Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
07.05.2024 - 01:33
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6407/7-1 S

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.
    6407/7-1 S
    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.
    6407/7-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    HBGS 83 - 424 SP. 1568
    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.
    486-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    171
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    19.10.1985
    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.
    07.04.1986
    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.
    07.04.1988
    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.
    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.
    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.
    TILJE FM
    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.
    328.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3950.0
    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).
    3925.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    9.8
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    138
    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.
    RED BEDS (INFORMAL)
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    64° 16' 31.49'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 12' 21.12'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7129107.11
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    413114.25
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    474

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6407/7-1 S is located ca 30 km west of the Draugen field on the Njord A-structure in the southern part of the Halten Terrace. The apex of the A-structure is at about 2600 m MSL. The structure has a complex geology with dense faulting. The objective was to test for hydrocarbons in the structure, with the Middle and Early Jurassic as the primary and secondary targets. In addition, the well should obtain reservoir data from the Middle and Early Jurassic reservoir sandstones and establish a better stratigraphical, sedimentological, and structural knowledge of the area. The well should penetrate a deep reflector interpreted to be the "Top Middle Triassic Evaporite reflector". The prognosed total depth was 4025 m.
    Operations and results
    Wildcat well 6407/7 1 S was spudded with the semi-submersible installation Polar Pioneer 19 October 1985 and was drilled to TD at 3950 m in Triassic rocks. Ca 30 days (17%) of the rig time was down time. Major causes for this were sub sea problems with orienting the temporary guide base, bad weather, and fishing for various objects and stuck tools. In addition the section from ca 746 to 1177 m required wiper trips and a lot of reaming to clean the hole. This added several days to the drilling time. The well was vertical down to 1177 m, it built deviation angle up to maximum 9.8 deg at 1460 m, and had a deviation between 9.8 and 3.0 deg from there to TD. The well was drilled with spud mud down to 1172 m, with KCl/polymer mud from 1172 m to 2710 m, with gel/polymer mud from 2710 m to 3601 m, and with gel/lignosulphonate mud from 3610 m to TD.
    The top of the reservoir came in at 2759 m, 70.5 m higher than prognosed. Oil was discovered in three separate reservoir units. The upper reservoir (2759 - 2783.5 m) consisted of sandstones belonging to the Fangst Group and Ror Formation. Relative pressure in this unit was 1.35 g/cc. The main reservoir (2839 -2988 m) consisted of sandstones belonging to the Tilje Formation. Relative pressure was 1.40 g/cc. This reservoir tested 730 and 711 Sm3 oil /day in two tests with a maximum rate of 1400 Sm3 oil /day. The oil was found to be under saturated. The lower reservoir (3017 - 3038 m) consisted of sandstones belonging to the Åre Formation. Total net pay in the reservoirs using porosity > 13%, volume of shale <40%, and < 60% water saturation was 130 m. The OWC was estimated to be at 3045 m.
    Oil shows of poor quality were observed on sand/sandstone (1-10 % of cuttings) in the Shetland Group from 2090 to 2165 m. Oil shows of poor to moderate quality were observed on siltstones recovered from CST run in the Viking Group at 2699 to 2711 m. Oil shows of poor to moderate quality restricted to porous sandstone only were observed in the Garn Formation from 2756 to 2780 m. Fair to good shows on porous coarse sandstone were observed in the Tilje/Åre Formations at 2837 to 3032 m. Shows of poor quality, again restricted to predominantly porous, coarse sandstone were observed in the Åre Formation at 3047 to 3082 m. The oil/water contact was defined from the logs to be between 3003 and 3082.5 m, while RFT data showed an oil/water contact between 3016 and 3045 m. The structural closure with estimated OWC at 3045 m was approximately 49 km2.
    The deep seismic reflector interpreted as "Top middle Triassic Evaporite reflector", was caused by two lithological sequences at 3828 m in the Red Beds, which created a composite strong seismic signal.
    16 cores were cut in the interval 2713 to 3118 m. Core 1 was cut in the Melke Formation, core 2 in the Garn Formation, while the remaining cores were cut in the Båt Group. An RFT segregated sample was taken at 2959.5 m (2945.2 m TVD RKB). It contained oil and gas with GOR = 241.7 Sm3/m3, BOB = 1.8358, stock tank oil density = 835.4 kg/m3, and gas gravity = 0.841 (air = 1).
    The well was permanently abandoned on 7 April 1986 as an oil and gas discovery.
    Testing
    Five drill stem tests were performed.
    DST 1 tested the interval 3099.5 - 3113.5 m in the Åre Formation. It produced 4.4 m3 water /day through a 25.4 mm choke. Maximum bottom-hole temperature was 114.8 deg C.
    DST 2 tested the interval 3022.9 - 3034.4 m in the uppermost Åre Formation. It produced 85 Sm3 oil /day through a 25.4 mm choke. GOR was 229 Sm3/Sm3, oil density was 0.832 g/cm3, and gas gravity was 0.800 (air = 1). Maximum bottom-hole temperature was 111.5 deg C.
    DST 3 tested the interval 2946.5 - 2973.0 m in the Tilje Formation. It produced 711 Sm3 oil /day through a 12.7 mm choke. GOR was 202 Sm3/Sm3, oil density was 0.825 g/cm3, and gas gravity was 0.700 (air = 1) . Maximum bottom-hole temperature was 114.7 deg C.
    DST 4 tested the interval 2840 - 2886 m in the uppermost Tilje Formation. It produced 730 Sm3 oil /day through a 12.7 mm choke. GOR was 202 Sm3/Sm3, oil density was 0.825 g/cm3, and gas gravity was 0.693 (air = 1). Maximum bottom-hole temperature was 113 deg C.
    DST 5 tested the interval 2758 - 2781 m in the Garn and upper Ror Formations. It produced 818 Sm3 oil /day through a 25.4 mm choke. GOR was 220 Sm3/Sm3 oil density was 0.823 g/cm3, and gas gravity was 0.732 (air = 1). Maximum bottom-hole temperature was 109.3 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    420.00
    3950.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2713.0
    2726.1
    [m ]
    2
    2760.0
    2770.7
    [m ]
    3
    2772.0
    2781.3
    [m ]
    4
    2783.0
    2801.9
    [m ]
    5
    2804.0
    2832.7
    [m ]
    6
    2844.0
    2854.8
    [m ]
    7
    2871.0
    2892.5
    [m ]
    8
    2895.0
    2922.8
    [m ]
    9
    2923.0
    2951.0
    [m ]
    10
    2951.0
    2970.0
    [m ]
    11
    2970.0
    2988.7
    [m ]
    12
    2988.7
    3013.3
    [m ]
    13
    3013.5
    3040.9
    [m ]
    14
    3052.0
    3060.2
    [m ]
    15
    3063.0
    3083.7
    [m ]
    16
    3090.5
    3118.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    314.6
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2713-2719m
    Kjerne bilde med dybde: 2719-2725m
    Kjerne bilde med dybde: 2725-2726m
    Kjerne bilde med dybde: 2760-2766m
    Kjerne bilde med dybde: 2778-2781m
    2713-2719m
    2719-2725m
    2725-2726m
    2760-2766m
    2778-2781m
    Kjerne bilde med dybde: 2772-2778m
    Kjerne bilde med dybde: 2766-2770m
    Kjerne bilde med dybde: 2783-2788m
    Kjerne bilde med dybde: 2789-2794m
    Kjerne bilde med dybde: 2795-2801m
    2772-2778m
    2766-2770m
    2783-2788m
    2789-2794m
    2795-2801m
    Kjerne bilde med dybde: 2801-2802m
    Kjerne bilde med dybde: 2804-2810m
    Kjerne bilde med dybde: 2810-2816m
    Kjerne bilde med dybde: 2816-2822m
    Kjerne bilde med dybde: 2822-2828m
    2801-2802m
    2804-2810m
    2810-2816m
    2816-2822m
    2822-2828m
    Kjerne bilde med dybde: 2828-2831m
    Kjerne bilde med dybde: 2844-2850m
    Kjerne bilde med dybde: 2850-2854m
    Kjerne bilde med dybde: 2871-2877m
    Kjerne bilde med dybde: 2877-2883m
    2828-2831m
    2844-2850m
    2850-2854m
    2871-2877m
    2877-2883m
    Kjerne bilde med dybde: 2883-2889m
    Kjerne bilde med dybde: 2889-2892m
    Kjerne bilde med dybde: 2895-2901m
    Kjerne bilde med dybde: 2901-2907m
    Kjerne bilde med dybde: 2907-2913m
    2883-2889m
    2889-2892m
    2895-2901m
    2901-2907m
    2907-2913m
    Kjerne bilde med dybde: 2913-2919m
    Kjerne bilde med dybde: 2919-2922m
    Kjerne bilde med dybde: 2923-2929m
    Kjerne bilde med dybde: 2929-2935m
    Kjerne bilde med dybde: 2935-2941m
    2913-2919m
    2919-2922m
    2923-2929m
    2929-2935m
    2935-2941m
    Kjerne bilde med dybde: 2941-2947m
    Kjerne bilde med dybde: 2947-2951m
    Kjerne bilde med dybde: 2951-2957m
    Kjerne bilde med dybde: 2957-2963m
    Kjerne bilde med dybde: 2963-2969m
    2941-2947m
    2947-2951m
    2951-2957m
    2957-2963m
    2963-2969m
    Kjerne bilde med dybde: 2969-2970m
    Kjerne bilde med dybde: 2970-2976m
    Kjerne bilde med dybde: 2976-2982m
    Kjerne bilde med dybde: 2982-2988m
    Kjerne bilde med dybde: 2988-2989m
    2969-2970m
    2970-2976m
    2976-2982m
    2982-2988m
    2988-2989m
    Kjerne bilde med dybde: 2988-2994m
    Kjerne bilde med dybde: 2994-3000m
    Kjerne bilde med dybde: 3000-3006m
    Kjerne bilde med dybde: 3006-3012m
    Kjerne bilde med dybde: 3012-3013m
    2988-2994m
    2994-3000m
    3000-3006m
    3006-3012m
    3012-3013m
    Kjerne bilde med dybde: 3013-3019m
    Kjerne bilde med dybde: 3019-3025m
    Kjerne bilde med dybde: 3025-3031m
    Kjerne bilde med dybde: 3031-3037m
    Kjerne bilde med dybde: 3037-3040m
    3013-3019m
    3019-3025m
    3025-3031m
    3031-3037m
    3037-3040m
    Kjerne bilde med dybde: 3052-3058m
    Kjerne bilde med dybde: 3058-3060m
    Kjerne bilde med dybde: 3063-3069m
    Kjerne bilde med dybde: 3069-3075m
    Kjerne bilde med dybde: 3075-3081m
    3052-3058m
    3058-3060m
    3063-3069m
    3069-3075m
    3075-3081m
    Kjerne bilde med dybde: 3081-3083m
    Kjerne bilde med dybde: 3090-3096m
    Kjerne bilde med dybde: 3096-3102m
    Kjerne bilde med dybde: 3102-3108m
    Kjerne bilde med dybde: 3108-3114m
    3081-3083m
    3090-3096m
    3096-3102m
    3102-3108m
    3108-3114m
    Kjerne bilde med dybde: 3114-3118m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3114-3118m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1805.2
    [m]
    SWC
    STRAT?
    1824.8
    [m]
    SWC
    STRAT?
    1839.9
    [m]
    SWC
    STRAT?
    1844.9
    [m]
    SWC
    STRAT?
    1898.1
    [m]
    SWC
    STRAT?
    1900.2
    [m]
    SWC
    STRAT?
    1927.0
    [m]
    SWC
    STRAT?
    1946.0
    [m]
    SWC
    STRAT?
    1959.0
    [m]
    SWC
    STRAT?
    1981.0
    [m]
    SWC
    STRAT?
    2000.0
    [m]
    SWC
    STRAT?
    2019.0
    [m]
    SWC
    STRAT?
    2039.5
    [m]
    SWC
    STRAT?
    2058.0
    [m]
    SWC
    STRAT?
    2078.0
    [m]
    SWC
    STRAT?
    2100.0
    [m]
    SWC
    STRAT?
    2121.0
    [m]
    SWC
    STRAT?
    2140.0
    [m]
    SWC
    STRAT?
    2160.0
    [m]
    SWC
    STRAT?
    2190.0
    [m]
    SWC
    STRAT?
    2220.0
    [m]
    SWC
    STRAT?
    2231.0
    [m]
    SWC
    STRAT?
    2249.3
    [m]
    SWC
    STRAT?
    2276.5
    [m]
    SWC
    STRAT?
    2295.0
    [m]
    SWC
    STRAT?
    2314.0
    [m]
    SWC
    STRAT?
    2336.5
    [m]
    SWC
    STRAT?
    2425.0
    [m]
    SWC
    STRAT?
    2449.0
    [m]
    SWC
    STRAT?
    2493.5
    [m]
    SWC
    STRAT?
    2550.0
    [m]
    SWC
    STRAT?
    2590.0
    [m]
    SWC
    STRAT?
    2610.0
    [m]
    SWC
    STRAT?
    2630.0
    [m]
    SWC
    STRAT?
    2649.0
    [m]
    SWC
    STRAT?
    2670.0
    [m]
    SWC
    STRAT?
    2693.0
    [m]
    SWC
    STRAT?
    2697.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2699.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2702.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2702.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2704.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2710.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2711.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2717.1
    [m]
    C
    OD
    2717.5
    [m]
    C
    PETROSTR
    2720.1
    [m]
    C
    OD
    2725.1
    [m]
    C
    OD
    2725.6
    [m]
    C
    PETROSTR
    2735.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2747.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2757.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2772.1
    [m]
    C
    OD
    2784.9
    [m]
    C
    OD
    2789.9
    [m]
    C
    OD
    2798.6
    [m]
    C
    OD
    2804.8
    [m]
    C
    OD
    2810.9
    [m]
    C
    OD
    2816.9
    [m]
    C
    OD
    2822.7
    [m]
    C
    OD
    2828.3
    [m]
    C
    OD
    2837.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2862.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    3045.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    3138.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    3183.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    3247.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    3333.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    3400.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    3518.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    3578.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    3611.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    3640.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    3706.0
    [m]
    SWC
    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
    DST2
    3022.90
    3034.40
    OIL
    08.03.1986 - 00:00
    YES
    DST
    DST3
    2946.50
    2973.00
    OIL
    16.03.1986 - 00:00
    YES
    DST
    DST4
    2840.00
    2886.00
    23.03.1986 - 00:00
    YES
    DST
    DST5
    2758.00
    2781.00
    30.03.1986 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.03
    pdf
    0.65
    pdf
    6.83
    pdf
    2.79
    pdf
    12.13
    pdf
    6.53
    pdf
    3.95

  • 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
    0.29
    pdf
    0.30

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    15.86
    pdf
    4.83

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3100
    3114
    25.4
    2.0
    3023
    3034
    25.4
    3.0
    2947
    2973
    12.7
    4.0
    2840
    2886
    12.7
    5.0
    2758
    2781
    25.4
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    3.0
    4.0
    5.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    2.0
    85
    19000
    0.832
    0.800
    229
    3.0
    210
    147000
    0.824
    0.707
    208
    4.0
    204
    148000
    0.825
    0.693
    202
    5.0
    221
    170000
    0.823
    0.732
    220

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL
    500
    1892
    CBL VDL
    1600
    2703
    CBL VDL
    2400
    3733
    CET
    2400
    3733
    CST
    1190
    1898
    CST
    1900
    2336
    CST
    2356
    2711
    CST
    2704
    3750
    CST
    3762
    3901
    CST
    3762
    3941
    DIS LSS GR SP
    353
    3951
    DLL MSFL GR SP
    1851
    3748
    LDL CNL CAL GR
    420
    3936
    RFT
    2002
    2708
    RFT
    2760
    2989
    RFT
    2908
    3234
    S MDT GR
    1888
    3940
    VSP
    687
    3750

  • 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
    441.0
    36
    443.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    1130.0
    26
    1172.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1890.0
    17 1/2
    1917.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2700.0
    12 1/4
    2710.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    7
    3729.0
    8 3/8
    3756.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    3950.0
    6
    3950.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    375
    1.04
    WATER BASED
    20.10.1985
    380
    1.07
    99.0
    99.0
    XXX
    07.04.1986
    380
    1.07
    99.0
    99.0
    XXXX
    07.04.1986
    443
    1.04
    WATER BASED
    27.10.1985
    443
    1.04
    WATER BASED
    20.10.1985
    443
    1.04
    WATER BASED
    21.10.1985
    443
    1.04
    WATER BASED
    22.10.1985
    443
    1.04
    WATER BASED
    24.10.1985
    594
    1.10
    WATER BASED
    29.10.1985
    945
    1.06
    WATER BASED
    29.10.1985
    1172
    1.07
    WATER BASED
    31.10.1985
    1172
    1.07
    WATER BASED
    03.11.1985
    1172
    1.10
    WATER BASED
    05.11.1985
    1172
    1.16
    WATER BASED
    10.11.1985
    1172
    1.16
    WATER BASED
    12.11.1985
    1172
    1.20
    20.0
    13.0
    WATER BASED
    13.11.1985
    1172
    1.07
    WATER BASED
    04.11.1985
    1172
    1.20
    20.0
    13.0
    WATER BASED
    17.11.1985
    1179
    1.21
    18.0
    10.0
    WATER BASED
    17.11.1985
    1200
    1.21
    11.0
    10.0
    WATER BASED
    17.11.1985
    1368
    1.21
    22.0
    14.0
    WATER BASED
    18.11.1985
    1403
    1.30
    22.0
    11.0
    WATER BASED
    19.11.1985
    1411
    1.30
    22.0
    12.0
    WATER BASED
    20.11.1985
    1652
    1.60
    32.0
    15.0
    WATER BASED
    25.11.1985
    1652
    1.65
    25.0
    14.0
    WATER BASED
    25.11.1985
    1652
    1.65
    30.0
    15.0
    WATER BASED
    25.11.1985
    1687
    1.65
    30.0
    15.0
    WATER BASED
    25.11.1985
    1917
    1.68
    37.0
    12.0
    WATER BASED
    26.11.1985
    1917
    1.68
    35.0
    14.0
    WATER BASED
    27.11.1985
    1917
    1.68
    31.0
    12.0
    WATER BASED
    28.11.1985
    1917
    1.68
    31.0
    12.0
    WATER BASED
    01.12.1985
    1917
    1.71
    35.0
    11.0
    WATER BASED
    01.12.1985
    1965
    1.71
    36.0
    8.0
    WATER BASED
    04.12.1985
    2127
    1.71
    40.0
    13.0
    WATER BASED
    04.12.1985
    2149
    1.71
    30.0
    9.0
    WATER BASED
    03.12.1985
    2272
    1.71
    31.0
    10.0
    WATER BASED
    05.12.1985
    2284
    1.71
    30.0
    9.0
    WATER BASED
    08.12.1985
    2295
    1.63
    26.0
    7.0
    WATER BASED
    08.12.1985
    2388
    1.63
    34.0
    10.0
    WATER BASED
    08.12.1985
    2506
    1.65
    28.0
    8.0
    WATER BASED
    10.12.1985
    2528
    1.65
    29.0
    8.0
    WATER BASED
    11.12.1985
    2605
    1.65
    26.0
    9.0
    WATER BASED
    12.12.1985
    2683
    1.65
    26.0
    10.0
    WATER BASED
    15.12.1985
    2710
    1.65
    25.0
    11.0
    WATER BASED
    15.12.1985
    2710
    1.65
    25.0
    10.0
    WATER BASED
    18.12.1985
    2710
    1.65
    28.0
    7.0
    WATER BASED
    19.12.1985
    2710
    1.65
    28.0
    7.0
    WATER BASED
    22.12.1985
    2710
    1.65
    25.0
    10.0
    WATER BASED
    15.12.1985
    2713
    1.44
    19.0
    7.0
    WATER BASED
    22.12.1985
    2727
    1.38
    17.0
    7.0
    WATER BASED
    22.12.1985
    2728
    1.47
    28.0
    16.0
    WATER BASED
    03.04.1986
    2728
    1.46
    12.0
    10.0
    WATER BASED
    07.04.1986
    2760
    1.38
    18.0
    8.0
    WATER BASED
    23.12.1985
    2772
    1.38
    18.0
    7.0
    WATER BASED
    26.12.1985
    2783
    1.38
    16.0
    7.0
    WATER BASED
    26.12.1985
    2811
    1.38
    18.0
    8.0
    WATER BASED
    26.12.1985
    2832
    1.38
    17.0
    9.0
    WATER BASED
    29.12.1985
    2833
    1.49
    5.0
    1.0
    BRINE
    02.04.1986
    2833
    1.54
    5.0
    1.0
    BRINE
    25.03.1986
    2836
    1.38
    16.0
    8.0
    WATER BASED
    29.12.1985
    2844
    1.55
    19.0
    8.0
    WATER BASED
    29.12.1985
    2871
    1.55
    20.0
    9.0
    WATER BASED
    30.12.1985
    2895
    1.55
    21.0
    7.0
    WATER BASED
    01.01.1986
    2923
    1.55
    18.0
    6.0
    WATER BASED
    01.01.1986
    2935
    1.54
    5.0
    1.0
    BRINE
    21.03.1986
    2935
    1.54
    5.0
    1.0
    BRINE
    24.03.1986
    2935
    1.54
    5.0
    1.0
    BRINE
    24.03.1986
    2935
    1.54
    5.0
    1.0
    BRINE
    26.03.1986
    2935
    1.54
    5.0
    1.0
    BRINE
    25.03.1986
    2951
    1.55
    23.0
    10.0
    WATER BASED
    02.01.1986
    2988
    1.55
    21.0
    9.0
    WATER BASED
    05.01.1986
    2988
    1.55
    22.0
    8.0
    WATER BASED
    05.01.1986
    3013
    1.55
    20.0
    9.0
    WATER BASED
    05.01.1986
    3013
    1.55
    20.0
    9.0
    WATER BASED
    05.01.1986
    3013
    1.55
    22.0
    8.0
    WATER BASED
    07.01.1986
    3013
    1.55
    18.0
    7.0
    WATER BASED
    08.01.1986
    3016
    1.55
    5.0
    1.0
    BRINE
    17.03.1986
    3016
    1.56
    5.0
    1.0
    BRINE
    19.03.1986
    3016
    1.54
    5.0
    1.0
    BRINE
    17.03.1986
    3041
    1.55
    19.0
    7.0
    WATER BASED
    09.01.1986
    3052
    1.55
    18.0
    8.0
    WATER BASED
    13.01.1986
    3063
    1.55
    19.0
    8.0
    WATER BASED
    13.01.1986
    3090
    1.55
    19.0
    8.0
    WATER BASED
    13.01.1986
    3094
    1.49
    5.0
    1.0
    BRINE
    03.03.1986
    3094
    1.58
    5.0
    1.0
    BRINE
    05.03.1986
    3094
    1.57
    5.0
    1.0
    BRINE
    06.03.1986
    3094
    1.57
    5.0
    1.0
    BRINE
    07.03.1986
    3094
    1.57
    5.0
    1.0
    BRINE
    11.03.1986
    3094
    1.58
    5.0
    1.0
    BRINE
    08.03.1986
    3094
    1.56
    5.0
    1.0
    BRINE
    12.03.1986
    3094
    1.56
    5.0
    1.0
    BRINE
    13.03.1986
    3094
    1.55
    5.0
    1.0
    BRINE
    14.03.1986
    3094
    1.58
    5.0
    1.0
    BRINE
    04.03.1986
    3118
    1.51
    24.0
    8.0
    WATER BASED
    13.01.1986
    3135
    1.49
    21.0
    8.0
    WATER BASED
    15.01.1986
    3157
    1.49
    WATER BASED
    24.02.1986
    3157
    1.49
    5.0
    1.0
    BRINE
    25.02.1986
    3157
    1.49
    5.0
    1.0
    BRINE
    26.02.1986
    3157
    1.49
    5.0
    1.0
    BRINE
    27.02.1986
    3157
    1.49
    5.0
    1.0
    BRINE
    28.02.1986
    3157
    1.49
    5.0
    1.0
    BRINE
    03.03.1986
    3157
    1.49
    16.0
    6.0
    WATER BASED
    24.02.1986
    3218
    1.49
    24.0
    11.0
    WATER BASED
    15.01.1986
    3234
    1.49
    21.0
    10.0
    WATER BASED
    19.01.1986
    3234
    1.49
    22.0
    11.0
    WATER BASED
    19.01.1986
    3318
    1.49
    23.0
    11.0
    WATER BASED
    19.01.1986
    3367
    1.49
    22.0
    9.0
    WATER BASED
    19.01.1986
    3367
    1.49
    21.0
    8.0
    WATER BASED
    19.01.1986
    3389
    1.49
    19.0
    8.0
    WATER BASED
    22.01.1986
    3400
    1.49
    22.0
    9.0
    WATER BASED
    29.01.1986
    3404
    1.49
    22.0
    10.0
    WATER BASED
    03.02.1986
    3409
    1.49
    23.0
    9.0
    WATER BASED
    03.02.1986
    3550
    1.49
    23.0
    12.0
    WATER BASED
    03.02.1986
    3601
    1.49
    23.0
    12.0
    WATER BASED
    03.02.1986
    3648
    1.49
    15.0
    6.0
    WATER BASED
    19.02.1986
    3654
    1.49
    20.0
    13.0
    WATER BASED
    03.02.1986
    3711
    1.49
    15.0
    7.0
    WATER BASED
    28.01.1986
    3711
    1.49
    15.0
    7.0
    WATER BASED
    03.02.1986
    3750
    1.49
    16.0
    6.0
    WATER BASED
    28.01.1986
    3750
    1.49
    16.0
    6.0
    WATER BASED
    30.01.1986
    3750
    1.49
    16.0
    6.0
    WATER BASED
    04.02.1986
    3755
    1.49
    16.0
    6.0
    WATER BASED
    05.02.1986
    3755
    1.50
    16.0
    5.0
    WATER BASED
    07.02.1986
    3755
    1.50
    16.0
    6.0
    WATER BASED
    11.02.1986
    3755
    1.50
    15.0
    6.0
    WATER BASED
    11.02.1986
    3755
    1.49
    16.0
    6.0
    WATER BASED
    06.02.1986
    3755
    1.49
    16.0
    5.0
    WATER BASED
    11.02.1986
    3756
    1.49
    15.0
    8.0
    WATER BASED
    12.02.1986
    3756
    1.49
    13.0
    7.0
    WATER BASED
    13.02.1986
    3758
    1.49
    13.0
    6.0
    WATER BASED
    21.02.1986
    3771
    1.49
    18.0
    8.0
    WATER BASED
    13.02.1986
    3787
    1.49
    15.0
    8.0
    WATER BASED
    17.02.1986
    3889
    1.49
    15.0
    7.0
    WATER BASED
    17.02.1986
    3950
    1.49
    16.0
    6.0
    WATER BASED
    17.02.1986
    3950
    1.49
    16.0
    6.0
    WATER BASED
    18.02.1986

  • 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