Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
21.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6507/8-4

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.
    6507/8-4
    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).
    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.
    6507/8-4
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    CN 8502-211 SP.568
    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.
    631-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    61
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    14.06.1990
    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.
    13.08.1990
    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.
    13.08.1992
    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.
    17.09.2007
    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.
    EARLY 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.
    ÅRE 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.
    354.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2560.0
    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).
    2559.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    5.3
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    86
    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.
    GREY BEDS (INFORMAL)
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    65° 23' 17.18'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 23' 59.65'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7252835.58
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    425643.79
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1340

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6507/8-4 was designed to drill the Heidrun North Structure, a horst block northeast of the Heidrun Field situated in the transition zone between the Nordland Ridge to the north and the Halten Terrace to the southwest. The primary objective of the well was to test sandstones of Early Jurassic age. The well would also test the geophysical and structural interpretation and improve the paleontological, geological and geochemical understanding of the area.
    Shallow gas warning was given at 608 m, 745 m and 686 m, the last one classified as a medium/ high risk anomaly. Problems with gumbo clay and sloughing shale had been experienced in the Eocene / Paleocene sections in the Haltenbanken area.
    Operations and results
    Wildcat well 6507/8-4 was spudded with the semi-submersible installation Deepsea Bergen on 14 June 1990 and drilled to TD at 2560 m in the Triassic Grey Beds. Apart from some tight hole spots, drilling proceeded without significant problems. The well was drilled with seawater and hi-vis sweeps down to 654 m, with seawater and CMC EHV mud from 654 m to 1555 m, with gypsum/polymer mud from 1555 m to 2100 m, and with gel/ligno mud from 2100 m to TD. Shallow gas was encountered at 596 m and at 686 m.
    The only shows reported above the target reservoir were on claystones at 2102 m and at 2104 m. Top reservoir (Åre Formation) was encountered directly underlying Late Cretaceous sediments at 2124 m. The hiatus was from the Early Jurassic, Sinemurian to the Late Cretaceous, Santonian. The well proved gas and oil in the Åre formation. The GOC was set at 2142 m and the OWC at 2251.5 m. Shows continued down to 2290 m.
    A total of 170.25 m core was recovered in eleven cores, all from the Åre Formation in the interval 2128 to 2318 m. Twenty-five sidewall cores were attempted and 22 were recovered. An FMT fluid sample was taken at 2158.5 m. It contained only 500 cc mud filtrate due to plugging. Another sample was taken at 2133.7 m and contained oil, mud filtrate and some water.
    The well was abandoned on 13 August 1990 as a gas and oil discovery.
    Testing
    A number of tests were performed in the Åre Formation.
    No 1 tested the interval 2250 to 2254 m. The interval produced only small quantities of water.
    No 2 tested two intervals.
    Test 2.1 tested the interval 2200 to 2202 m, which produced 1023.8 Sm3 oil and 58700 Sm3 gas /day through a 48/64" choke. The GOR was 59 Sm3/Sm3, the oil gravity was 0.905 g/cm3 (24.9 deg API), and the gas gravity was 0.644 (air = 1). The bottom hole temperature was 76 deg C.
    Test 2.2 tested the interval 2204 to 2221 m, which produced 1395.3 Sm3 oil and 60900 Sm3 gas /day through a 52/64" choke. The GOR was 51 Sm3/Sm3, the oil gravity was 0.904 g/cm3 (25 deg API), and the gas gravity was 0.642 (air = 1). The bottom hole temperature was 76 deg C.
    No 3 tested two intervals.
    Test no 3.1 tested the interval 2150 to 2161.5 m, which produced 1480 Sm3 oil and 70100 Sm3 gas /day through a 56/64" choke. The GOR was 61 Sm3/Sm3, the oil gravity was 0.904 g/cm3 (25 deg API), and the gas gravity was 0.635 (air = 1). The bottom hole temperature was 75 deg C.
    Test no 3.2 tested the interval 2163.5 to 2168 m, which produced 986 Sm3 oil and 45300 Sm3 gas /day through a 40/64" choke. The GOR was 56 Sm3/Sm3, the oil gravity was 0.904 g/cm3 (25 deg API), and the gas gravity was 0.635 (air = 1). The bottom hole temperature was 75.5 deg C.
    No 4 tested the interval 2126 to 2135 m which produced 16.1 Sm3 condensate and 756777 Sm3 Gas /day through a 40/64" choke. The GOR was 47078 Sm3/Sm3, the condensate gravity was 0.78 g/cm3 (49.9 deg API), and the gas gravity was 0.648 (air = 1). The bottom hole temperature was 73.8 deg C.
    All tests produced sand, filling up the separator several times.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    584.00
    2560.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2128.0
    2150.0
    [m ]
    2
    2155.0
    2171.0
    [m ]
    3
    2172.0
    2185.0
    [m ]
    4
    2185.0
    2198.0
    [m ]
    5
    2200.0
    2205.0
    [m ]
    6
    2207.0
    2226.0
    [m ]
    7
    2227.0
    2245.0
    [m ]
    8
    2246.0
    2264.0
    [m ]
    9
    2265.0
    2291.2
    [m ]
    10
    2292.0
    2295.6
    [m ]
    11
    2301.0
    2317.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    170.3
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2128-2133m
    Kjerne bilde med dybde: 2133-2138m
    Kjerne bilde med dybde: 2138-2143m
    Kjerne bilde med dybde: 2143-2148m
    Kjerne bilde med dybde: 2148-2150m
    2128-2133m
    2133-2138m
    2138-2143m
    2143-2148m
    2148-2150m
    Kjerne bilde med dybde: 2155-2160m
    Kjerne bilde med dybde: 2160-2165m
    Kjerne bilde med dybde: 2165-2170m
    Kjerne bilde med dybde: 2170-2171m
    Kjerne bilde med dybde: 2172-2177m
    2155-2160m
    2160-2165m
    2165-2170m
    2170-2171m
    2172-2177m
    Kjerne bilde med dybde: 2177-2182m
    Kjerne bilde med dybde: 2182-2185m
    Kjerne bilde med dybde: 2185-2190m
    Kjerne bilde med dybde: 2190-2195m
    Kjerne bilde med dybde: 2195-2198m
    2177-2182m
    2182-2185m
    2185-2190m
    2190-2195m
    2195-2198m
    Kjerne bilde med dybde: 2200-2205m
    Kjerne bilde med dybde: 2205-2205m
    Kjerne bilde med dybde: 2207-2212m
    Kjerne bilde med dybde: 2212-2217m
    Kjerne bilde med dybde: 2217-2222m
    2200-2205m
    2205-2205m
    2207-2212m
    2212-2217m
    2217-2222m
    Kjerne bilde med dybde: 2222-2226m
    Kjerne bilde med dybde: 2227-2232m
    Kjerne bilde med dybde: 2232-2237m
    Kjerne bilde med dybde: 2237-2242m
    Kjerne bilde med dybde: 2242-2245m
    2222-2226m
    2227-2232m
    2232-2237m
    2237-2242m
    2242-2245m
    Kjerne bilde med dybde: 2246-2251m
    Kjerne bilde med dybde: 2251-2256m
    Kjerne bilde med dybde: 2256-2261m
    Kjerne bilde med dybde: 2261-2264m
    Kjerne bilde med dybde: 2265-2270m
    2246-2251m
    2251-2256m
    2256-2261m
    2261-2264m
    2265-2270m
    Kjerne bilde med dybde: 2270-2275m
    Kjerne bilde med dybde: 2275-2280m
    Kjerne bilde med dybde: 2280-2285m
    Kjerne bilde med dybde: 2285-2290m
    Kjerne bilde med dybde: 2290-2291m
    2270-2275m
    2275-2280m
    2280-2285m
    2285-2290m
    2290-2291m
    Kjerne bilde med dybde: 2292-2295m
    Kjerne bilde med dybde: 2301-2306m
    Kjerne bilde med dybde: 2306-2311m
    Kjerne bilde med dybde: 2311-2316m
    Kjerne bilde med dybde: 2316-2317m
    2292-2295m
    2301-2306m
    2306-2311m
    2311-2316m
    2316-2317m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1504.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1554.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1574.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1594.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1654.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1704.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1714.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1721.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1734.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1754.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1779.0
    [m]
    DC
    STATO
    1784.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1794.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1810.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1830.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1840.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1850.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1858.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1870.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1880.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1890.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1900.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1910.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1920.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1925.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1940.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1950.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1962.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1970.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1980.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1986.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1990.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2000.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2014.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2020.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2025.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2030.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2040.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2050.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2065.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2070.0
    [m]
    DC
    STATO
    2080.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2092.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2110.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2125.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2132.2
    [m]
    C
    STATO
    2133.5
    [m]
    C
    STATO
    2136.4
    [m]
    C
    STATO
    2144.0
    [m]
    C
    STATO
    2149.7
    [m]
    C
    STATO
    2163.5
    [m]
    C
    STATO
    2172.4
    [m]
    C
    STATO
    2177.5
    [m]
    C
    STATO
    2182.8
    [m]
    C
    STATO
    2186.3
    [m]
    C
    STATO
    2188.4
    [m]
    C
    STATO
    2195.7
    [m]
    C
    STATO
    2202.8
    [m]
    C
    STATO
    2209.4
    [m]
    C
    STATO
    2214.7
    [m]
    C
    STATO
    2222.5
    [m]
    C
    STATO
    2228.5
    [m]
    C
    STATO
    2232.9
    [m]
    C
    STATO
    2237.8
    [m]
    C
    STATO
    2243.6
    [m]
    C
    STATO
    2246.8
    [m]
    C
    STATO
    2246.8
    [m]
    C
    STATO
    2251.4
    [m]
    C
    STATO
    2252.0
    [m]
    C
    STATO
    2257.4
    [m]
    C
    STATO
    2259.6
    [m]
    C
    STATO
    2261.3
    [m]
    C
    STATO
    2281.3
    [m]
    C
    STATO
    2283.7
    [m]
    C
    STATO
    2290.7
    [m]
    C
    STATO
    2303.3
    [m]
    C
    STATO
    2307.6
    [m]
    C
    STATO
    2311.4
    [m]
    C
    STATO
    2313.1
    [m]
    C
    STATO
    2314.5
    [m]
    C
    STATO
    2320.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2335.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2356.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2368.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2380.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2398.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2410.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2428.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2446.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2458.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2473.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2488.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2503.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2518.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2534.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2545.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2552.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2560.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2560.0
    [m]
    DC
    STATO

  • 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
    TEST2
    2200.00
    2221.00
    25.07.1990 - 12:00
    YES
    DST
    TEST3
    2163.50
    2168.00
    30.07.1990 - 23:00
    YES
    DST
    TEST4
    2126.00
    2135.00
    07.08.1990 - 23:55
    YES

  • Litostratigrafi
    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    377
    1455
    1788
    1788
    1951
    1951
    1974
    2018
    2124
    2124
    2435

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.13
    pdf
    0.07
    pdf
    0.13
    pdf
    0.04
    pdf
    0.30
    pdf
    0.75

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.23
    pdf
    0.17

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    15.29

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2250
    2254
    12.7
    1.1
    2250
    2254
    6.3
    2.0
    2200
    2221
    12.7
    3.0
    2150
    2168
    19.1
    3.1
    2163
    2168
    22.2
    4.0
    2126
    2135
    15.9
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    1.1
    2.0
    3.0
    3.1
    4.0
    56.000
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    1.1
    2.0
    1024
    58700
    0.900
    0.685
    59
    3.0
    986
    45300
    0.908
    0.635
    55
    3.1
    1480
    70100
    0.908
    0.634
    61
    4.0
    16
    756777
    0.780
    0.648
    47078

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    377
    1534
    CBL VDL GR
    1046
    2081
    CBL VDL GR
    1835
    2490
    CDL CNL GR
    2081
    2543
    CDL GR
    377
    1538
    CDL GR
    1534
    2078
    DIFL ACL GR CAL
    377
    2560
    DIPLOG
    2075
    2552
    FMT GR
    2125
    2298
    MWD - GR RES DIR
    437
    2560
    SWC
    1721
    2088
    VELOCITY
    700
    2500

  • 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
    437.0
    36
    441.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    564.7
    26
    574.0
    1.32
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1533.0
    17 1/2
    1555.0
    1.66
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2084.0
    12 1/4
    2100.0
    1.77
    LOT
    LINER
    7
    2546.0
    8 1/2
    2560.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    1101
    1.20
    10.0
    5.0
    WATER BASED
    25.06.1990
    1550
    1.20
    7.0
    3.0
    WATER BASED
    28.06.1990
    1555
    1.22
    10.0
    5.0
    WATER BASED
    25.06.1990
    1555
    1.20
    7.0
    3.5
    WATER BASED
    26.06.1990
    1555
    1.18
    7.0
    3.5
    WATER BASED
    27.06.1990
    1770
    1.35
    16.0
    6.0
    WATER BASED
    28.06.1990
    1850
    1.35
    18.0
    7.0
    WATER BASED
    02.07.1990
    1850
    1.35
    19.0
    5.5
    WATER BASED
    04.07.1990
    1850
    1.35
    WATER BASED
    09.07.1990
    1850
    1.35
    WATER BASED
    04.07.1990
    1850
    1.35
    WATER BASED
    04.07.1990
    1880
    1.35
    19.0
    6.0
    WATER BASED
    04.07.1990
    2100
    1.38
    19.0
    6.0
    WATER BASED
    04.07.1990
    2100
    1.45
    19.0
    5.5
    WATER BASED
    04.07.1990
    2100
    1.38
    18.0
    7.0
    WATER BASED
    02.07.1990
    2100
    1.45
    WATER BASED
    04.07.1990
    2100
    1.45
    WATER BASED
    04.07.1990
    2100
    1.30
    20.0
    3.5
    WATER BASED
    09.07.1990
    2100
    1.30
    WATER BASED
    09.07.1990
    2100
    1.30
    WATER BASED
    09.07.1990
    2100
    1.30
    24.0
    7.5
    WATER BASED
    09.07.1990
    2100
    1.30
    20.0
    5.0
    WATER BASED
    09.07.1990
    2100
    1.30
    26.0
    6.5
    WATER BASED
    09.07.1990
    2100
    1.30
    34.0
    7.0
    WATER BASED
    10.07.1990
    2100
    1.30
    37.0
    6.5
    WATER BASED
    11.07.1990
    2100
    1.30
    28.0
    3.5
    WATER BASED
    12.07.1990
    2100
    1.30
    22.0
    9.0
    WATER BASED
    16.07.1990
    2100
    1.41
    19.0
    6.0
    WATER BASED
    04.07.1990
    2130
    1.30
    23.0
    3.5
    WATER BASED
    16.07.1990
    2130
    1.18
    7.0
    3.0
    WATER BASED
    09.08.1990
    2130
    1.18
    WATER BASED
    10.08.1990
    2130
    1.18
    7.0
    3.0
    WATER BASED
    10.08.1990
    2155
    1.30
    WATER BASED
    09.07.1990
    2160
    1.18
    10.0
    3.5
    WATER BASED
    30.07.1990
    2160
    1.18
    10.0
    3.5
    WATER BASED
    31.07.1990
    2160
    1.18
    10.0
    3.5
    WATER BASED
    02.08.1990
    2160
    1.18
    10.0
    3.5
    WATER BASED
    03.08.1990
    2160
    1.18
    8.0
    3.5
    WATER BASED
    06.08.1990
    2160
    1.18
    10.0
    3.5
    WATER BASED
    02.08.1990
    2160
    1.18
    10.0
    3.5
    WATER BASED
    06.08.1990
    2185
    1.30
    20.0
    3.5
    WATER BASED
    09.07.1990
    2201
    1.30
    23.0
    3.5
    WATER BASED
    16.07.1990
    2201
    1.18
    13.0
    3.5
    WATER BASED
    24.07.1990
    2201
    1.18
    13.0
    3.5
    WATER BASED
    26.07.1990
    2201
    1.18
    11.0
    3.5
    WATER BASED
    27.07.1990
    2217
    1.18
    11.0
    4.0
    WATER BASED
    30.07.1990
    2217
    1.18
    11.0
    4.0
    WATER BASED
    30.07.1990
    2217
    1.18
    11.0
    3.5
    WATER BASED
    30.07.1990
    2227
    1.30
    24.0
    7.5
    WATER BASED
    09.07.1990
    2246
    1.30
    23.0
    3.5
    WATER BASED
    16.07.1990
    2252
    1.18
    14.0
    3.5
    WATER BASED
    23.07.1990
    2252
    1.18
    14.0
    7.0
    WATER BASED
    23.07.1990
    2252
    1.18
    14.0
    3.5
    WATER BASED
    23.07.1990
    2265
    1.30
    20.0
    5.0
    WATER BASED
    09.07.1990
    2307
    1.30
    26.0
    6.5
    WATER BASED
    09.07.1990
    2411
    1.30
    34.0
    7.0
    WATER BASED
    10.07.1990
    2534
    1.30
    37.0
    6.5
    WATER BASED
    11.07.1990
    2560
    1.30
    22.0
    9.0
    WATER BASED
    16.07.1990
    2560
    1.30
    28.0
    3.5
    WATER BASED
    12.07.1990

  • 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
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.27