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

7120/7-1

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.
    7120/7-1
    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.
    BARENTS 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.
    7120/7-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    513 - 122 SP 826
    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.
    341-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    70
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    31.07.1982
    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.
    08.10.1982
    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.
    08.10.1984
    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.
    11.02.2005
    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
    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.
    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.
    STØ 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.
    233.5
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2839.0
    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).
    2839.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    1.75
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    102
    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.
    TUBÅEN FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    71° 18' 36.29'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    20° 11' 22.21'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7912388.54
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    471011.63
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    34
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    85

  • Brønnhistorie
    General
    Well 7120/7-1 is located on the Ringvassøy-Loppa Fault Complex, in the Snøhvit Field area. It was drilled to test possible hydrocarbon accumulations in sandstones of Middle to Early Jurassic age in the Alpha structure.
    Operations and results
    Well 7120/7-1 was spudded with the semi-submersible installation Neptuno Nordraug on 31 July 1982 and drilled to TD at 2839 m in Late Triassic sediments of the Tubåen Formation. The 26" section was first pilot-drilled with a 12 1/4" bit to 752 m. Logging of the pilot hole confirmed a gas bearing sandstone from 375 to 392 m and it was decided to set the 20" casing above the sand and then set the 13-3/8" casing around the planned 20" casing shoe depth. Some gas problems delayed plug-back operations, but otherwise operations went smoothly, and the well was abandoned 4 days ahead of schedule. The well was drilled with seawater/gel down to 865 m, with gypsum/polymer mud from 865 m to 1917 m, and with gel/lignosulphonate mud from 1917 m to TD.
    Hydrocarbon accumulations were discovered in the target sandstone sequence (Stø Formation) from 2408 m to 2473 m. The sandstones showed good to excellent reservoir properties. Weak shows were recorded in claystones in the interval from 1941 m to 2172 m and sporadically in the lower part of the Hekkingen Formation. Shows were recorded in sandstones throughout the reservoir and down to 2620 m. Sporadic shows were recorded from this depth down to TD. Organic geochemical analyses show an excellent source rock with high TOC (3 % to almost 9 % ) with type II/ III kerogen in the lower part of the Hekkingen Formation, from 2274 m to its base. Source potential for gas and condensate was seen in the Cretaceous Kolje Formation from 1995 m to 2205 m and in the Early Jurassic Tubåen Formation from 2651 m to 2799 m. The well is immature down to ca 2000 m (%Ro ca 0.5) and at peak oil window maturity at TD (%Ro ca 0.8). In contrast to the weak shows recorded on rig the post-well organic geochemical analyses proved strong shows throughout the Late Jurassic Fuglen and Hekkingen shales. A show of a waxy oil, different from the Hekkingen shows, was detected at 2510 m to 2525 m. Four cores were cut in sequence in the reservoir zone from 2410 m to 2478.7 m. One segregated RFT sample at 2477.5 m in the transition zone showed water as the only moveable fluid.
    The well was permanently abandoned on 8 October 1982 as a gas discovery.
    Testing
    Two DST's were performed in the Middle Jurassic Stø Formation sandstone. The first test was performed in the water zone, from 2487 m to 2505 m. Due to technical problems formation water was not flowed to the surface before the well died, but analysis of the test string content showed a rather clean formation water. The second test was performed in the gas zone, from 2415m to 2435 m. The test flowed 489000 Sm3 gas and 18.8 m3 condensate through a 48/64" choke. The condensate gravity was 49.91 deg API, the gas gravity was 0.68 (air = 1), and GOR was 26000 Sm3/m3. A planned multi-rate test had to be cancelled due to a gas leak in the riser.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    NO
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    320.00
    2840.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2410.0
    2428.8
    [m ]
    2
    2428.8
    2441.7
    [m ]
    3
    2441.8
    2460.4
    [m ]
    4
    2460.4
    2478.7
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    68.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2410-2415m
    Kjerne bilde med dybde: 2415-2420m
    Kjerne bilde med dybde: 2420-2425m
    Kjerne bilde med dybde: 2425-2428m
    Kjerne bilde med dybde: 2428-2433m
    2410-2415m
    2415-2420m
    2420-2425m
    2425-2428m
    2428-2433m
    Kjerne bilde med dybde: 2433-2438m
    Kjerne bilde med dybde: 2438-2441m
    Kjerne bilde med dybde: 2441-2446m
    Kjerne bilde med dybde: 2446-2451m
    Kjerne bilde med dybde: 2451-2456m
    2433-2438m
    2438-2441m
    2441-2446m
    2446-2451m
    2451-2456m
    Kjerne bilde med dybde: 2456-2460m
    Kjerne bilde med dybde: 2460-2465m
    Kjerne bilde med dybde: 2465-2470m
    Kjerne bilde med dybde: 2470-2475m
    Kjerne bilde med dybde: 2475-2478m
    2456-2460m
    2460-2465m
    2465-2470m
    2470-2475m
    2475-2478m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    520.0
    [m]
    DC
    PAS
    625.0
    [m]
    DC
    PAS
    655.0
    [m]
    DC
    PAS
    670.0
    [m]
    DC
    PAS
    720.0
    [m]
    DC
    PAS
    735.0
    [m]
    DC
    PAS
    765.0
    [m]
    DC
    PAS
    780.0
    [m]
    DC
    PAS
    795.0
    [m]
    DC
    PAS
    810.0
    [m]
    DC
    PAS
    840.0
    [m]
    DC
    PAS
    885.0
    [m]
    DC
    PAS
    900.0
    [m]
    DC
    OD
    908.0
    [m]
    DC
    PAS
    910.0
    [m]
    DC
    OD
    920.0
    [m]
    DC
    OD
    930.0
    [m]
    DC
    OD
    940.0
    [m]
    DC
    OD
    945.0
    [m]
    DC
    950.0
    [m]
    DC
    OD
    960.0
    [m]
    DC
    OD
    970.0
    [m]
    DC
    OD
    980.0
    [m]
    DC
    980.0
    [m]
    DC
    OD
    990.0
    [m]
    DC
    OD
    1000.0
    [m]
    DC
    OD
    1010.0
    [m]
    DC
    OD
    1010.0
    [m]
    DC
    1020.0
    [m]
    DC
    OD
    1030.0
    [m]
    DC
    OD
    1040.0
    [m]
    DC
    OD
    1040.0
    [m]
    DC
    1050.0
    [m]
    DC
    OD
    1060.0
    [m]
    DC
    OD
    1065.0
    [m]
    DC
    1070.0
    [m]
    DC
    OD
    1080.0
    [m]
    DC
    OD
    1090.0
    [m]
    DC
    OD
    1100.0
    [m]
    DC
    OD
    1100.0
    [m]
    DC
    1110.0
    [m]
    DC
    OD
    1120.0
    [m]
    DC
    OD
    1123.0
    [m]
    SWC
    PAS
    1130.0
    [m]
    DC
    OD
    1135.0
    [m]
    DC
    1151.0
    [m]
    SWC
    PAS
    1165.0
    [m]
    DC
    1180.0
    [m]
    DC
    PAS
    1195.0
    [m]
    SWC
    PAS
    1195.0
    [m]
    DC
    1220.0
    [m]
    DC
    1250.0
    [m]
    DC
    1252.0
    [m]
    SWC
    PAS
    1260.0
    [m]
    DC
    OD
    1270.0
    [m]
    DC
    OD
    1280.0
    [m]
    DC
    OD
    1280.0
    [m]
    DC
    1290.0
    [m]
    DC
    OD
    1300.0
    [m]
    DC
    OD
    1310.0
    [m]
    DC
    OD
    1315.0
    [m]
    DC
    1320.0
    [m]
    DC
    OD
    1330.0
    [m]
    DC
    OD
    1340.0
    [m]
    DC
    OD
    1345.0
    [m]
    DC
    1350.0
    [m]
    DC
    OD
    1360.0
    [m]
    DC
    OD
    1365.0
    [m]
    DC
    1370.0
    [m]
    DC
    OD
    1380.0
    [m]
    DC
    OD
    1390.0
    [m]
    DC
    OD
    1395.0
    [m]
    DC
    1397.0
    [m]
    SWC
    PAS
    1425.0
    [m]
    DC
    1460.0
    [m]
    DC
    1487.0
    [m]
    SWC
    PAS
    1490.0
    [m]
    DC
    1495.0
    [m]
    DC
    PAS
    1500.0
    [m]
    DC
    OD
    1503.0
    [m]
    DC
    OD
    1509.0
    [m]
    DC
    OD
    1518.0
    [m]
    DC
    1524.0
    [m]
    DC
    OD
    1545.0
    [m]
    DC
    OD
    1551.0
    [m]
    DC
    1566.0
    [m]
    DC
    OD
    1584.0
    [m]
    DC
    1587.0
    [m]
    DC
    OD
    1593.0
    [m]
    DC
    1608.0
    [m]
    DC
    OD
    1611.0
    [m]
    DC
    1626.0
    [m]
    DC
    1629.0
    [m]
    DC
    OD
    1641.0
    [m]
    DC
    1650.0
    [m]
    DC
    OD
    1659.0
    [m]
    DC
    1671.0
    [m]
    DC
    1671.0
    [m]
    DC
    OD
    1686.0
    [m]
    DC
    1698.0
    [m]
    DC
    OD
    1701.0
    [m]
    DC
    1713.0
    [m]
    DC
    1719.0
    [m]
    DC
    OD
    1721.0
    [m]
    SWC
    PAS
    1731.0
    [m]
    DC
    1735.0
    [m]
    SWC
    PAS
    1740.0
    [m]
    DC
    1752.0
    [m]
    DC
    1770.0
    [m]
    DC
    1779.0
    [m]
    DC
    1782.0
    [m]
    DC
    1791.0
    [m]
    DC
    1797.0
    [m]
    DC
    1803.0
    [m]
    DC
    1809.0
    [m]
    DC
    1821.0
    [m]
    DC
    1830.0
    [m]
    DC
    1839.0
    [m]
    DC
    PAS
    1839.0
    [m]
    DC
    1854.0
    [m]
    DC
    PAS
    1863.0
    [m]
    DC
    1869.0
    [m]
    DC
    PAS
    1893.0
    [m]
    DC
    1899.0
    [m]
    DC
    PAS
    1914.0
    [m]
    DC
    PAS
    1923.0
    [m]
    DC
    1929.0
    [m]
    DC
    PAS
    1950.0
    [m]
    SWC
    PAS
    1956.0
    [m]
    DC
    1959.0
    [m]
    DC
    PAS
    1986.0
    [m]
    DC
    1997.0
    [m]
    SWC
    PAS
    2016.0
    [m]
    DC
    2019.0
    [m]
    DC
    PAS
    2034.0
    [m]
    DC
    PAS
    2046.0
    [m]
    DC
    2051.0
    [m]
    SWC
    PAS
    2064.0
    [m]
    DC
    PAS
    2076.0
    [m]
    DC
    2079.0
    [m]
    DC
    PAS
    2095.0
    [m]
    SWC
    PAS
    2106.0
    [m]
    DC
    2109.0
    [m]
    DC
    PAS
    2124.0
    [m]
    DC
    PAS
    2136.0
    [m]
    DC
    2139.0
    [m]
    DC
    PAS
    2163.0
    [m]
    SWC
    PAS
    2166.0
    [m]
    DC
    2180.0
    [m]
    SWC
    PAS
    2196.0
    [m]
    SWC
    PAS
    2196.0
    [m]
    DC
    2226.0
    [m]
    DC
    2229.0
    [m]
    DC
    PAS
    2254.0
    [m]
    SWC
    PAS
    2256.0
    [m]
    DC
    2274.0
    [m]
    DC
    PAS
    2286.0
    [m]
    DC
    2289.0
    [m]
    DC
    PAS
    2312.5
    [m]
    SWC
    PAS
    2316.0
    [m]
    DC
    2319.0
    [m]
    DC
    PAS
    2334.0
    [m]
    DC
    PAS
    2349.0
    [m]
    DC
    2355.0
    [m]
    SWC
    PAS
    2364.0
    [m]
    DC
    PAS
    2379.0
    [m]
    DC
    PAS
    2379.0
    [m]
    DC
    2385.0
    [m]
    DC
    PAS
    2394.0
    [m]
    DC
    PAS
    2400.0
    [m]
    DC
    PAS
    2403.0
    [m]
    DC
    PAS
    2409.0
    [m]
    DC
    2409.0
    [m]
    DC
    2410.4
    [m]
    C
    PAS
    2426.2
    [m]
    C
    PAS
    2434.1
    [m]
    C
    PAS
    2442.9
    [m]
    C
    PAS
    2450.0
    [m]
    C
    PAS
    2458.9
    [m]
    C
    PAS
    2468.4
    [m]
    C
    PAS
    2544.0
    [m]
    DC
    PAS
    2574.0
    [m]
    DC
    PAS
    2589.0
    [m]
    DC
    PAS
    2604.0
    [m]
    DC
    PAS
    2619.0
    [m]
    DC
    PAS
    2634.0
    [m]
    DC
    PAS
    2664.0
    [m]
    DC
    PAS
    2679.0
    [m]
    DC
    PAS
    2694.0
    [m]
    DC
    PAS
    2704.0
    [m]
    SWC
    PAS
    2724.0
    [m]
    DC
    PAS
    2735.5
    [m]
    SWC
    PAS
    2768.5
    [m]
    SWC
    PAS
    2799.0
    [m]
    DC
    PAS
    2819.0
    [m]
    SWC
    PAS
    2829.0
    [m]
    DC
    PAS
    2840.0
    [m]
    SWC
    PAS

  • 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
    2415.00
    2435.00
    29.09.1982 - 14:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.48

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.19
    pdf
    1.09
    pdf
    0.26
    pdf
    6.61
    pdf
    2.08

  • 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
    0.16
    pdf
    0.20

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    11.91
    pdf
    1.74

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2487
    2505
    12.0
    2.0
    2415
    2435
    19.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    26.700
    92
    2.0
    10.000
    14.600
    19.000
    88
    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
    19
    489000
    0.780
    0.680
    26010

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL
    525
    1904
    CBL VDL CCL
    2394
    2840
    CBL VDL GR
    257
    849
    CST
    908
    1907
    CST
    1950
    2391
    CST
    2394
    2840
    DLL CNL GR
    2400
    2840
    HDT
    1903
    2837
    ISF MSFL GR
    1904
    2492
    ISF SONIC GR
    752
    1915
    ISF SONIC GR
    2400
    2840
    ISF SONIC MSFL GR
    318
    750
    LDT CNL GR
    1917
    2493
    LDT CNL NGT
    2400
    2840
    LDT GR
    318
    1916
    RFT
    2409
    2830
    VELOCITY
    340
    2839

  • 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
    319.0
    36
    319.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    365.5
    26
    370.0
    1.15
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    849.0
    17 1/2
    865.0
    1.48
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1904.0
    12 1/4
    1917.0
    1.71
    LOT
    LINER
    7
    2839.0
    8 1/2
    2839.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    870
    1.15
    40.0
    22.0
    water based
    1650
    1.16
    54.0
    18.0
    water based
    1920
    1.22
    53.0
    15.0
    water based
    2341
    1.30
    54.0
    14.0
    water based
    2780
    1.36
    53.0
    13.0
    water based
    2839
    1.36
    55.0
    12.0
    water based

  • 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