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

31/6-1

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.
    31/6-1
    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.
    31/6-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST 8007 - 123 SP 1175
    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.
    381-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    106
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    15.07.1983
    Boreslutt
    Letebrønner fra flyttbare innretninger:
    For flytende innretninger - dato når ankerhåndteringen startet.For oppjekkbare innretninger - dato for oppstart av nedjekking.
    Letebrønner fra faste innretninger og alle utvinningsbrønner:
    Dato for når totalt dyp er nådd og siste foringsrør, casing eller screen er satt. Ved umiddelbar plugging av brønnbanen, tilsvarer boreslutt datoen siste plugg er satt.
    28.10.1983
    Frigitt dato
    Dato for når rådata som er innrapportert til myndighetene fra brønnen ikke lenger er undergitt taushetsplikt. Normalt ca 2 år etter boreslutt. Kan være tidligere hvis arealet for utvinningstillatelsen er tilbakelevert.
    28.10.1985
    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.
    15.02.2006
    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.
    LATE 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.
    SOGNEFJORD 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.
    MIDDLE 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.
    FENSFJORD FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    302.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4070.0
    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).
    4070.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    6.25
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    132
    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.
    PRE-DEVONIAN
    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.
    BASEMENT
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 38' 44.89'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 40' 52.28'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6723687.94
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    537253.60
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    22

  • Brønnhistorie
    General
    The primary objectives of the wildcat 31/6-1 was to test Late and Middle Jurassic sandstones on the main culmination of the Troll east structure in the western part of block 31/6. Secondary objectives were Middle to Early Jurassic and Triassic sandstones and a possible sandstone reservoir of pre-Triassic age within a set of tilted fault blocks buried by Triassic strata. The Troll east structure is a large tilted fault block containing Jurassic and older strata. The closure
    at Sognefjord Formation level is delineated by a flatspot covering most of the 31/6 block. The flatspot was expected to be a gas/fluid contact evident on the seismic and penetrated by nine wells in the Troll West area to the NNW in block 31/2. Planned TD of the well was 3800 m into rocks of pre-Triassic (? Devonian age).
    Operations and results
    Wildcat well 31/6-1 was spudded with the semi-submersible installation Nortrym on 15 July 1983 and drilled to TD at 4070 m in pre-Devonian basement rock. Problems with getting logging tools past the 30" casing shoe occurred due to gumbo problems. Further drilling went forth without major problems. The well was drilled with spud mud down to 425 m, with seawater / prehydrated gel and hi-vis pills from 425 m to 749 m, and with KCl/polymer/PHPA mud from 749 m to TD
    The total net sand in the Viking Group (1352-1805 m) found to be 424.25 m giving a net/gross ratio of 0.94 m with an average porosity of 27.5%. The Sognefjord Formation (1352-1488 m), the Heather Formation Unit B, (1488-1517.5 m) and the upper part of the Fensfjord Formation were found gas bearing from 1352 to 1571 m where the gas/oil contact was found. Below this a thin (3 m) oil zone was present with an oil/water contact at approximately 1574 m. The hydrocarbon-bearing reservoir consisted of very fine to fine grained sandstones, occasionally medium to coarse. They were generally friable to loose with a few tight calcite cemented stringers. The gross hydrocarbon column is 222 m and the net pay was calculated to be 198 m with an average porosity of 28.7% and an average water saturation of 19.1%.
    Triassic rocks (Hegre Group) were encountered at 2155.5 m. The basal part of the Triassic was characterized by homogenous shales, which were easily distinguished on wire line logs by their high gamma ray (100 - 120 API units). The shales are moderate brown to red brown, micromicaceous, silty and predominantly much more calcareous than the overlying interval. This interval has been dated as Scythian to Anisian down to 3925 m, (?) Scythian to 3978 m and indeterminate down to crystalline basement rocks of indeterminate age at 4013 m. The middle to lower Jurassic and Triassic sandstones were found water bearing.
    FMT pressure recordings and sampling were performed over the reservoir interval. A few pressure readings were also taken in the Cook Formation (Dunlin Group), but these were invalid and were not used for pressure gradient evaluations. The valid data gave a gas gradient of 0.012 bar/m (0.053 psi/ft) with an underlying water gradient of 0.099 bar/m (0.437 psi/ft). The interposed oil gradient is estimated to be 0.086 bar/m (0.38 psi/ft). FMT fluid samples were taken at 1371 m, (gas) 1444.6 m (gas), 1564.0 m (gas), 1564.6 m (gas), 1570.2 m (gas and water/mud filtrate), 1573.6 m (gas, 0.75 l oil, and water/mud filtrate), and 1576.5 m (no gas, 8.9 l water/mud filtrate). A total of 20 cores were cut continuously from the Heather Formation siltstone interval below the Draupne Formation down into the Fensfjord Formation sandstones, across the OWC in core no 17. A total of 235.4 m core was recovered. One 0.3 m core (core no 20) was cut in gneiss at TD. In addition to this, 225 sidewall cores were successfully recovered.
    The well was permanently abandoned on as a gas and oil discovery
    Testing
    Two production tests were successfully performed over two intervals in the gas zone. Both tests were gravel pack completions. DST No 1 (1562.5 - 1567.5 m) in the Fensfjord Formation in the lower part of the gas zone, produced 842000 Sm3/day) of 0.635 gravity gas (air =1) through a 22.2 mm choke (56/64"). DST No 2 (1435 - 1441 m) was performed in the lower part of the Sognefjord Formation and flowed 733000 Sm3 /day of gas through a 19 mm (48/64") choke. Gas gravity was 0.650. The pore pressure at the top of the reservoir was measured to be 156.06 bar (2263.5 psi). Maximum temperature recorded during DST1 was 69.4 deg C. Maximum temperature recorded during DST 2 was 64.4 deg C. This correspond to a ca 54 deg C/km linear gradient from the sea floor (assumed at 4 deg C) to top reservoir. This is a very high gradient compared to wells outside of the Troll field.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    NO
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    430.00
    4070.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    2
    1349.0
    1350.0
    [m ]
    3
    1352.5
    1361.0
    [m ]
    4
    1361.5
    1370.7
    [m ]
    5
    1371.0
    1383.0
    [m ]
    6
    1389.0
    1407.3
    [m ]
    7
    1407.5
    1424.2
    [m ]
    8
    1425.5
    1440.5
    [m ]
    9
    1443.5
    1461.5
    [m ]
    10
    1461.0
    1477.1
    [m ]
    11
    1479.5
    1497.8
    [m ]
    12
    1498.0
    1514.6
    [m ]
    13
    1515.5
    1534.0
    [m ]
    14
    1534.0
    1542.7
    [m ]
    15
    1543.0
    1555.8
    [m ]
    16
    1561.0
    1561.9
    [m ]
    17
    1563.0
    1581.8
    [m ]
    18
    1581.5
    1588.5
    [m ]
    19
    1588.5
    1605.5
    [m ]
    20
    4070.0
    4070.8
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    234.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1349-1350m
    Kjerne bilde med dybde: 1352-1357m
    Kjerne bilde med dybde: 1357-1361m
    Kjerne bilde med dybde: 1361-1366m
    Kjerne bilde med dybde: 1366-1370m
    1349-1350m
    1352-1357m
    1357-1361m
    1361-1366m
    1366-1370m
    Kjerne bilde med dybde: 1371-1376m
    Kjerne bilde med dybde: 1376-1381m
    Kjerne bilde med dybde: 1381-1384m
    Kjerne bilde med dybde: 1389-1394m
    Kjerne bilde med dybde: 1394-1399m
    1371-1376m
    1376-1381m
    1381-1384m
    1389-1394m
    1394-1399m
    Kjerne bilde med dybde: 1399-1404m
    Kjerne bilde med dybde: 1404-1407m
    Kjerne bilde med dybde: 1407-1412m
    Kjerne bilde med dybde: 1412-1417m
    Kjerne bilde med dybde: 1417-1422m
    1399-1404m
    1404-1407m
    1407-1412m
    1412-1417m
    1417-1422m
    Kjerne bilde med dybde: 1422-1424m
    Kjerne bilde med dybde: 1425-1430m
    Kjerne bilde med dybde: 1430-1435m
    Kjerne bilde med dybde: 1435-1440m
    Kjerne bilde med dybde: 1443-1448m
    1422-1424m
    1425-1430m
    1430-1435m
    1435-1440m
    1443-1448m
    Kjerne bilde med dybde: 1448-1453m
    Kjerne bilde med dybde: 1453-1458m
    Kjerne bilde med dybde: 1458-1461m
    Kjerne bilde med dybde: 1461-1466m
    Kjerne bilde med dybde: 1466-1471m
    1448-1453m
    1453-1458m
    1458-1461m
    1461-1466m
    1466-1471m
    Kjerne bilde med dybde: 1471-1476m
    Kjerne bilde med dybde: 1476-1477m
    Kjerne bilde med dybde: 1479-1484m
    Kjerne bilde med dybde: 1484-1489m
    Kjerne bilde med dybde: 1489-1494m
    1471-1476m
    1476-1477m
    1479-1484m
    1484-1489m
    1489-1494m
    Kjerne bilde med dybde: 1494-1497m
    Kjerne bilde med dybde: 1498-1503m
    Kjerne bilde med dybde: 1503-1508m
    Kjerne bilde med dybde: 1508-1513m
    Kjerne bilde med dybde: 1513-1514m
    1494-1497m
    1498-1503m
    1503-1508m
    1508-1513m
    1513-1514m
    Kjerne bilde med dybde: 1515-1520m
    Kjerne bilde med dybde: 1520-1525m
    Kjerne bilde med dybde: 1525-1530m
    Kjerne bilde med dybde: 1530-1534m
    Kjerne bilde med dybde: 1534-1539m
    1515-1520m
    1520-1525m
    1525-1530m
    1530-1534m
    1534-1539m
    Kjerne bilde med dybde: 1539-1542m
    Kjerne bilde med dybde: 1543-1548m
    Kjerne bilde med dybde: 1548-1553m
    Kjerne bilde med dybde: 1553-1555m
    Kjerne bilde med dybde: 1561-1562m
    1539-1542m
    1543-1548m
    1548-1553m
    1553-1555m
    1561-1562m
    Kjerne bilde med dybde: 1563-1568m
    Kjerne bilde med dybde: 1568-1573m
    Kjerne bilde med dybde: 1573-1578m
    Kjerne bilde med dybde: 1578-1581m
    Kjerne bilde med dybde: 1581-1586m
    1563-1568m
    1568-1573m
    1573-1578m
    1578-1581m
    1581-1586m
    Kjerne bilde med dybde: 1586-1588m
    Kjerne bilde med dybde: 1588-1593m
    Kjerne bilde med dybde: 1593-1598m
    Kjerne bilde med dybde: 1598-1603m
    Kjerne bilde med dybde: 1603-4070m
    1586-1588m
    1588-1593m
    1593-1598m
    1598-1603m
    1603-4070m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    440.0
    [m]
    DC
    RRI
    540.0
    [m]
    DC
    RRI
    640.0
    [m]
    DC
    RRI
    740.0
    [m]
    DC
    RRI
    840.0
    [m]
    DC
    RRI
    935.0
    [m]
    DC
    RRI
    1035.0
    [m]
    DC
    RRI
    1135.0
    [m]
    DC
    RRI
    1201.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1210.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1217.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1221.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1225.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1230.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1235.0
    [m]
    DC
    RRI
    1236.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1239.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1242.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1245.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1248.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1251.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1253.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1255.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1258.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1262.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1268.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1271.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1274.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1277.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1280.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1283.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1289.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1292.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1295.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1298.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1301.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1304.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1310.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1324.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1329.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1332.0
    [m]
    DC
    RRI
    1335.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1340.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1346.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1350.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1430.2
    [m]
    C
    RRI
    1572.4
    [m]
    C
    RRI
    1606.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1616.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1625.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1644.5
    [m]
    SWC
    IKU
    1670.0
    [m]
    DC
    RRI
    1671.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1681.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1690.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1716.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1734.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1787.6
    [m]
    SWC
    IKU
    1808.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1810.0
    [m]
    DC
    RRI
    1818.5
    [m]
    SWC
    IKU
    1836.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1850.0
    [m]
    DC
    RRI
    1851.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1863.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1870.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1874.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1880.0
    [m]
    DC
    RRI
    1897.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1900.0
    [m]
    DC
    RRI
    1913.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1920.0
    [m]
    DC
    RRI
    1924.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1930.0
    [m]
    DC
    RRI
    1933.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1940.5
    [m]
    C
    RRI
    1944.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1950.0
    [m]
    DC
    RRI
    1956.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1960.0
    [m]
    DC
    RRI
    1960.7
    [m]
    DC
    RRI
    1972.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1980.5
    [m]
    SWC
    IKU
    2106.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2142.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2170.0
    [m]
    DC
    RRI
    3552.0
    [m]
    DC
    OD
    3587.0
    [m]
    DC
    OD
    3622.0
    [m]
    DC
    OD
    3632.0
    [m]
    DC
    OD
    4047.0
    [m]
    DC
    OD

  • 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
    DST1
    1562.50
    1567.50
    WATER
    29.09.1983 - 00:00
    YES
    DST
    DST2
    1435.00
    1441.00
    CONDENSATE
    18.10.1983 - 00:00
    YES
    DST
    DST 2
    1441.00
    1435.00
    CONDENSATE
    18.10.1983 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.63

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.96
    pdf
    0.25
    pdf
    6.56

  • 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
    0.27
    pdf
    0.39

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    22.24

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    1562
    1568
    22.2
    2.0
    1435
    1441
    19.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    842000
    0.635
    2.0
    733000
    0.630

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VOL
    800
    1310
    CDL CNL GR CAL
    1950
    4067
    CDL SPECTRALOG CNL GR CAL
    1295
    1978
    CFL CNL GR CAL
    425
    1318
    CST
    785
    1312
    CST
    1313
    1887
    CST
    1606
    1730
    CST
    1729
    1980
    CST
    2067
    4018
    CST
    2142
    3823
    DIFL LSBHC GR SP
    435
    4070
    DLL MLL
    1310
    1604
    FMT
    1338
    1594
    FMT
    1338
    1594
    FMT
    1371
    0
    FMT
    1444
    0
    FMT
    1564
    0
    FMT
    1564
    0
    FMT
    1570
    0
    FMT
    1573
    0
    FMT
    1576
    0
    HRD
    748
    4069
    PROLOG
    1300
    1700
    PROLOG
    1300
    1555
    VSP
    573
    4070

  • 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
    424.0
    36
    426.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    748.0
    26
    765.0
    1.46
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1310.0
    17 1/2
    1325.0
    1.68
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1967.0
    12 1/4
    1980.0
    1.51
    LOT
    OPEN HOLE
    4070.0
    8 3/8
    4070.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    440
    1.13
    100.0
    seawater
    500
    1.07
    61.0
    seawater
    1000
    1.19
    46.0
    seawater
    1200
    1.23
    45.0
    seawater
    1340
    1.31
    44.0
    seawater
    1980
    1.10
    41.0
    seawater
    2400
    1.10
    42.0
    seawater
    3100
    1.11
    41.0
    seawater
    3800
    1.11
    46.0
    seawater
    4070
    1.11
    42.0
    seawater

  • 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