Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
08.05.2024 - 01:33
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

7122/6-1

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.
    7122/6-1
    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.
    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.
    7122/6-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    FWGS 84-314 SP.1658/TO 8514-04 SP.293.2
    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.
    Total Norge AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    559-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    67
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    06.09.1987
    Boreslutt
    Letebrønner fra flyttbare innretninger:
    For flytende innretninger - dato når ankerhåndteringen startet.For oppjekkbare innretninger - dato for oppstart av nedjekking.
    Letebrønner fra faste innretninger og alle utvinningsbrønner:
    Dato for når totalt dyp er nådd og siste foringsrør, casing eller screen er satt. Ved umiddelbar plugging av brønnbanen, tilsvarer boreslutt datoen siste plugg er satt.
    11.11.1987
    Frigitt dato
    Dato for når rådata som er innrapportert til myndighetene fra brønnen ikke lenger er undergitt taushetsplikt. Normalt ca 2 år etter boreslutt. Kan være tidligere hvis arealet for utvinningstillatelsen er tilbakelevert.
    11.11.1989
    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
    Funnbrønnbane
    Indikator som forteller om brønnbanen påviste et nytt funn. Lovlige verdier: YES, NO. For brønnbaner der resultatet ikke er pressemeldt eller på annet vis avklart, blir «NO» benyttet.
    YES
    1. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    EARLY 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
    2. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.
    LATE TRIASSIC
    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.
    SNADD FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    401.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2707.0
    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).
    2707.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    4.8
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    89
    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.
    MIDDLE 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.
    SNADD FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    71° 38' 19.32'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    22° 48' 42.8'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7949804.84
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    563698.43
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    34
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1140

  • Brønnhistorie
    General
    Wildcat well 7122/6-1 was designed to drill a prospect located in the central part of the block, located in the eastern part of the Hammerfest Basin. The purpose of well 7122/6-1 was to test the hydrocarbon potential of the Middle Jurassic to Upper Triassic sandstones in the main structure of the block.
    Operations and results
    Wildcat well 7122/6-1 was spudded with Polar Frontier Drilling semi-submersible installation Polar Pioneer on 6 September 1987 and drilled to TD at 2707 m in the Middle - Late Triassic Snadd Formation.
    The structure penetrated by the well is a large tilted block dipping southwards. The northern closure is a major WNW-ESE fault. Top of the main markers were encountered higher than prognosed: top Stø Formation came in 71 m higher, and top Trias came in 183 m higher than expected. The Jurassic reservoirs were found water bearing, however, some oil recovered by RFT indicated the presence of a thin (1.5 m) oil zone at the top of the Stø formation. The late Triassic Snadd Formation proved gas and condensate in a 71.5 m gross thickness reservoir. Weak shows were recorded in cuttings from the Hekkingen shale. Strong whitish yellow direct fluorescence was observed in the cored sandstones all through the Stø Formation down to 2040 m. Weak shows were recorded on the cored sandstones in the Nordmela, Tubåen, and Fruholmen Formations. Below this level, in the Triassic section, weak oil shows were recorded in sandstones, including the reservoir section between 2400 to 2450 m that produced gas and condensate in the DST.
    A very dense geochemical screening in this well showed only very lean source rocks (< 1% TOC) above 1340 m. Between 1340 m and 1931 m, the average TOC is around 1% with a somewhat richer interval between 1750 m and 1900 m (TOC 1.5 to 3%), but with HI generally lower than 100 mg/g. Between 1931 m and 2015 m, high organic content (TOC 10 to 15%) and high HI (280 - 350 mg/g) indicate a very good source rock in the Hekkingen Formation. Between 2040 m to 2099 m) high TOC values are related to coal beds or organic shales (Nordmela and Tubåen formations). From 2100 m to 2710 m (TD), TOC was generally low, but with some moderately good intervals such as 2100 m - 2150 m (up to 3%). The HI was generally < 100 mg/g with some intervals at 100 - 150 mg/g. Thus, this section presents a low source rock potential. The vitrinite Ro and Tmax indicate that the well enters the oil window at around 2000-2100 m, just where the best source rock is found (Ro = 0.6% and Tmax = 435°C).
    Four cores were cut in the interval from 2019 m to 2099 m in the Stø, Nordmela, Tubåen, and Fruholmen Formations. A total of eleven RFT fluid samples were taken below 2015 m in the Jurassic and Triassic sections. The sample at 2015.8 m contained a small amount of condensate (0.5 cm3), while the sample at 2425 m contained a good quantity of condensate (600 cm3) with density 0.752 g/cm3. The other samples recovered various compositions of mud filtrate, water, and gas.
    Well 7122/6-1 was permanently abandoned on 11 November 1987 as a gas and condensate discovery.
    Testing
    Two DST's were performed in the Late Triassic reservoirs (Snadd Formation). DST1 perforated 2439.5 m to 2449 m and gave no flow. DST2 perforated 2424 m to 2434 m. During this test the well flowed gas and condensate with flow rates ranging from 530 000 to 567 000 Sm3/d of gas and 73 to 66 Sm3/D condensate through a 17.5 mm choke. GOR varied from 7377 Sm3/Sm3 to 8558 Sm3/Sm3.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    800.00
    2710.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2019.0
    2039.2
    [m ]
    2
    2039.2
    2063.9
    [m ]
    3
    2064.0
    2086.9
    [m ]
    4
    2087.0
    2098.7
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    79.5
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2019-2023m
    Kjerne bilde med dybde: 2024-2028m
    Kjerne bilde med dybde: 2029-2033m
    Kjerne bilde med dybde: 2034-2038m
    Kjerne bilde med dybde: 2039-2039m
    2019-2023m
    2024-2028m
    2029-2033m
    2034-2038m
    2039-2039m
    Kjerne bilde med dybde: 2039-2043m
    Kjerne bilde med dybde: 2044-2048m
    Kjerne bilde med dybde: 2049-2053m
    Kjerne bilde med dybde: 2054-2058m
    Kjerne bilde med dybde: 2059-2063m
    2039-2043m
    2044-2048m
    2049-2053m
    2054-2058m
    2059-2063m
    Kjerne bilde med dybde: 2064-2068m
    Kjerne bilde med dybde: 2069-2073m
    Kjerne bilde med dybde: 2074-2078m
    Kjerne bilde med dybde: 2079-2083m
    Kjerne bilde med dybde: 2084-2086m
    2064-2068m
    2069-2073m
    2074-2078m
    2079-2083m
    2084-2086m
    Kjerne bilde med dybde: 2087-2091m
    Kjerne bilde med dybde: 2092-2098m
    Kjerne bilde med dybde: 2097-2098m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2087-2091m
    2092-2098m
    2097-2098m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    744.2
    [m]
    C
    C.F.P
    744.4
    [m]
    C
    C.F.P
    758.4
    [m]
    C
    C.F.P
    760.1
    [m]
    C
    C.F.P
    764.9
    [m]
    C
    C.F.P
    765.2
    [m]
    C
    C.F.P
    767.7
    [m]
    C
    C.F.P
    768.0
    [m]
    C
    C.F.P
    771.4
    [m]
    C
    C.F.P
    775.0
    [m]
    C
    C.F.P
    780.0
    [m]
    C
    C.F.P
    785.0
    [m]
    C
    C.F.P
    790.0
    [m]
    C
    C.F.P
    795.0
    [m]
    C
    C.F.P
    900.0
    [m]
    C
    C.F.P
    1100.0
    [m]
    C
    C.F.P
    1300.0
    [m]
    C
    C.F.P
    1500.0
    [m]
    C
    C.F.P
    1700.0
    [m]
    C
    C.F.P
    1740.0
    [m]
    C
    C.F.P
    1875.0
    [m]
    C
    C.F.P
    1930.0
    [m]
    C
    C.F.P
    1952.5
    [m]
    C
    C.F.P
    1972.0
    [m]
    C
    C.F.P
    1972.5
    [m]
    C
    C.F.P
    1979.0
    [m]
    C
    C.F.P
    1985.5
    [m]
    C
    C.F.P
    1990.0
    [m]
    C
    C.F.P
    1992.5
    [m]
    C
    C.F.P
    2001.5
    [m]
    C
    C.F.P
    2002.0
    [m]
    C
    C.F.P
    2006.0
    [m]
    C
    C.F.P
    2008.0
    [m]
    C
    C.F.P
    2011.0
    [m]
    C
    C.F.P
    2013.0
    [m]
    C
    C.F.P
    2014.0
    [m]
    C
    C.F.P
    2038.1
    [m]
    C
    OD
    2039.0
    [m]
    C
    C.F.P
    2039.2
    [m]
    C
    OD
    2039.3
    [m]
    C
    C.F.P
    2041.4
    [m]
    C
    OD
    2041.4
    [m]
    C
    C.F.P
    2044.2
    [m]
    C
    OD
    2046.5
    [m]
    C
    C.F.P
    2047.8
    [m]
    C
    OD
    2048.6
    [m]
    C
    C.F.P
    2049.9
    [m]
    C
    ICHRON
    2050.8
    [m]
    C
    C.F.P
    2054.0
    [m]
    C
    C.F.P
    2062.9
    [m]
    C
    ICHRON
    2063.0
    [m]
    C
    C.F.P
    2064.0
    [m]
    C
    C.F.P
    2068.8
    [m]
    C
    C.F.P
    2069.5
    [m]
    C
    C.F.P
    2072.8
    [m]
    C
    C.F.P
    2073.6
    [m]
    C
    C.F.P
    2076.3
    [m]
    C
    C.F.P
    2078.0
    [m]
    C
    C.F.P
    2079.0
    [m]
    C
    C.F.P
    2083.4
    [m]
    C
    C.F.P
    2083.8
    [m]
    C
    C.F.P
    2086.8
    [m]
    C
    C.F.P
    2089.5
    [m]
    C
    C.F.P
    2092.3
    [m]
    C
    C.F.P
    2093.0
    [m]
    C
    C.F.P
    2097.0
    [m]
    C
    C.F.P
    2098.5
    [m]
    C
    C.F.P
    2103.0
    [m]
    C
    C.F.P
    2125.0
    [m]
    C
    C.F.P
    2131.0
    [m]
    C
    C.F.P
    2146.0
    [m]
    C
    C.F.P
    2147.5
    [m]
    C
    C.F.P
    2200.0
    [m]
    C
    C.F.P
    2228.0
    [m]
    C
    C.F.P
    2242.0
    [m]
    C
    C.F.P
    2314.0
    [m]
    C
    C.F.P
    2341.0
    [m]
    C
    C.F.P
    2371.0
    [m]
    C
    C.F.P
    2461.0
    [m]
    C
    C.F.P
    2467.0
    [m]
    DC
    OD
    2473.0
    [m]
    C
    C.F.P
    2500.0
    [m]
    C
    C.F.P
    2545.0
    [m]
    C
    C.F.P
    2574.5
    [m]
    C
    C.F.P
    2587.5
    [m]
    C
    C.F.P
    2595.0
    [m]
    C
    C.F.P
    2603.0
    [m]
    C
    C.F.P
    2611.0
    [m]
    C
    C.F.P
    2617.5
    [m]
    C
    C.F.P
    2626.5
    [m]
    C
    C.F.P
    2651.0
    [m]
    C
    C.F.P
    2655.5
    [m]
    C
    C.F.P
    2657.5
    [m]
    C
    C.F.P
    2658.0
    [m]
    C
    C.F.P
    2662.0
    [m]
    C
    C.F.P
    2671.5
    [m]
    C
    C.F.P
    2678.0
    [m]
    C
    C.F.P

  • 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
    2424.00
    2434.00
    03.11.1987 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.42

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    4.88
    pdf
    2.12

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.43
    pdf
    0.22

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    12.06

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.1
    2449
    2439
    0.0
    2.2
    2434
    2424
    17.4
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.1
    20.500
    73
    2.2
    25.000
    21.000
    28.000
    79
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.1
    2.2
    69
    579393
    0.749
    0.680
    8397

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL
    600
    1853
    CST
    485
    798
    CST
    783
    1840
    CST
    1887
    2700
    DIS LSS GR
    485
    794
    DIS LSS GR
    781
    1841
    DITE BHC GR
    1860
    2497
    DITE GR
    1860
    2269
    DITE GR
    2450
    2703
    DLL BHC MSFL
    1860
    2701
    LDL CNL GR
    1860
    2253
    LDL CNL SGR
    1860
    2481
    LDL CNL SGR
    2450
    2696
    LDL GR
    485
    773
    LDL GR
    781
    1823
    MWD
    424
    2710
    RFT
    2012
    2231
    RFT
    2186
    2448
    RFT
    2433
    2654
    SHDT GR
    781
    1845
    SHDT GR
    1860
    2490
    SHDT GR
    2475
    2705
    VSP
    700
    2497

  • 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
    485.0
    36
    489.0
    1.03
    LOT
    SURF.COND.
    20
    783.0
    26
    928.0
    1.47
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1860.0
    17 1/2
    1875.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    2707.0
    12 1/4
    2707.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    424
    1.03
    WATER BASED
    12.11.1987
    450
    1.03
    4.0
    7.6
    WATER BASED
    09.09.1987
    486
    0.00
    3.0
    6.0
    WATER BASED
    09.09.1987
    489
    1.03
    WATER BASED
    10.09.1987
    798
    1.03
    WATER BASED
    11.09.1987
    798
    1.03
    WATER BASED
    18.09.1987
    928
    1.12
    21.0
    12.4
    WATER BASED
    18.09.1987
    1148
    1.12
    8.7
    10.0
    WATER BASED
    18.09.1987
    1279
    1.12
    8.6
    10.0
    WATER BASED
    18.09.1987
    1435
    1.13
    20.0
    8.5
    WATER BASED
    18.09.1987
    1524
    1.13
    21.0
    8.6
    WATER BASED
    22.09.1987
    1639
    1.13
    21.0
    8.6
    WATER BASED
    22.09.1987
    1730
    1.14
    20.0
    8.6
    WATER BASED
    22.09.1987
    1761
    1.14
    21.0
    8.6
    WATER BASED
    22.09.1987
    1875
    1.20
    22.0
    8.6
    WATER BASED
    28.09.1987
    1875
    1.18
    21.0
    7.7
    WATER BASED
    23.09.1987
    1875
    1.28
    20.0
    7.1
    WATER BASED
    24.09.1987
    1875
    1.28
    21.0
    7.2
    WATER BASED
    25.09.1987
    1875
    1.28
    21.0
    7.6
    WATER BASED
    28.09.1987
    1891
    1.20
    23.0
    9.1
    WATER BASED
    28.09.1987
    2019
    1.25
    23.0
    7.6
    WATER BASED
    29.09.1987
    2019
    1.30
    24.0
    10.0
    WATER BASED
    30.09.1987
    2039
    1.30
    23.0
    10.0
    WATER BASED
    02.10.1987
    2064
    1.30
    26.0
    19.0
    WATER BASED
    02.10.1987
    2080
    1.31
    25.0
    11.0
    WATER BASED
    05.10.1987
    2087
    1.31
    26.0
    10.0
    WATER BASED
    05.10.1987
    2098
    1.31
    24.0
    10.0
    WATER BASED
    05.10.1987
    2137
    1.31
    22.0
    13.0
    WATER BASED
    07.10.1987
    2164
    1.31
    20.0
    12.4
    WATER BASED
    07.10.1987
    2218
    1.31
    28.0
    12.0
    WATER BASED
    08.10.1987
    2264
    1.31
    25.0
    14.4
    WATER BASED
    09.10.1987
    2373
    1.31
    25.0
    12.4
    WATER BASED
    14.10.1987
    2417
    1.31
    25.0
    12.0
    WATER BASED
    16.10.1987
    2437
    1.20
    13.0
    6.0
    WATER BASED
    03.11.1987
    2469
    1.00
    13.0
    5.5
    WATER BASED
    30.10.1987
    2471
    1.20
    19.0
    6.5
    WATER BASED
    29.10.1987
    2488
    1.31
    25.0
    12.0
    WATER BASED
    19.10.1987
    2500
    1.31
    25.0
    11.0
    WATER BASED
    19.10.1987
    2500
    1.31
    25.0
    11.0
    WATER BASED
    20.10.1987
    2514
    1.32
    21.0
    11.0
    WATER BASED
    20.10.1987
    2575
    1.30
    20.0
    11.5
    WATER BASED
    21.10.1987
    2624
    1.30
    23.0
    11.0
    WATER BASED
    22.10.1987
    2680
    1.30
    20.0
    12.5
    WATER BASED
    23.10.1987
    2710
    1.30
    23.0
    15.3
    WATER BASED
    26.10.1987
    2710
    1.30
    18.0
    9.5
    WATER BASED
    27.10.1987
    2710
    1.30
    14.0
    10.5
    WATER BASED
    28.10.1987
    2710
    1.20
    14.0
    6.5
    WATER BASED
    04.11.1987
    2710
    1.20
    12.0
    5.5
    WATER BASED
    05.11.1987
    2710
    1.20
    16.0
    4.7
    WATER BASED
    06.11.1987
    2710
    1.30
    18.0
    4.7
    WATER BASED
    09.11.1987
    2710
    1.20
    14.0
    6.5
    WATER BASED
    02.11.1987
    2710
    1.20
    13.0
    6.0
    WATER BASED
    02.11.1987

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    2020.25
    [m ]
    2023.75
    [m ]
    2030.00
    [m ]
    2037.75
    [m ]
    2041.50
    [m ]
    2052.50
    [m ]
    2082.55
    [m ]
    2092.75
    [m ]
    2019.00
    [m ]
    2023.00
    [m ]
    2029.25
    [m ]
    2034.50
    [m ]
    2037.50
    [m ]
    2040.75
    [m ]
    2044.75
    [m ]
    2051.25
    [m ]
    2057.00
    [m ]
    2060.25
    [m ]

  • Trykkplott
    Trykkplott
    Porertrykksdataene kommer fra logging i brønnen hvis ingen annen kilde er oppgitt. I noen brønner der trykk ikke er logget, er det brukt informasjon fra formasjonstester eller brønnspark. Trykkdataene er rapportert inn til Oljedirektoratet og videre prosessert og kvalitetssikret av IHS Markit.
    Trykkplott
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.28