Garn Formation. Maximum rates were recorded to 100 Sm3 condensate and 945000 Sm3 gas /day through a 38.1 mm choke. The GOR was 9450 Sm3/Sm3 in this flow, the condensate density was 0.783 g/cm3, the gas gravity was 0.645 (air = 1), and the gas contained 1.1 % CO2 and 0.5 ppm H2S. Maximum bottom hole temperature recorded in the test was 95.5 deg C

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    890.00
    3678.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2590.0
    2616.7
    [m ]
    2
    2617.6
    2641.0
    [m ]
    3
    2646.0
    2673.8
    [m ]
    4
    2674.0
    2681.8
    [m ]
    5
    2686.0
    2714.2
    [m ]
    6
    2714.2
    2741.8
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    141.5
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2590-2595m
    Kjerne bilde med dybde: 2595-2600m
    Kjerne bilde med dybde: 2600-2605m
    Kjerne bilde med dybde: 2605-2610m
    Kjerne bilde med dybde: 2610-2615m
    2590-2595m
    2595-2600m
    2600-2605m
    2605-2610m
    2610-2615m
    Kjerne bilde med dybde: 2615-2616m
    Kjerne bilde med dybde: 2617-2622m
    Kjerne bilde med dybde: 2622-2627m
    Kjerne bilde med dybde: 2627-2632m
    Kjerne bilde med dybde: 2632-2637m
    2615-2616m
    2617-2622m
    2622-2627m
    2627-2632m
    2632-2637m
    Kjerne bilde med dybde: 2637-2542m
    Kjerne bilde med dybde: 2642-2646m
    Kjerne bilde med dybde: 2646-2651m
    Kjerne bilde med dybde: 2651-2656m
    Kjerne bilde med dybde: 2656-2661m
    2637-2542m
    2642-2646m
    2646-2651m
    2651-2656m
    2656-2661m
    Kjerne bilde med dybde: 2661-2666m
    Kjerne bilde med dybde: 2666-2671m
    Kjerne bilde med dybde: 2671-2673m
    Kjerne bilde med dybde: 2674-2679m
    Kjerne bilde med dybde: 2679-2681m
    2661-2666m
    2666-2671m
    2671-2673m
    2674-2679m
    2679-2681m
    Kjerne bilde med dybde: 2686-2691m
    Kjerne bilde med dybde: 2691-2696m
    Kjerne bilde med dybde: 2696-2701m
    Kjerne bilde med dybde: 2701-2706m
    Kjerne bilde med dybde: 2706-2711m
    2686-2691m
    2691-2696m
    2696-2701m
    2701-2706m
    2706-2711m
    Kjerne bilde med dybde: 2711-2714m
    Kjerne bilde med dybde: 2714-2719m
    Kjerne bilde med dybde: 2719-2724m
    Kjerne bilde med dybde: 2724-2729m
    Kjerne bilde med dybde: 2729-2734m
    2711-2714m
    2714-2719m
    2719-2724m
    2724-2729m
    2729-2734m
    Kjerne bilde med dybde: 2734-2739m
    Kjerne bilde med dybde: 2739-2741m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2734-2739m
    2739-2741m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1420.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1553.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1572.0
    [m]
    DC
    RRI
    1614.0
    [m]
    DC
    RRI
    1632.0
    [m]
    DC
    RRI
    1650.0
    [m]
    DC
    RRI
    1678.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1680.0
    [m]
    DC
    RRI
    1684.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1704.0
    [m]
    DC
    RRI
    1722.0
    [m]
    DC
    RRI
    1740.0
    [m]
    DC
    RRI
    1776.0
    [m]
    DC
    RRI
    1806.0
    [m]
    DC
    RRI
    1824.0
    [m]
    DC
    RRI
    1846.0
    [m]
    DC
    RRI
    1854.0
    [m]
    DC
    RRI
    1857.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1860.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1887.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1898.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1932.0
    [m]
    DC
    RRI
    1947.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1953.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1965.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1985.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1986.0
    [m]
    DC
    RRI
    2051.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2085.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2137.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2200.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2249.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2256.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2331.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2348.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2352.0
    [m]
    DC
    STATO
    2355.0
    [m]
    DC
    STATO
    2358.0
    [m]
    DC
    STATO
    2360.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2368.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2375.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2385.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2444.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2481.0
    [m]
    DC
    RRI
    2490.0
    [m]
    DC
    RRI
    2502.0
    [m]
    DC
    RRI
    2511.0
    [m]
    DC
    RRI
    2523.0
    [m]
    DC
    RRI
    2532.0
    [m]
    DC
    RRI
    2550.0
    [m]
    DC
    RRI
    2559.0
    [m]
    DC
    RRI
    2576.0
    [m]
    DC
    RRI
    2615.6
    [m]
    C
    STATOIL
    2617.4
    [m]
    C
    STATOIL
    2618.8
    [m]
    C
    STATO
    2620.7
    [m]
    C
    STATOI
    2621.1
    [m]
    C
    STATOI
    2627.4
    [m]
    C
    STATOI
    2629.9
    [m]
    C
    STATOI
    2630.6
    [m]
    C
    STATOI
    2633.3
    [m]
    C
    STATOI
    2636.4
    [m]
    C
    STATOI
    2637.3
    [m]
    C
    STATOI
    2638.2
    [m]
    C
    STATOI
    2640.4
    [m]
    C
    STATOI
    2641.9
    [m]
    C
    STATOI
    2645.1
    [m]
    C
    STATOI
    2649.5
    [m]
    C
    STATOI
    2650.7
    [m]
    C
    STATOI
    2652.0
    [m]
    C
    STATOI
    2652.6
    [m]
    C
    STATO
    2653.4
    [m]
    C
    STATOI
    2654.2
    [m]
    C
    STATOI
    2657.6
    [m]
    C
    STATOI
    2659.8
    [m]
    C
    STATO
    2662.5
    [m]
    C
    STATO
    2678.3
    [m]
    C
    STATO
    2692.5
    [m]
    C
    STATO
    2701.5
    [m]
    C
    STATO
    2710.8
    [m]
    C
    STATO
    2721.5
    [m]
    C
    STATO
    2721.9
    [m]
    C
    STATO
    2724.5
    [m]
    C
    STATO
    2724.7
    [m]
    C
    STATO
    2726.0
    [m]
    C
    STATO
    2738.3
    [m]
    C
    STATO
    2761.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2773.0
    [m]
    DC
    RRI
    2787.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2794.0
    [m]
    DC
    RRI
    2818.0
    [m]
    DC
    RRI
    2822.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2836.0
    [m]
    DC
    RRI
    2842.0
    [m]
    DC
    RRI
    2866.0
    [m]
    DC
    RRI
    2875.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2884.0
    [m]
    DC
    RRI
    2896.0
    [m]
    DC
    RRI
    2908.0
    [m]
    DC
    RRI
    2918.5
    [m]
    SWC
    STATO
    2926.0
    [m]
    DC
    RRI
    2938.0
    [m]
    DC
    RRI
    2944.0
    [m]
    DC
    RRI
    2956.0
    [m]
    DC
    RRI
    2962.0
    [m]
    DC
    RRI
    2974.0
    [m]
    DC
    RRI
    2978.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2992.0
    [m]
    DC
    RRI
    3004.0
    [m]
    DC
    RRI
    3016.0
    [m]
    DC
    RRI
    3025.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3034.0
    [m]
    DC
    RRI
    3043.0
    [m]
    DC
    RRI
    3053.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3063.0
    [m]
    DC
    RRI
    3072.0
    [m]
    DC
    RRI
    3080.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3087.0
    [m]
    DC
    RRI
    3100.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3117.0
    [m]
    DC
    RRI
    3125.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3135.0
    [m]
    DC
    RRI
    3144.0
    [m]
    DC
    RRI
    3153.0
    [m]
    DC
    RRI
    3162.0
    [m]
    DC
    RRI
    3171.0
    [m]
    DC
    RRI
    3180.0
    [m]
    DC
    RRI
    3189.0
    [m]
    DC
    RRI
    3198.0
    [m]
    DC
    RRI
    3210.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3219.0
    [m]
    DC
    RRI
    3229.5
    [m]
    SWC
    STATO
    3240.0
    [m]
    DC
    RRI
    3249.0
    [m]
    DC
    RRI
    3262.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3280.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3290.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3309.0
    [m]
    DC
    RRI
    3318.0
    [m]
    DC
    RRI
    3325.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3335.0
    [m]
    DC
    RRI
    3343.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3354.0
    [m]
    DC
    RRI
    3363.0
    [m]
    DC
    RRI
    3370.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3381.0
    [m]
    DC
    RRI
    3417.0
    [m]
    DC
    RRI
    3426.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3435.0
    [m]
    DC
    RRI
    3453.0
    [m]
    DC
    RRI
    3481.5
    [m]
    SWC
    STATO
    3518.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3528.0
    [m]
    DC
    RRI
    3537.0
    [m]
    DC
    RRI
    3558.0
    [m]
    DC
    RRI
    3570.5
    [m]
    SWC
    STATO
    3582.0
    [m]
    DC
    RRI
    3594.0
    [m]
    DC
    RRI
    3600.0
    [m]
    DC
    RRI
    3618.0
    [m]
    DC
    RRI
    3618.0
    [m]
    DC
    OD
    3627.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3636.0
    [m]
    DC
    RRI
    3648.0
    [m]
    DC
    RRI
    3652.0
    [m]
    DC
    OD
    3653.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3654.5
    [m]
    SWC
    STATO
    3660.9
    [m]
    SWC
    STATO
    3661.0
    [m]
    DC
    OD
    3669.0
    [m]
    DC
    RRI
    3670.0
    [m]
    DC
    OD
    3678.0
    [m]
    DC
    RRI

  • 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
    2673.00
    2695.00
    04.01.1992 - 16:30
    YES
    DST
    DST3A
    2603.00
    2606.00
    10.01.1992 - 09:30
    YES
    DST
    DST3B
    2603.00
    2606.00
    13.01.1992 - 20:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.27
    pdf
    0.65
    pdf
    0.10
    pdf
    2.96

  • 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
    0.81
    pdf
    0.23

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    42.32

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2715
    2720
    50.8
    3.1
    2673
    2696
    72.0
    3.2
    2605
    2610
    19.0
    3.3
    2590
    2610
    28.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    100
    3.1
    30.000
    98
    3.2
    91
    3.3
    95
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    0.680
    3.1
    1165
    0.847
    0.660
    93
    3.2
    582600
    0.640
    3.3
    945000
    0.640

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    ACBL GR
    1563
    2559
    ACBL GR
    2405
    3319
    CBL VDL GR
    394
    1520
    DIFL ACL GR
    867
    3661
    DIPLOG GR
    1520
    2140
    DIPLOG GR
    2559
    3332
    DIPLOG GR
    3329
    3661
    DLL MLL SL
    2559
    2758
    FMT HP GR
    2579
    2800
    FMT HP GR
    2650
    2650
    LWD - CDR CDN
    2100
    2573
    MWD
    465
    3335
    VELOCITY
    930
    3640
    ZDL CNL CAL GR
    1520
    2141
    ZDL CNL CAL GR
    2559
    3644
    ZDL GR
    867
    1525

  • Foringsrør og formasjonsstyrketester
    Foringsrør og formasjonsstyrketester
    Type utforing
    Utforing diam.
    [tommer]
    Utforing dybde
    [m]
    Brønnbane diam.
    [tommer]
    Brønnbane dyp
    [m]
    LOT/FIT slam eqv.
    [g/cm3]
    Type formasjonstest
    CONDUCTOR
    30
    459.0
    36
    460.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    867.0
    26
    870.0
    1.41
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1520.0
    17 1/2
    1522.0
    1.86
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2561.0
    12 1/4
    2564.0
    1.95
    LOT
    LINER
    7
    3330.0
    8 1/2
    3678.0
    1.82
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    886
    1.03
    23.0
    WATER BASED
    920
    1.20
    20.0
    WATER BASED
    1220
    1.20
    20.0
    WATER BASED
    1540
    1.37
    29.0
    WATER BASED
    1542
    1.37
    23.0
    WATER BASED
    1727
    1.50
    24.0
    WATER BASED
    1828
    1.64
    28.0
    WATER BASED
    1911
    1.62
    36.0
    WATER BASED
    2041
    1.62
    33.0
    WATER BASED
    2561
    1.20
    15.0
    WATER BASED
    2576
    1.30
    22.0
    WATER BASED
    2579
    1.20
    14.0
    WATER BASED
    2590
    1.30
    23.0
    WATER BASED
    2674
    1.30
    20.0
    WATER BASED
    2682
    1.30
    20.0
    WATER BASED
    2741
    1.30
    22.0
    WATER BASED
    3013
    1.30
    21.0
    WATER BASED
    3051
    1.30
    20.0
    WATER BASED
    3073
    1.25
    21.0
    WATER BASED
    3276
    1.20
    15.0
    WATER BASED
    3282
    1.20
    16.0
    WATER BASED
    3330
    1.20
    15.0
    WATER BASED
    3335
    1.20
    15.0
    WATER BASED
    3445
    1.20
    18.0
    WATER BASED
    3617
    1.20
    15.0
    WATER BASED
    3678
    1.20
    17.0
    WATER BASED

  • 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
    0.30