Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
25.11.2024 - 01:30
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

7120/8-1

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.
    7120/8-1
    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.
    7120/8-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    LINE 513 - 134 SP: 2224.
    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.
    292-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    75
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    28.06.1981
    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.
    10.09.1981
    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.
    10.09.1983
    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/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.
    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.
    270.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2610.0
    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).
    2610.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    1.5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    95
    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.
    FRUHOLMEN FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    71° 24' 34.43'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    20° 26' 6.2'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7923384.58
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    479897.51
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    34
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    120

  • Brønnhistorie
    General
    Wildcat well 7120/8-1 is located in the Snøhvit Field area. It was designed to test possible hydrocarbon accumulations in a seismic closure (Alpha prime structure) located to the east of a major N-S running fault in the western part of the block. The primary target was sandstone of Middle Jurassic age.
    Operations and results
    Well 7120/8-1 was spudded with the semi-submersible installation Ross Rig on 28 June 1981 and drilled to TD in Late Triassic rocks ((Fruholmen Formation). The 17 1/2" hole was drilled to 1128 m when the lower marine riser accidentally unlatched and two days of rig time were lost curing this problem before drilling could continue. When plugging back the well, gas bubbles were observed in the riser. Four days of rig time were lost before this problem was cured. Apart from this no significant difficulties were encountered and the well was drilled according to schedule. The well was drilled with spud mud down to 358 m, with gel mud from 358 m to 750 m, and with gel/lignosulphonate mud from 750 m to TD.
    Relatively dry gas was encountered at 2092 m in sandstone of the Middle to Early Jurassic Stø Formation. Log analysis, confirmed by RFT data, found a gas column down to a water contact at 2180 m. The reservoir sandstone showed good to excellent reservoir properties. Organic geochemical analyses showed TOC levels in the Early Cretaceous mudstones in the range ca 1.3 % to ca 5 %, generally increasing downwards to the base of the Cretaceous. Within the Late Jurassic Hekkingen Formation shales TOC increases from ca 3 % to at the top (1990 m) to more than 9 % at the base. In the Early Jurassic to Triassic below 2190 m occasional shales and thin coal beds have good potential for gas and oil, but are restricted in volume. The sediments are immature for petroleum generation down to ca 2000 m and marginally mature from this depth to TD. Kerogen is generally of Type II, with some addition of Type III in the lower part of Hekkingen Formation below 2012 m. Terrestrial input appears to be high in all potential source rock sequences in the well. Residual oil in the cored section showed a waxy, terrestrial signature. Seven cores were taken. Core 1 was cut in the Middle to Early Jurassic Stø Formation from 2112 m to 2121.5 m. The remaining cores were cut consecutively from 2171.5 m to 2270 m from the base of the Stø Formation and 80 m into the Early Jurassic Nordmela Formation. RFT samples were taken at 2168 m and 2094 m.
    The well was permanently abandoned on 10 September 1981 as a gas/condensate discovery.
    Testing
    Three drill stem tests were carried out in the hydrocarbon-bearing zone.
    DST 1 perforated 2165 m to 2172 m and produced 1056000 Sm3 gas and 54 m3 condensate per day on a 64/64" choke in the second flow period. The corresponding GOR is 19540 Sm3/Sm3. The gas gravity was 0.662 (air = 1) with 4.5 % CO2, and the condensate density was 0.777 g/cm3.
    DST perforated the two intervals 2133 m to 2138 m and 2140 m to 2150 m. This test produced 558000 Sm3 gas and 26.7 m3 condensate per day through a 64/64" choke in the second flow period. The corresponding GOR is 20900 Sm3/Sm3. The gas gravity was 0.666 (air = 1) with 5 % CO2, and the condensate density was 0.774 g/cm3.
    DST 3 perforated 2092 m to 2110 m and produced 954300 Sm3 gas and 53.5 m3 condensate per day through a 64/64" choke in the third flow period. The corresponding GOR is 17860 Sm3/Sm3. The gas gravity was 0.666 (air = 1) with 5 % CO2, and the condensate density was 0.780 g/cm3.
    No H2S was detected in any of the tests. The tests indicated a very dry gas condensate system. Dew point pressure was 209 barg (3031 psig). Density of reservoir fluid (at DP) was 0.156 g/cm3 (0.068 psi/ft).

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    360.00
    2606.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2112.0
    2121.4
    [m ]
    2
    2171.5
    2181.0
    [m ]
    3
    2181.0
    2195.0
    [m ]
    4
    2195.0
    2214.0
    [m ]
    5
    2214.0
    2232.8
    [m ]
    6
    2232.8
    2251.5
    [m ]
    7
    2251.5
    2270.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    107.9
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2112-2115m
    Kjerne bilde med dybde: 2115-2118m
    Kjerne bilde med dybde: 2118-2121m
    Kjerne bilde med dybde: 2121-2121m
    Kjerne bilde med dybde: 2171-2174m
    2112-2115m
    2115-2118m
    2118-2121m
    2121-2121m
    2171-2174m
    Kjerne bilde med dybde: 2174-2177m
    Kjerne bilde med dybde: 2177-2180m
    Kjerne bilde med dybde: 2180-2181m
    Kjerne bilde med dybde: 2181-2184m
    Kjerne bilde med dybde: 2184-2187m
    2174-2177m
    2177-2180m
    2180-2181m
    2181-2184m
    2184-2187m
    Kjerne bilde med dybde: 2187-2190m
    Kjerne bilde med dybde: 2193-2195m
    Kjerne bilde med dybde: 2198-2201m
    Kjerne bilde med dybde: 2201-2204m
    Kjerne bilde med dybde: 2204-2207m
    2187-2190m
    2193-2195m
    2198-2201m
    2201-2204m
    2204-2207m
    Kjerne bilde med dybde: 2207-2210m
    Kjerne bilde med dybde: 2110-2113m
    Kjerne bilde med dybde: 2213-2214m
    Kjerne bilde med dybde: 2214-2217m
    Kjerne bilde med dybde: 2217-2220m
    2207-2210m
    2110-2113m
    2213-2214m
    2214-2217m
    2217-2220m
    Kjerne bilde med dybde: 2220-2223m
    Kjerne bilde med dybde: 2223-2223m
    Kjerne bilde med dybde: 2223-2226m
    Kjerne bilde med dybde: 2226-2229m
    Kjerne bilde med dybde: 2229-2232m
    2220-2223m
    2223-2223m
    2223-2226m
    2226-2229m
    2229-2232m
    Kjerne bilde med dybde: 2232-2233m
    Kjerne bilde med dybde: 2233-2235
    Kjerne bilde med dybde: 2235-2238m
    Kjerne bilde med dybde: 2238-2241m
    Kjerne bilde med dybde: 2241-2244m
    2232-2233m
    2233-2235
    2235-2238m
    2238-2241m
    2241-2244m
    Kjerne bilde med dybde: 2244-2247m
    Kjerne bilde med dybde: 2247-2250m
    Kjerne bilde med dybde: 2250-2251m
    Kjerne bilde med dybde: 2251-2254m
    Kjerne bilde med dybde: 2254-2257m
    2244-2247m
    2247-2250m
    2250-2251m
    2251-2254m
    2254-2257m
    Kjerne bilde med dybde: 2257-2260m
    Kjerne bilde med dybde: 2260-2263m
    Kjerne bilde med dybde: 2263-2266m
    Kjerne bilde med dybde: 2266-2269m
    Kjerne bilde med dybde: 2269-2270m
    2257-2260m
    2260-2263m
    2263-2266m
    2266-2269m
    2269-2270m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    360.0
    [m]
    DC
    365.0
    [m]
    DC
    365.0
    [m]
    DC
    RRI
    400.0
    [m]
    DC
    RRI
    450.0
    [m]
    DC
    RRI
    495.0
    [m]
    DC
    RRI
    510.0
    [m]
    DC
    RRI
    525.0
    [m]
    DC
    RRI
    540.0
    [m]
    DC
    RRI
    540.0
    [m]
    DC
    545.0
    [m]
    DC
    555.0
    [m]
    DC
    RRI
    570.0
    [m]
    DC
    RRI
    585.0
    [m]
    DC
    RRI
    595.0
    [m]
    DC
    600.0
    [m]
    DC
    695.0
    [m]
    DC
    700.0
    [m]
    DC
    735.0
    [m]
    DC
    RRI
    765.0
    [m]
    DC
    RRI
    780.0
    [m]
    DC
    RRI
    795.0
    [m]
    DC
    RRI
    810.0
    [m]
    DC
    RRI
    825.0
    [m]
    DC
    RRI
    840.0
    [m]
    DC
    RRI
    855.0
    [m]
    DC
    RRI
    870.0
    [m]
    DC
    RRI
    885.0
    [m]
    DC
    RRI
    1035.0
    [m]
    DC
    1050.0
    [m]
    DC
    RRI
    1065.0
    [m]
    DC
    RRI
    1065.0
    [m]
    DC
    1080.0
    [m]
    DC
    RRI
    1095.0
    [m]
    DC
    RRI
    1095.0
    [m]
    DC
    1112.0
    [m]
    DC
    RRI
    1127.0
    [m]
    DC
    RRI
    1127.0
    [m]
    DC
    1142.0
    [m]
    DC
    RRI
    1157.0
    [m]
    DC
    1157.0
    [m]
    DC
    RRI
    1169.0
    [m]
    DC
    RRI
    1184.0
    [m]
    DC
    RRI
    1187.0
    [m]
    DC
    1202.0
    [m]
    DC
    RRI
    1208.0
    [m]
    DC
    OD
    1217.0
    [m]
    DC
    RRI
    1217.0
    [m]
    DC
    1220.0
    [m]
    DC
    OD
    1229.0
    [m]
    DC
    OD
    1232.0
    [m]
    DC
    RRI
    1238.0
    [m]
    DC
    OD
    1247.0
    [m]
    DC
    RRI
    1247.0
    [m]
    DC
    1250.0
    [m]
    DC
    OD
    1259.0
    [m]
    DC
    OD
    1262.0
    [m]
    DC
    RRI
    1277.0
    [m]
    DC
    RRI
    1277.0
    [m]
    DC
    1292.0
    [m]
    DC
    RRI
    1307.0
    [m]
    DC
    RRI
    1307.0
    [m]
    DC
    1322.0
    [m]
    DC
    RRI
    1337.0
    [m]
    DC
    RRI
    1470.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1487.0
    [m]
    DC
    RRI
    1502.0
    [m]
    DC
    RRI
    1517.0
    [m]
    DC
    RRI
    1527.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1538.0
    [m]
    DC
    RRI
    1553.0
    [m]
    DC
    RRI
    1568.0
    [m]
    DC
    RRI
    1581.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1598.0
    [m]
    DC
    RRI
    1613.0
    [m]
    DC
    RRI
    1628.0
    [m]
    DC
    RRI
    1643.0
    [m]
    DC
    RRI
    1655.0
    [m]
    DC
    RRI
    1657.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1673.0
    [m]
    DC
    RRI
    1688.0
    [m]
    DC
    RRI
    1718.0
    [m]
    DC
    RRI
    1730.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1742.0
    [m]
    DC
    RRI
    1763.0
    [m]
    DC
    RRI
    1770.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1778.0
    [m]
    DC
    RRI
    1785.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1793.0
    [m]
    DC
    RRI
    1808.0
    [m]
    DC
    RRI
    1815.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1823.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1838.0
    [m]
    DC
    RRI
    1850.0
    [m]
    DC
    RRI
    1855.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1868.0
    [m]
    DC
    RRI
    1877.0
    [m]
    DC
    1885.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1898.0
    [m]
    DC
    RRI
    1901.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1907.0
    [m]
    DC
    1913.0
    [m]
    DC
    RRI
    1928.0
    [m]
    DC
    RRI
    1937.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1937.0
    [m]
    DC
    1943.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1958.0
    [m]
    DC
    RRI
    1967.0
    [m]
    DC
    1973.0
    [m]
    DC
    RRI
    1991.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1997.0
    [m]
    DC
    1999.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2003.0
    [m]
    DC
    RRI
    2008.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2018.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2027.0
    [m]
    DC
    RRI
    2036.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2048.0
    [m]
    DC
    RRI
    2061.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2065.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2069.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2075.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2082.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2084.0
    [m]
    DC
    RRI
    2087.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2115.4
    [m]
    C
    RRI
    2117.7
    [m]
    C
    RRI
    2118.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2119.5
    [m]
    C
    RRI
    2129.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2137.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2139.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2172.0
    [m]
    C
    RRI
    2175.4
    [m]
    C
    RRI
    2178.0
    [m]
    C
    RRI
    2180.9
    [m]
    C
    RRI
    2186.6
    [m]
    C
    RRI
    2186.9
    [m]
    C
    RRI
    2187.4
    [m]
    C
    RRI
    2190.0
    [m]
    C
    RRI
    2193.6
    [m]
    C
    RRI
    2197.5
    [m]
    C
    RRI
    2201.5
    [m]
    C
    RRI
    2204.0
    [m]
    C
    RRI
    2205.5
    [m]
    C
    RRI
    2207.9
    [m]
    C
    RRI
    2210.8
    [m]
    C
    RRI
    2213.6
    [m]
    C
    RRI
    2213.9
    [m]
    C
    RRI
    2216.6
    [m]
    C
    RRI
    2219.4
    [m]
    C
    RRI
    2222.7
    [m]
    C
    RRI
    2226.8
    [m]
    C
    RRI
    2228.5
    [m]
    C
    RRI
    2229.8
    [m]
    C
    RRI
    2232.7
    [m]
    C
    RRI
    2234.9
    [m]
    C
    RRI
    2235.4
    [m]
    C
    RRI
    2238.6
    [m]
    C
    RRI
    2241.2
    [m]
    C
    RRI
    2248.0
    [m]
    C
    RRI
    2248.1
    [m]
    C
    RRI
    2251.3
    [m]
    C
    RRI
    2254.4
    [m]
    C
    RRI
    2256.7
    [m]
    C
    RRI
    2260.2
    [m]
    C
    RRI
    2263.4
    [m]
    C
    RRI
    2265.7
    [m]
    C
    RRI
    2266.9
    [m]
    C
    RRI
    2268.5
    [m]
    C
    RRI
    2270.0
    [m]
    DC
    RRI
    2270.0
    [m]
    C
    RRI
    2273.0
    [m]
    DC
    RRI
    2279.0
    [m]
    DC
    RRI
    2282.0
    [m]
    DC
    RRI
    2291.0
    [m]
    DC
    RRI
    2294.0
    [m]
    DC
    RRI
    2297.0
    [m]
    DC
    RRI
    2300.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2300.0
    [m]
    DC
    RRI
    2306.0
    [m]
    DC
    RRI
    2312.0
    [m]
    DC
    RRI
    2322.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2339.0
    [m]
    DC
    RRI
    2346.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2359.0
    [m]
    DC
    RRI
    2372.0
    [m]
    DC
    RRI
    2390.0
    [m]
    DC
    RRI
    2417.0
    [m]
    DC
    RRI
    2428.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2447.0
    [m]
    DC
    RRI
    2462.0
    [m]
    DC
    RRI
    2477.0
    [m]
    DC
    RRI
    2492.0
    [m]
    DC
    RRI
    2495.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2521.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2534.0
    [m]
    DC
    RRI
    2567.0
    [m]
    DC
    RRI
    2573.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2582.0
    [m]
    DC
    RRI
    2591.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2597.0
    [m]
    DC
    RRI
    2608.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2609.0
    [m]
    DC
    RRI

  • 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
    2165.00
    2172.00
    20.08.1981 - 13:00
    YES
    DST
    DST2
    2133.00
    2138.00
    26.08.1981 - 19:00
    YES
    DST
    DST3
    2093.00
    2110.00
    31.08.1981 - 04:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.44

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    7.34
    pdf
    3.53

  • 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
    0.10
    pdf
    0.22

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    13.01
    pdf
    1.77

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2165
    2172
    36.0
    2.0
    2133
    2138
    25.0
    3.0
    2093
    2110
    25.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    80
    2.0
    72
    3.0
    78
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    48
    1049000
    0.777
    0.662
    21854
    2.0
    27
    557000
    0.779
    0.666
    20629
    3.0
    50
    953000
    0.780
    0.666
    19060

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL
    500
    1807
    CBL
    1450
    2530
    CBL
    1850
    2160
    CST
    770
    1815
    CST
    1823
    2018
    CST
    2018
    2129
    CST
    2132
    2608
    CST
    2300
    2519
    DLL MSFL
    2025
    2270
    FDC CNL GR CAL
    734
    2610
    HDT GEODIP
    734
    2607
    ISF SONIC GR SP
    270
    747
    ISF SONIC GR SP MSFL
    734
    2610
    RFT
    2094
    2264
    VELOCITY
    550
    2600

  • 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
    357.0
    36
    359.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    735.0
    26
    750.0
    1.49
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1807.0
    17 1/2
    1822.0
    1.64
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2593.0
    12 1/4
    2610.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    575
    1.04
    40.0
    18.0
    spud mud
    1086
    1.25
    40.0
    14.0
    water based
    2121
    1.40
    46.0
    11.0
    water based
    2181
    1.45
    48.0
    11.0
    water based
    2238
    1.36
    46.0
    10.0
    water based
    2610
    1.30
    50.0
    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