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

34/7-21

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.
    34/7-21
    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.
    NORTH 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.
    34/7-21
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    SG 8431: ROW 211& COLUMN 1241
    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.
    Saga Petroleum ASA
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    747-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    54
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    19.10.1992
    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.
    11.12.1992
    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.
    11.12.1994
    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.
    28.02.2008
    Opprinnelig formål
    Formålet med brønnbanen definert før borestart.Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS. Eksempler på lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner: OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION.
    WILDCAT
    Gjenåpnet
    Status om brønnbanen er gjenåpnet (YES) eller ikke (NO). Når en teller antall brønnbaner på norsk sokkel, teller en bare de som ikke er gjenåpnet (NO).
    NO
    Innhold
    For letebrønnbaner, funn status.

    Lovlige verdier: DRY, SHOWS (spor av hydrokarboner), GAS, GAS/CONDENSATE, OIL eller OIL/GAS.
    SHOWS (GAS SHOWS, OIL SHOWS eller OIL/GAS SHOWS) er oppdaget som fluorescerende kutt (organisk ekstrakt), lukt av petroleum, eller synlig belegg på borekaks eller borekjerner, eller som økte gassavlesninger i slamloggerens detekteringsutstyr.
    Lovlige verdier for WILDCAT-CCS og APPRAISAL-CCS: WATER

    For utvinningsbrønnbaner, type produsert eller injisert fluid.
    Lovlige verdier: WATER, CUTTINGS, NOT AVAILABLE, OIL, GAS/CONDENSATE, OIL/GAS, CO2, GAS, WATER/GAS, NOT APPLICABLE.
    OIL
    Funnbrønnbane
    Indikator som forteller om brønnbanen påviste et nytt funn. Lovlige verdier: YES, NO. For brønnbaner der resultatet ikke er pressemeldt eller på annet vis avklart, blir «NO» benyttet.
    YES
    1. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    EARLY CRETACEOUS
    1. nivå med hydrokarboner, formasjon.
    Navn på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor hydrokarboner er blitt påvist. Vises bare på brønner som er frigitt. Eksempler på lovlige verdier: BASEMENT, COOK FM, EKOFISK FM, HEIMDAL FM, SANDNES FM, SOGNEFJORD FM, TARBERT FM, BRENT GP. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    NO FORMAL NAME
    2. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.
    LATE JURASSIC
    2. nivå med hydrokarboner, formasjon
    Navn på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor hydrokarboner er blitt påvist. Vises bare på brønner som er frigitt.Eksempler på lovlige verdier: BASEMENT, COOK FM, EKOFISK FM, HEIMDAL FM, SANDNES FM, SOGNEFJORD FM, TARBERT FM, BRENT GP.
    INTRA DRAUPNE FM SS
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    26.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    192.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3015.0
    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).
    3014.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    4.3
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    106
    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.
    DRAKE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 17' 36.84'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 4' 21.14'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6796001.43
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    450299.76
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2026

  • Brønnhistorie
    General
    Exploration well 34/7-21 was drilled the south-western part of block 34/7 on Tampen Spur, on the H-prospect northwest of the Tordis Field. The main objective was to test the hydrocarbon prospectivity within the Late Jurassic (Viking Group) interval. The target was a Late Jurassic sand wedge, truncated in the up-dip direction towards the east by the Base Cretaceous Unconformity. Sufficient amounts of reservoir sand were conditioned by erosion and re-sedimentation from the underlying Middle Jurassic Brent Group, which is progressively truncated up-dip in the same direction. The secondary objective was to test the Paleocene in which an oil discovery had been made in well 34/7-18.
    Operations and results
    Well 34/7-21 was spudded with the semi-submersible installation Treasure Saga on 19 October 1992 and drilled to TD at 3015 m in the Early Jurassic Drake Formation. Tight and sticky formation was reported in the 12 1/4" section, but no significant technical problems occurred in the operations. Based on the site survey, possible shallow gas was predicted at 298, 548 and 612 m. The MWD confirmed a gas bearing sand at 541 m - 548 m. A flow check proved negative. The well was drilled with spud mud down to 1113 m and with KCl polymer mud from 1113 m to TD.
    In the Nordland, Hordaland, and Upper Rogaland Groups, the well penetrated mainly clay/claystone with minor sand, except for the sandy Utsira Formation between 929-1040 m. At the base of the Rogaland Group, the Lista Formation sandstone was encountered and proven dry, but with shows. In the Shetland and the condensed Cromer Knoll Group, claystone with limestone beds and massive marls/limestones were penetrated, respectively. A hydrocarbon-bearing interval was proven in a sand in the Cromer Knoll at 2498-2501 m. The top of the Late Jurassic reservoir was reached at 2508 m, which was 29 m shallower than prognosed. Within the Draupne Formation, two separate oil bearing sandstone intervals were proven between 2508-2545 m and between 2565.5-2569 m. The latter contained high concentrations of H2S. All three hydrocarbon bearing intervals had separate formation pressure regimes, and did not communicate. No OWC was identified at any level. The overall ODT was 2569 m (2543 m MSL).
    Apart from the three hydrocarbon bearing reservoirs shows were reported in several intervals. In the base of the Rogaland Group, traces of good oil shows were detected in argillaceous sandstones (intra Lista Formation) at 1850-1858 m. In the Shetland Group, good oil shows occurred in thin sandstone horizons from about 2270 m. The shows in this interval decreased progressively from below 2425 m. In the top of the Heather Formation, traces of weak oil shows was identified in a siltstone bed at 2587.5-2588.5 m. No shows were reported below this depth.
    A total of 5 cores were cut in well 34/7-21. Core 1 was cut in the interval 1858 to 1885.7 m in the Sele/Lista Formations. Cores 2-5 were cut in the Draupne Formation and down into the top of the Heather Formation, at 2515 to 2594 m.
    FMT fluid samples were taken at 2498.5 m (oil), 2529.7 m (oil), and at 2567.5 m (two samples in different runs, both with oil).
    After testing the well was plugged back and prepared for sidetracking to explore the extension of the Late Jurassic reservoirs. The plugged back hole was permanently abandoned on 11 December 1992 and the well was classified as an oil discovery.
    Testing
    The interval 2510.5-2537.5 m, covering the main part of the upper Intra-Draupne Sand, was perforated and tested. The oil rate at the end of the second main flow was measured to 884 Sm3/day through a 12.7 mm choke. The corresponding wellhead pressure was 146 bar and the GOR was 95 Sm/Sm3, while the dead oil density was 0.85 g cm3 and the gas gravity was 0.89 (air = 1). The reported bottom hole temperature/reservoir temperature from the test was 91 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    340.00
    3014.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1858.0
    1880.7
    [m ]
    2
    2515.0
    2522.2
    [m ]
    3
    2530.0
    2547.0
    [m ]
    4
    2547.0
    2565.8
    [m ]
    5
    2566.0
    2592.2
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    91.9
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1858-1862m
    Kjerne bilde med dybde: 1862-1866m
    Kjerne bilde med dybde: 1866-1870m
    Kjerne bilde med dybde: 1870-1974m
    Kjerne bilde med dybde: 1874-1878m
    1858-1862m
    1862-1866m
    1866-1870m
    1870-1974m
    1874-1878m
    Kjerne bilde med dybde: 1878-1880m
    Kjerne bilde med dybde: 2525-2519m
    Kjerne bilde med dybde: 2519-2522m
    Kjerne bilde med dybde: 2530-2534m
    Kjerne bilde med dybde: 2534-2538m
    1878-1880m
    2525-2519m
    2519-2522m
    2530-2534m
    2534-2538m
    Kjerne bilde med dybde: 2538-2542m
    Kjerne bilde med dybde: 2542-2546m
    Kjerne bilde med dybde: 2546-2547m
    Kjerne bilde med dybde: 2547-2551m
    Kjerne bilde med dybde: 2551-2555m
    2538-2542m
    2542-2546m
    2546-2547m
    2547-2551m
    2551-2555m
    Kjerne bilde med dybde: 2555-2559m
    Kjerne bilde med dybde: 2559-2563m
    Kjerne bilde med dybde: 2563-2565m
    Kjerne bilde med dybde: 2566-2570m
    Kjerne bilde med dybde: 2570-2574m
    2555-2559m
    2559-2563m
    2563-2565m
    2566-2570m
    2570-2574m
    Kjerne bilde med dybde: 2574-2578m
    Kjerne bilde med dybde: 2578-2582m
    Kjerne bilde med dybde: 2582-2586m
    Kjerne bilde med dybde: 2586-2590m
    Kjerne bilde med dybde: 2590-2592m
    2574-2578m
    2578-2582m
    2582-2586m
    2586-2590m
    2590-2592m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    350.0
    [m]
    DC
    PALEO
    380.0
    [m]
    DC
    PALEO
    410.0
    [m]
    DC
    PALEO
    440.0
    [m]
    DC
    PALEO
    470.0
    [m]
    DC
    PALEO
    500.0
    [m]
    DC
    PALEO
    530.0
    [m]
    DC
    PALEO
    560.0
    [m]
    DC
    PALEO
    590.0
    [m]
    DC
    PALEO
    620.0
    [m]
    DC
    PALEO
    650.0
    [m]
    DC
    PALEO
    680.0
    [m]
    DC
    PALEO
    710.0
    [m]
    DC
    PALEO
    740.0
    [m]
    DC
    PALEO
    770.0
    [m]
    DC
    PALEO
    800.0
    [m]
    DC
    PALEO
    830.0
    [m]
    DC
    PALEO
    860.0
    [m]
    DC
    PALEO
    890.0
    [m]
    DC
    PALEO
    920.0
    [m]
    DC
    PALEO
    950.0
    [m]
    DC
    PALEO
    980.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1010.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1040.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1070.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1100.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1130.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1160.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1190.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1220.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1250.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1280.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1310.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1340.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1370.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1400.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1430.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1460.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1490.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1520.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1550.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1580.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1610.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1640.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1670.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1700.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1710.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1720.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1730.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1740.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1750.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1760.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1770.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1780.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1790.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1800.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1810.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1815.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1825.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1835.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1845.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1855.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1880.0
    [m]
    C
    RRI
    1885.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1895.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1915.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1940.0
    [m]
    DC
    PALEO
    1975.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2005.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2035.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2065.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2095.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2125.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2155.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2185.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2215.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2245.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2275.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2305.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2335.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2365.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2395.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2425.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2455.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2485.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2515.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2516.0
    [m]
    C
    PALEO
    2517.0
    [m]
    C
    PALEO
    2518.0
    [m]
    C
    PALEO
    2520.0
    [m]
    C
    RRI
    2531.0
    [m]
    C
    RRI
    2532.0
    [m]
    C
    RRI
    2533.0
    [m]
    C
    PALEO
    2541.0
    [m]
    C
    PALEO
    2548.0
    [m]
    C
    PALEO
    2556.0
    [m]
    C
    PALEO
    2557.0
    [m]
    C
    RRI
    2558.0
    [m]
    C
    RRI
    2560.0
    [m]
    C
    RRI
    2561.0
    [m]
    C
    RRI
    2563.0
    [m]
    C
    RRI
    2564.0
    [m]
    C
    PALEO
    2568.0
    [m]
    C
    RRI
    2569.0
    [m]
    C
    RRI
    2571.0
    [m]
    C
    PALEO
    2579.0
    [m]
    C
    PALEO
    2582.0
    [m]
    C
    PALEO
    2590.0
    [m]
    C
    PALEO
    2633.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2648.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2663.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2688.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2693.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2708.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2723.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2753.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2768.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2783.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2798.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2813.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2828.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2843.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2858.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2873.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2888.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2918.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2933.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2948.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2963.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2978.0
    [m]
    DC
    PALEO
    2993.0
    [m]
    DC
    PALEO
    3008.0
    [m]
    DC
    PALEO
    3014.0
    [m]
    DC
    PALEO

  • 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
    TEST1
    0.00
    0.00
    OIL
    03.12.1992 - 09:10
    YES
    DST
    TEST2
    0.00
    0.00
    OIL
    05.12.1992 - 15:40
    YES

  • Litostratigrafi

  • 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
    0.51
    pdf
    0.19

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    21.08

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2510
    2537
    12.7
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    14.000
    32.000
    91
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    884
    0.850
    0.890
    95

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBIL GR
    1796
    1900
    CBIL GR
    2484
    2550
    CBIL GR
    2545
    2999
    DIPL ZDL CN GR
    1794
    2560
    DIPLOG GR
    1794
    3014
    DLL ACL ZDL GR
    1089
    1805
    DLL MLL GR
    1794
    2562
    DLL MLL GR
    2480
    3015
    DPIL DAC ZDL CN SL
    1795
    3015
    FMT GR
    1794
    3014
    FMT GR
    2510
    2538
    MWD CDR - GR RES DIR
    218
    3015
    SWC
    1853
    2978
    VELOCITY
    990
    2990

  • 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
    316.0
    36
    330.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    1094.0
    26
    1113.0
    1.67
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1795.0
    17 1/2
    1810.0
    1.85
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2639.0
    12 1/4
    3015.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    326
    1.04
    WATER BASED
    330
    1.05
    WATER BASED
    675
    1.16
    4.0
    WATER BASED
    1110
    1.17
    5.0
    WATER BASED
    1113
    1.17
    6.0
    WATER BASED
    1122
    1.25
    22.0
    WATER BASED
    1404
    1.30
    32.0
    WATER BASED
    1763
    1.50
    41.0
    WATER BASED
    1810
    1.50
    42.0
    WATER BASED
    1858
    1.51
    39.0
    WATER BASED
    2081
    1.60
    49.0
    WATER BASED
    2196
    1.64
    60.0
    WATER BASED
    2307
    1.64
    53.0
    WATER BASED
    2510
    1.62
    41.0
    WATER BASED
    2530
    1.64
    50.0
    WATER BASED
    2552
    1.64
    43.0
    WATER BASED
    2566
    1.64
    44.0
    WATER BASED
    2594
    1.64
    38.0
    WATER BASED
    2601
    1.61
    39.0
    WATER BASED
    2635
    1.64
    42.0
    WATER BASED
    2654
    1.61
    39.0
    WATER BASED
    2971
    1.55
    36.0
    WATER BASED
    3015
    1.61
    38.0
    WATER BASED

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    1868.70
    [m ]
    1875.65
    [m ]
    2531.60
    [m ]
    2537.35
    [m ]
    2566.20
    [m ]
    2566.80
    [m ]
    2567.70
    [m ]
    2568.50
    [m ]
    2570.45
    [m ]
    2571.40
    [m ]
    2576.45
    [m ]

  • Trykkplott
    Trykkplott
    Porertrykksdataene kommer fra logging i brønnen hvis ingen annen kilde er oppgitt. I noen brønner der trykk ikke er logget, er det brukt informasjon fra formasjonstester eller brønnspark. Trykkdataene er rapportert inn til Oljedirektoratet og videre prosessert og kvalitetssikret av IHS Markit.
    Trykkplott
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.22