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

6407/4-1

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.
    6407/4-1
    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.
    NORWEGIAN SEA
    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.
    6407/4-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    HBGS 83 - 456 SP. 485
    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.
    474-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    119
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    20.07.1985
    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.
    15.11.1985
    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.
    15.11.1987
    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.
    18.05.2004
    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.
    GAS/CONDENSATE
    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.
    GARN FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    22.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    225.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4835.0
    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).
    4832.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    5.2
    Eldste penetrerte alder
    Alder (iflg. Geologic Time Scale 2004 by F. M. Gradstein, et al. (2004)) til den eldste formasjonen det er blitt boret gjennom. Kan avvike fra alder ved TD for eksempel i avviksbrønner. Eksempler for lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EARLY PERMIAN, EARLY TRIASSIC, EOCENE.
    LATE TRIASSIC
    Eldste penetrerte formasjon
    Navn på den eldste litostratigrafiske enheten som brønnbanen har penetrert. Vises bare på brønner som er frigitt. I de fleste brønnbaner er dette formasjonen eller gruppen påtruffet i bunnen av brønnbanen. Kan avvike fra formasjonen eller gruppen ved TD for eksempel i brønnbaner som er boret med høy avvik eller gjennom forkastninger. Eksempler på lovlige verdier: AMUNDSEN FM, BALDER FM, BASEMENT, BLODØKS FM, BRYNE FM, BURTON FM, COOK FM, DRAKE FM, DRAUPNE FM, EKOFISK FM, SHETLAND GP.
    ÅRE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    64° 35' 45.36'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 8' 42.17'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7164900.01
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    411212.79
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    490

  • Brønnhistorie
    General
    Wildcat well 6407/4-1 was drilled on a structure in the Gimsan Basin on the Halten Terrace, in the central part of the block. The structure is an isolated domelike structure, all inside the block borders. Well 6407/4-1 is placed a little down flank on the biggest segment in the southeast part. The main objective was hydrocarbon accumulations in the Middle Jurassic, Garn Formation. The second objective was Middle Jurassic, Tilje Formation.
    Operations and results
    6407/4-1 was spudded with the semi-submersible rig Ross Isle on 20 July 1985 and drilled to TD at 4835 m in late Triassic sediments of the Åre Formation. The well was drilled with seawater and gel down to 849 m, with gypsum/polymer mud fro 849 m to 2121 m, with gypsum/polymer/lignosulphonate mud from 2121 m to 3817 m, and with gel/lignosulphonate/lignite mud from 3817 m to TD. Drilling the well proceeded without significant problems.
    Oil shows were recorded in sandstone in the interval 2467 m to 2720 m in Campanian-Santonian-Coniacian age sediments of the Shetland Group. Hydrocarbon bearing Middle Jurassic sandstones were encountered at 3890 m KB. Good and strong continuous shows were recorded throughout the Spekk and Melke Formations and the Fangst Group. Geochemical analyses recorded continuous shows in the Tilje Formation (down to ca 4330 m), some shows in sandstones of the Åre Formation, and they confined the oil-water contact in the Garn Formation to between 3952.8 m and 3960.0 m. Above ca 3780 metres the shows involve a light to medium gravity oil, whilst below this depth the oils are waxier and of medium gravity. Top reservoir, in Garn Formation, came in at 3889.5 m, 28 m higher than prognosed. Gas was produced from the reservoir, but reservoir qualities were poor. Geochemical analyses showed very good source rock potential in the Spekk Formation. The geochemistry also indicated that Spekk is not classically oil-prone in the area, but has a mixed potential for oil and gas. Fifteen cores were recovered from 2286 m to 2293 m and 2384 m to 2392.3 m in the Shetland Group (cores 1 and 2), 3889 m to 3981 m in through the Garn and into the Not Formation (cores 3 to 6), 4021 m to 4076.2 m in the upper part of the Ile Formation (cores 7 and 8), 4278 m to 4337.8 m in the upper part of the Tilje Formation (cores 9 to 14), and from 4605 m to 4619.3 m in the Åre Formation (core 15). A segregated sample was taken with RFT at 3898.5 m. The well was permanently abandoned on 15 November 1985 as a gas/condensate discovery.
    Testing
    Two Drill Stem Tests were performed, one in the Tofte Formation from 4159 m to 4166 m, and one in the Garn Formation from 3889 m to 3919 m.
    The Tofte test produced water only at a rate of 30 Sm3/day. The maximum temperature in this test was 148°C.
    The Garn test produced condensate at a rate of 20 Sm3/day and gas at a rate of 32500 Sm3/day, giving a GOR of 1625 Sm3/Sm3. The condensate density was 0.807 g/cm3 and the gas gravity was 0.81 (air = 1). The maximum temperature in this test was 142.5°C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    330.00
    4835.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2286.0
    2293.4
    [m ]
    2
    2384.0
    2392.3
    [m ]
    3
    3889.0
    3896.0
    [m ]
    4
    3898.0
    3926.0
    [m ]
    5
    3926.0
    3953.5
    [m ]
    6
    3953.0
    3981.2
    [m ]
    7
    4021.0
    4048.6
    [m ]
    8
    4048.6
    4076.2
    [m ]
    9
    4278.0
    4283.7
    [m ]
    10
    4284.0
    4299.7
    [m ]
    11
    4301.0
    4304.5
    [m ]
    12
    4304.5
    4313.6
    [m ]
    13
    4314.0
    4325.1
    [m ]
    14
    4327.0
    4337.8
    [m ]
    15
    4605.0
    4619.3
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    231.8
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2285-2290m
    Kjerne bilde med dybde: 4605-4611m
    Kjerne bilde med dybde: 2291-2293m
    Kjerne bilde med dybde: 4611-4617m
    Kjerne bilde med dybde: 2384-2388m
    2285-2290m
    4605-4611m
    2291-2293m
    4611-4617m
    2384-2388m
    Kjerne bilde med dybde: 4617-4619m
    Kjerne bilde med dybde: 2389-2392m
    Kjerne bilde med dybde: 3889-3894m
    Kjerne bilde med dybde: 3895-3896m
    Kjerne bilde med dybde: 3898-3903m
    4617-4619m
    2389-2392m
    3889-3894m
    3895-3896m
    3898-3903m
    Kjerne bilde med dybde: 3904-3909m
    Kjerne bilde med dybde: 3910-3915m
    Kjerne bilde med dybde: 3916-3921m
    Kjerne bilde med dybde: 3922-3925m
    Kjerne bilde med dybde: 3926-3931m
    3904-3909m
    3910-3915m
    3916-3921m
    3922-3925m
    3926-3931m
    Kjerne bilde med dybde: 3932-3937m
    Kjerne bilde med dybde: 3938-3943m
    Kjerne bilde med dybde: 3944-3949m
    Kjerne bilde med dybde: 3950-3953m
    Kjerne bilde med dybde: 3953-3958m
    3932-3937m
    3938-3943m
    3944-3949m
    3950-3953m
    3953-3958m
    Kjerne bilde med dybde: 3959-3964m
    Kjerne bilde med dybde: 3965-3970m
    Kjerne bilde med dybde: 3971-3976m
    Kjerne bilde med dybde: 3977-3981m
    Kjerne bilde med dybde: 4021-4026m
    3959-3964m
    3965-3970m
    3971-3976m
    3977-3981m
    4021-4026m
    Kjerne bilde med dybde: 4027-4032m
    Kjerne bilde med dybde: 4033-4038m
    Kjerne bilde med dybde: 4039-4044m
    Kjerne bilde med dybde: 4045-4048m
    Kjerne bilde med dybde: 4048-4053m
    4027-4032m
    4033-4038m
    4039-4044m
    4045-4048m
    4048-4053m
    Kjerne bilde med dybde: 4054-4059m
    Kjerne bilde med dybde: 4060-4065m
    Kjerne bilde med dybde: 4066-4071m
    Kjerne bilde med dybde: 4072-4076m
    Kjerne bilde med dybde: 4278-4283m
    4054-4059m
    4060-4065m
    4066-4071m
    4072-4076m
    4278-4283m
    Kjerne bilde med dybde: 4284-4289m
    Kjerne bilde med dybde: 4290-4295m
    Kjerne bilde med dybde: 4296-4299m
    Kjerne bilde med dybde: 4301-4304m
    Kjerne bilde med dybde: 4304-4309m
    4284-4289m
    4290-4295m
    4296-4299m
    4301-4304m
    4304-4309m
    Kjerne bilde med dybde: 4310-4313m
    Kjerne bilde med dybde: 4314-4319m
    Kjerne bilde med dybde: 4320-4325m
    Kjerne bilde med dybde: 4327-4332m
    Kjerne bilde med dybde: 4333-4334m
    4310-4313m
    4314-4319m
    4320-4325m
    4327-4332m
    4333-4334m
    Kjerne bilde med dybde: 4605-4611m
    Kjerne bilde med dybde: 4611-4617m
    Kjerne bilde med dybde: 4617-4619m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    4605-4611m
    4611-4617m
    4617-4619m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2080.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2140.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2159.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2160.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2170.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2180.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2190.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2210.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2220.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2228.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2240.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2260.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2269.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2281.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2292.8
    [m]
    C
    STRAT
    2294.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2306.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2315.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2324.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2333.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2342.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2351.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2359.5
    [m]
    SWC
    STRAT
    2369.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2387.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2387.1
    [m]
    C
    STRAT
    2405.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2414.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2432.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2441.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2459.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2473.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2477.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2486.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2504.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2528.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2534.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2552.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2561.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2564.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2579.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2594.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2609.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2624.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2628.8
    [m]
    SWC
    STRAT
    2639.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2654.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2669.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2684.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2699.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2714.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2725.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2729.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2744.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2762.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2774.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2789.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2804.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2819.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2834.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2849.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2864.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2879.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2894.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2909.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2939.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2954.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2969.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2984.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2998.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3014.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3028.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3042.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3058.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3074.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3089.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3104.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3105.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    3119.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3134.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3149.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3164.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3179.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3182.9
    [m]
    SWC
    STRAT
    3194.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3209.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3222.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3224.4
    [m]
    SWC
    STRAT
    3239.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3254.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3313.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3359.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3379.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3384.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3404.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3488.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    3494.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3509.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3524.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3539.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3554.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3560.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    3572.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3599.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3614.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3628.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3643.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3658.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3673.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3688.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3698.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    3703.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3710.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    3712.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3718.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3721.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3724.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3729.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    3730.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3733.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3739.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3745.0
    [m]
    DC
    PETROS
    3748.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3751.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3754.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    3760.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3763.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3766.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3771.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    3778.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3780.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    3790.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3793.5
    [m]
    SWC
    STRAT
    3805.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3822.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    3823.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3835.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3838.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3853.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3864.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    3868.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3883.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3886.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3888.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    3894.4
    [m]
    C
    STRAT
    3898.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3899.5
    [m]
    C
    STRAT
    3906.3
    [m]
    C
    STRAT
    3913.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3913.6
    [m]
    C
    STRAT
    3918.6
    [m]
    C
    STRAT
    3928.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3928.2
    [m]
    C
    STRAT
    3943.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3946.8
    [m]
    C
    STRAT
    3952.9
    [m]
    C
    STRAT
    3954.2
    [m]
    C
    STRAT
    3958.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3959.7
    [m]
    C
    STRAT
    3966.5
    [m]
    C
    STRAT
    3973.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3977.0
    [m]
    C
    STRAT
    3988.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3997.5
    [m]
    SWC
    STRAT
    4003.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4018.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4018.5
    [m]
    SWC
    STRAT
    4021.1
    [m]
    C
    STRAT
    4027.8
    [m]
    C
    STRAT
    4033.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4033.9
    [m]
    C
    STRAT
    4040.0
    [m]
    C
    STRAT
    4046.7
    [m]
    C
    STRAT
    4048.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4052.7
    [m]
    C
    STRAT
    4059.9
    [m]
    C
    STRAT
    4063.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4067.3
    [m]
    C
    STRAT
    4073.6
    [m]
    C
    STRAT
    4078.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4093.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4108.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4113.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    4123.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4138.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4153.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4156.5
    [m]
    DC
    STRAT
    4168.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4175.5
    [m]
    SWC
    STRAT
    4183.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4198.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4210.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    4213.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4228.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4243.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4258.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4270.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    4273.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4279.3
    [m]
    C
    STRAT
    4286.4
    [m]
    C
    STRAT
    4288.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4292.3
    [m]
    C
    STRAT
    4297.8
    [m]
    C
    STRAT
    4303.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4304.5
    [m]
    C
    STRAT
    4310.0
    [m]
    C
    STRAT
    4318.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4318.4
    [m]
    C
    STRAT
    4327.9
    [m]
    C
    STRAT
    4333.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4348.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4363.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4378.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4389.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    4393.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4408.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4423.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4438.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4453.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4465.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    4468.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4483.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4492.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4501.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    4514.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4526.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4534.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4540.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4543.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4549.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4552.3
    [m]
    SWC
    STRAT
    4558.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4566.3
    [m]
    SWC
    STRAT
    4567.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4573.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4576.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4581.4
    [m]
    SWC
    STRAT
    4585.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4603.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4605.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4605.9
    [m]
    C
    STRAT
    4609.0
    [m]
    C
    STRAT
    4611.6
    [m]
    C
    STRAT
    4612.7
    [m]
    C
    STRAT
    4613.9
    [m]
    C
    STRAT
    4618.0
    [m]
    C
    STRAT
    4618.1
    [m]
    C
    STRAT
    4624.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4632.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4639.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4648.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4654.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4663.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4678.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4693.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4705.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4708.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4723.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4738.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4744.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4753.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4762.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4768.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4783.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4789.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4795.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4798.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4801.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4808.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4810.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4813.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4828.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4835.0
    [m]
    DC
    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
    TEST2
    3889.00
    3919.00
    04.11.1985 - 08:50
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.02

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    6.54

  • 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
    0.31
    pdf
    0.38

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    10.56
    .PDF
    101.71

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    4159
    4166
    0.0
    2.0
    3889
    3919
    17.5
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    148
    2.0
    142
    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
    20
    32500
    0.807
    0.810
    1625

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    247
    2121
    CBL VDL GR
    2095
    3816
    CBL VDL GR
    3608
    4529
    CST GR
    2160
    3822
    CST GR
    3488
    3768
    CST GR
    3825
    4521
    CST GR
    4534
    4611
    DLL MSFL GR
    2120
    4519
    ISF LSS MSFL GR
    322
    4836
    LDT CNL GR
    322
    3793
    LDT CNL SGR
    3817
    4523
    LDT CNL SGR
    4529
    4837
    MWD
    320
    4280
    RFT GR
    3891
    3944
    RFT GR
    3891
    4495
    SHDT GR
    2120
    3828
    VSP
    2100
    4740

  • 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
    320.0
    36
    322.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    849.0
    26
    867.0
    1.60
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2121.0
    17 1/2
    2134.0
    1.83
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3825.0
    12 1/4
    3828.0
    2.03
    LOT
    LINER
    7
    4528.0
    8 1/2
    4540.0
    2.10
    LOT
    OPEN HOLE
    4835.0
    6
    4835.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    1368
    1.18
    11.0
    3.8
    WATER BASED
    02.08.1985
    1458
    1.25
    12.0
    6.0
    WATER BASED
    05.08.1985
    1860
    1.35
    14.0
    12.8
    WATER BASED
    05.08.1985
    1904
    1.35
    14.0
    12.8
    WATER BASED
    05.08.1985
    1920
    1.40
    14.0
    12.8
    WATER BASED
    05.08.1985
    2058
    1.48
    11.0
    13.8
    WATER BASED
    05.08.1985
    2134
    1.51
    11.0
    13.8
    WATER BASED
    07.08.1985
    2134
    1.54
    13.0
    8.0
    WATER BASED
    08.08.1985
    2134
    1.54
    13.0
    8.0
    WATER BASED
    08.08.1985
    2286
    1.57
    19.0
    6.8
    WATER BASED
    12.08.1985
    2384
    1.76
    21.0
    9.0
    WATER BASED
    12.08.1985
    2935
    1.76
    24.0
    9.0
    WATER BASED
    19.08.1985
    3076
    1.76
    51.0
    7.5
    WATER BASED
    21.08.1985
    3668
    1.76
    50.0
    7.0
    WATER BASED
    02.09.1985
    3743
    1.76
    49.0
    8.0
    WATER BASED
    02.09.1985
    3747
    1.45
    22.0
    11.0
    WATER BASED
    12.09.1985
    3825
    1.76
    48.0
    7.0
    WATER BASED
    04.09.1985
    4189
    1.38
    24.0
    6.0
    WATER BASED
    24.09.1985
    4510
    1.39
    26.0
    11.0
    WATER BASED
    07.10.1985
    4529
    1.41
    20.0
    7.5
    WATER BASED
    07.10.1985

  • 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
    0.23