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

7321/7-1

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.
    7321/7-1
    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
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    7321/7-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    D-16-84 SP 3410
    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.
    Mobil Exploration Norway INC
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    582-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.
    26.06.1988
    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.
    22.10.1988
    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.
    22.10.1990
    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.
    05.01.2005
    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 SHOWS
    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.
    NO
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    23.5
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    475.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3550.0
    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).
    3545.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    7.5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    121
    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.
    73° 25' 55.57'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    21° 4' 31.75'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    8158249.22
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    311704.77
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    35
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1284

  • Brønnhistorie
    General
    Well 7321/7-1 was the first well drilled on the license. It is located in the Fingerdjupet Sub-basin in the Bjørnøya Øst area. The primary objective of the well was Jurassic to Triassic sandstones in a rotated fault block. Potential was expected throughout the Middle Jurassic to Base Carnian interval.
    Operations and results
    Wildcat well 7321/7-1 was spudded with the semi-submersible installation Ross Rig 26 June 1988 at a depth of 3550 m in Early Triassic rocks. The hole was drilled to 526 m and then abandoned due to building up of the angle. The rig was moved 13 m and the well was re-spudded 27 June 1988. The hole was drilled to setting depth for 20" casing without returns to the surface. During drilling of 17 1/2" hole section, problems with loss of drilling mud to believed weak/fractured formation occurred. This lead to setting of 13 3/8" casing shoe at 1430 m, 770 m higher than planned. The problem with loss of mud continued below 13 3/8" casing shoe and down to 1813 m where the loss was considerably reduced. During drilling of the Jurassic and Triassic sequences no drilling mud was lost to the formation. Except from two fishing operations no significant drilling problems were experienced. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 982 m and with gelled seawater / polymer from 982 m to TD. There was no shallow gas in the hole.
    Top reservoir (Stø Formation) was encountered at 1998.5 m, 97.5 m deeper than prognosed. An Intra Carnian reflector prognosed at 2736 m and was encountered at 2751 m, only 15 m deeper than prognosed. Near bottom a Carnian seismic reflector was encountered at 3448 m. The mud log and wire line logs indicated good reservoir parameters for a gas sand in the interval 2384.8 m to 2390.4 m in the Snadd Formation. Log analysis showed good porosity and low water saturation, 21.2% and 31.1% respectively. Core analysis indicated clean sand with high porosity. Core permeabilities were greater than 100 mD, but RFT pressure tests and sampling did not support this. The conclusion was that the 5.5 m sand was gas bearing but the permeability is low. Production from the well would probably be dry gas at low rates. Very weak shows were recorded from 1320 m to 1435 m in the Kolje Formation, from 2003 m to 2053 m in the Stø Formation, and from 3472 m to 3487 m in the Snadd Formation. Organic geochemical studies detected potential source rock all through the well in the Adventdalen and Kapp Toscana Groups. The kerogen was reported as mature for petroleum generation as shallow as in the Adventdalen Group (base at 1918 m), and as "highly mature" in the Kapp Toscana Group.
    Four cores were attempted, but due to very low rates of penetration the coring program was severely reduced. The first core was cut in the Early Cretaceous Knurr Formation. A second core was attempted in the Stø Formation, but was aborted due to no penetration. The third core was cut in the Middle Jurassic Stø Formation and a final core was cut in a sandstone in the Snadd Formation. Four RFT fluid samples were taken. One sample was taken in the Stø Formation at 2002.5 m, recovering 3.3 litres of water and 3.3 litres of solution gas. The RFT pressure tests indicate no permeability or moderate permeability at best in the sample zone. Two RFT samples were taken in the Snadd "gas sand", at 2388 m and at 2389.8 m. Both were terminated early due to slow pressure build-up. The 2-3/4 gallon sample taken at 2388 m contained 36.2 litres of gas and 233 ml of water. The flowing pressure while sampling was less than 100 psia, with an initial formation pressure of 3396.5 psia, and the chamber was not filled in 30 minutes. The 1-gallon sample taken at 2389.8 m contained only 1.5 litres of gas and 100 ml of filtrate. It had a similar pressure build-up and was terminated after 15 minutes. The fourth RFT fluid sample was taken at 3348 m in Base Carnian sandstone. The sample recovered only 100 ml of mud filtrate and was terminated after 15 minutes due to the low flowing pressure of 50 psia. The formation pressure is 5035.6 psia.
    The well was permanently abandoned on 22 October 1988 as a dry hole.
    Testing
    No drill stem test was performed

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    990.00
    3550.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1907.0
    1910.0
    [m ]
    2
    2003.0
    2004.0
    [m ]
    3
    2004.0
    2007.5
    [m ]
    4
    2386.0
    2394.7
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    16.2
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1907-1909m
    Kjerne bilde med dybde: 2003-2007m
    Kjerne bilde med dybde: 2386-2391m
    Kjerne bilde med dybde: 2391-2394m
    Kjerne bilde med dybde:  
    1907-1909m
    2003-2007m
    2386-2391m
    2391-2394m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    613.0
    [m]
    SWC
    RRI
    630.0
    [m]
    SWC
    RRI
    650.0
    [m]
    SWC
    RRI
    670.0
    [m]
    SWC
    RRI
    682.0
    [m]
    SWC
    RRI
    694.0
    [m]
    SWC
    RRI
    712.0
    [m]
    SWC
    RRI
    724.0
    [m]
    SWC
    RRI
    742.0
    [m]
    SWC
    RRI
    754.0
    [m]
    SWC
    RRI
    765.0
    [m]
    SWC
    RRI
    779.0
    [m]
    SWC
    RRI
    798.0
    [m]
    SWC
    RRI
    817.0
    [m]
    SWC
    RRI
    830.0
    [m]
    SWC
    RRI
    842.0
    [m]
    SWC
    RRI
    866.0
    [m]
    SWC
    RRI
    878.0
    [m]
    SWC
    RRI
    890.0
    [m]
    SWC
    RRI
    902.0
    [m]
    SWC
    RRI
    914.0
    [m]
    SWC
    RRI
    926.0
    [m]
    SWC
    RRI
    938.0
    [m]
    SWC
    RRI
    950.0
    [m]
    SWC
    RRI
    962.0
    [m]
    SWC
    RRI
    974.0
    [m]
    SWC
    RRI
    990.0
    [m]
    DC
    RRI
    1000.0
    [m]
    DC
    RRI
    1010.0
    [m]
    DC
    RRI
    1019.0
    [m]
    DC
    RRI
    1030.0
    [m]
    DC
    RRI
    1037.5
    [m]
    SWC
    RRI
    1050.0
    [m]
    DC
    RRI
    1065.0
    [m]
    DC
    RRI
    1068.0
    [m]
    DC
    RRI
    1080.0
    [m]
    DC
    RRI
    1090.0
    [m]
    DC
    RRI
    1100.0
    [m]
    DC
    RRI
    1110.0
    [m]
    DC
    RRI
    1116.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1120.0
    [m]
    DC
    RRI
    1130.0
    [m]
    DC
    RRI
    1140.0
    [m]
    DC
    RRI
    1150.0
    [m]
    DC
    RRI
    1160.0
    [m]
    DC
    RRI
    1170.0
    [m]
    DC
    RRI
    1180.0
    [m]
    DC
    RRI
    1190.0
    [m]
    DC
    RRI
    1200.0
    [m]
    DC
    RRI
    1210.0
    [m]
    DC
    RRI
    1220.0
    [m]
    DC
    RRI
    1230.0
    [m]
    DC
    RRI
    1240.0
    [m]
    DC
    RRI
    1250.0
    [m]
    DC
    RRI
    1260.0
    [m]
    DC
    RRI
    1260.0
    [m]
    DC
    RRI
    1270.0
    [m]
    DC
    RRI
    1280.0
    [m]
    DC
    RRI
    1290.0
    [m]
    DC
    RRI
    1300.0
    [m]
    DC
    RRI
    1310.0
    [m]
    DC
    RRI
    1320.0
    [m]
    DC
    RRI
    1330.0
    [m]
    DC
    RRI
    1340.0
    [m]
    DC
    RRI
    1350.0
    [m]
    DC
    RRI
    1360.0
    [m]
    DC
    RRI
    1370.0
    [m]
    DC
    RRI
    1380.0
    [m]
    DC
    RRI
    1390.0
    [m]
    DC
    RRI
    1400.0
    [m]
    DC
    RRI
    1410.0
    [m]
    DC
    RRI
    1420.0
    [m]
    DC
    RRI
    1440.0
    [m]
    DC
    RRI
    1450.0
    [m]
    DC
    RRI
    1460.0
    [m]
    DC
    RRI
    1470.0
    [m]
    DC
    RRI
    1480.0
    [m]
    DC
    RRI
    1500.0
    [m]
    DC
    RRI
    1526.0
    [m]
    DC
    RRI
    1540.0
    [m]
    DC
    RRI
    1550.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1557.0
    [m]
    DC
    RRI
    1580.0
    [m]
    DC
    RRI
    1590.0
    [m]
    DC
    RRI
    1595.0
    [m]
    DC
    RRI
    1610.0
    [m]
    DC
    RRI
    1620.0
    [m]
    DC
    RRI
    1630.0
    [m]
    DC
    RRI
    1650.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1670.0
    [m]
    DC
    RRI
    1680.0
    [m]
    DC
    RRI
    1690.0
    [m]
    DC
    RRI
    1700.0
    [m]
    DC
    RRI
    1710.0
    [m]
    DC
    RRI
    1720.0
    [m]
    DC
    OD
    1730.0
    [m]
    DC
    RRI
    1740.0
    [m]
    DC
    RRI
    1750.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1767.0
    [m]
    DC
    RRI
    1774.0
    [m]
    DC
    RRI
    1786.0
    [m]
    DC
    RRI
    1795.0
    [m]
    DC
    RRI
    1807.0
    [m]
    DC
    RRI
    1816.0
    [m]
    DC
    RRI
    1825.0
    [m]
    DC
    RRI
    1834.0
    [m]
    DC
    RRI
    1849.0
    [m]
    DC
    RRI
    1850.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1861.0
    [m]
    DC
    RRI
    1873.0
    [m]
    DC
    RRI
    1885.0
    [m]
    DC
    RRI
    1888.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1891.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1900.0
    [m]
    DC
    RRI
    1900.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1910.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1917.5
    [m]
    SWC
    RRI
    1920.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1931.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1940.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1941.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1949.5
    [m]
    SWC
    RRI
    1960.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1970.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1980.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1998.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2000.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2000.0
    [m]
    DC
    RRI
    2003.7
    [m]
    C
    RRI
    2011.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2021.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2023.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2039.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2056.0
    [m]
    DC
    RRI
    2064.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2083.0
    [m]
    DC
    RRI
    2102.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2125.0
    [m]
    DC
    RRI
    2143.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2164.0
    [m]
    DC
    RRI
    2185.0
    [m]
    DC
    RRI
    2185.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2205.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2212.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2230.0
    [m]
    DC
    RRI
    2248.0
    [m]
    DC
    RRI
    2269.0
    [m]
    DC
    RRI
    2290.0
    [m]
    DC
    RRI
    2317.0
    [m]
    DC
    RRI
    2320.0
    [m]
    DC
    RRI
    2338.0
    [m]
    DC
    RRI
    2359.0
    [m]
    DC
    RRI
    2377.0
    [m]
    DC
    RRI
    2386.7
    [m]
    C
    OD
    2387.7
    [m]
    C
    OD
    2388.3
    [m]
    C
    OD
    2388.5
    [m]
    C
    OD
    2388.9
    [m]
    C
    OD
    2389.1
    [m]
    C
    OD
    2390.0
    [m]
    C
    RRI
    2390.3
    [m]
    C
    OD
    2390.6
    [m]
    C
    OD
    2391.2
    [m]
    C
    OD
    2391.6
    [m]
    C
    OD
    2392.2
    [m]
    C
    OD
    2393.2
    [m]
    C
    OD
    2401.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2413.0
    [m]
    DC
    RRI
    2428.0
    [m]
    DC
    RRI
    2448.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2473.0
    [m]
    DC
    RRI
    2503.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2524.0
    [m]
    DC
    RRI
    2572.0
    [m]
    DC
    RRI
    2601.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2623.0
    [m]
    DC
    RRI
    2655.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2674.0
    [m]
    DC
    RRI
    2698.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2725.0
    [m]
    DC
    RRI
    2740.0
    [m]
    DC
    RRI
    2773.0
    [m]
    DC
    RRI
    2801.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2821.0
    [m]
    DC
    RRI
    2850.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2875.0
    [m]
    DC
    RRI
    2901.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2926.0
    [m]
    DC
    RRI
    2953.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2974.0
    [m]
    DC
    RRI
    3001.0
    [m]
    DC
    RRI
    3025.0
    [m]
    DC
    RRI
    3051.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3099.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3121.0
    [m]
    DC
    RRI
    3148.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3172.0
    [m]
    DC
    RRI
    3203.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3223.0
    [m]
    DC
    RRI
    3239.0
    [m]
    DC
    RRI
    3250.0
    [m]
    DC
    RRI
    3256.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3271.0
    [m]
    DC
    RRI
    3286.0
    [m]
    DC
    RRI
    3302.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3319.0
    [m]
    DC
    RRI
    3337.0
    [m]
    DC
    RRI
    3358.0
    [m]
    DC
    RRI
    3385.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3403.0
    [m]
    DC
    RRI
    3424.0
    [m]
    DC
    RRI
    3444.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3463.0
    [m]
    DC
    RRI
    3500.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3517.0
    [m]
    DC
    RRI
    3544.0
    [m]
    DC
    RRI
    3550.0
    [m]
    DC
    RRI

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.56

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    2.59

  • 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
    0.49
    pdf
    0.25

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    23.93

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL CDL GR
    948
    1425
    CST GR
    613
    974
    CST GR
    1450
    3525
    CST GR
    1450
    3500
    DIL BHC GR
    605
    865
    DIL BHC GR
    1425
    3550
    DIL LDL CNL SP GR CALI
    1425
    2450
    DIL MSFL BHC GR CALI
    960
    1434
    DIL MSFL LSS GR CALI
    750
    1434
    FMS GR
    1425
    2150
    HRT CCL
    449
    1530
    HRT CCL
    1150
    1530
    HRT CCL
    1248
    1476
    LDL CNL GR CAL
    1850
    3552
    MWD - GR RES DIR
    626
    3550
    RFT GR
    1999
    2389
    RFT GR
    2216
    3481
    SHDT GR
    1900
    3552
    VSP
    504
    3550

  • 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
    609.0
    36
    626.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    970.0
    26
    982.0
    1.31
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1425.0
    17 1/2
    1435.0
    1.50
    LOT
    OPEN HOLE
    3550.0
    12 1/4
    3550.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    571
    1.03
    WATER BASED
    28.06.1988
    1069
    1.07
    10.0
    10.0
    WATER BASED
    21.07.1988
    1083
    1.09
    14.0
    13.4
    WATER BASED
    27.07.1988
    1127
    1.08
    10.0
    9.5
    WATER BASED
    27.07.1988
    1162
    1.08
    13.0
    9.5
    WATER BASED
    27.07.1988
    1162
    1.08
    11.0
    8.1
    WATER BASED
    27.07.1988
    1162
    1.08
    43.0
    5.7
    WATER BASED
    27.07.1988
    1214
    1.08
    11.0
    7.1
    WATER BASED
    27.07.1988
    1246
    1.09
    11.0
    9.1
    WATER BASED
    27.07.1988
    1384
    1.08
    7.0
    7.1
    WATER BASED
    28.07.1988
    1435
    1.08
    10.0
    WATER BASED
    01.08.1988
    1435
    1.08
    7.0
    7.2
    WATER BASED
    01.08.1988
    1435
    1.08
    8.0
    6.7
    WATER BASED
    01.08.1988
    1440
    1.08
    6.0
    6.2
    WATER BASED
    01.08.1988
    1478
    1.08
    7.0
    6.7
    WATER BASED
    04.08.1988
    1478
    1.08
    9.0
    7.1
    WATER BASED
    04.08.1988
    1478
    1.08
    8.0
    7.1
    WATER BASED
    05.08.1988
    1478
    1.08
    9.0
    6.7
    WATER BASED
    08.08.1988
    1478
    1.08
    10.0
    7.1
    WATER BASED
    08.08.1988
    1508
    1.08
    11.0
    7.6
    WATER BASED
    08.08.1988
    1508
    1.08
    11.0
    7.6
    WATER BASED
    09.08.1988
    1533
    1.07
    9.0
    7.1
    WATER BASED
    10.08.1988
    1533
    1.07
    10.0
    7.6
    WATER BASED
    11.08.1988
    1533
    1.04
    7.0
    6.7
    WATER BASED
    15.08.1988
    1533
    1.04
    8.0
    6.7
    WATER BASED
    16.08.1988
    1533
    1.04
    7.0
    7.6
    WATER BASED
    16.08.1988
    1533
    1.07
    10.0
    6.7
    WATER BASED
    12.08.1988
    1537
    1.06
    8.0
    8.1
    WATER BASED
    16.08.1988
    1557
    1.07
    6.0
    5.7
    WATER BASED
    19.08.1988
    1570
    1.07
    8.0
    7.6
    WATER BASED
    19.08.1988
    1586
    1.04
    6.0
    6.2
    WATER BASED
    23.08.1988
    1586
    1.03
    5.0
    6.7
    WATER BASED
    23.08.1988
    1606
    1.04
    5.0
    7.1
    WATER BASED
    23.08.1988
    1606
    1.03
    3.0
    4.3
    WATER BASED
    23.08.1988
    1626
    1.04
    7.0
    8.6
    WATER BASED
    24.08.1988
    1644
    1.04
    4.0
    6.2
    WATER BASED
    25.08.1988
    1644
    1.04
    4.0
    6.7
    WATER BASED
    26.08.1988
    1664
    1.02
    WATER BASED
    29.08.1988
    1684
    1.04
    4.0
    6.7
    WATER BASED
    29.08.1988
    1684
    1.03
    5.0
    8.1
    WATER BASED
    29.08.1988
    1704
    1.02
    WATER BASED
    30.08.1988
    1724
    1.04
    6.0
    7.6
    WATER BASED
    31.08.1988
    1745
    1.04
    5.0
    6.7
    WATER BASED
    02.09.1988
    1765
    1.04
    6.0
    10.0
    WATER BASED
    05.09.1988
    1782
    1.04
    4.0
    7.1
    WATER BASED
    05.09.1988
    1800
    1.04
    6.0
    13.4
    WATER BASED
    05.09.1988
    1810
    1.04
    6.0
    12.4
    WATER BASED
    05.09.1988
    1825
    1.07
    5.0
    10.5
    WATER BASED
    06.09.1988
    1855
    1.07
    8.0
    17.2
    WATER BASED
    07.09.1988
    1885
    1.06
    6.0
    10.5
    WATER BASED
    09.09.1988
    1885
    1.07
    7.0
    11.0
    WATER BASED
    09.09.1988
    1895
    1.14
    6.0
    5.7
    WATER BASED
    12.09.1988
    1895
    1.14
    7.0
    4.3
    WATER BASED
    12.09.1988
    1960
    1.14
    10.0
    5.7
    WATER BASED
    12.09.1988
    2003
    1.14
    10.0
    5.2
    WATER BASED
    13.09.1988
    2021
    1.14
    10.0
    5.7
    WATER BASED
    14.09.1988
    2063
    1.14
    10.0
    5.7
    WATER BASED
    15.09.1988
    2063
    1.13
    10.0
    3.8
    WATER BASED
    16.09.1988
    2103
    1.14
    11.0
    4.7
    WATER BASED
    19.09.1988
    2199
    1.14
    10.0
    5.2
    WATER BASED
    19.09.1988
    2292
    1.14
    10.0
    5.2
    WATER BASED
    19.09.1988
    2302
    1.14
    10.0
    4.8
    WATER BASED
    20.09.1988
    2386
    1.14
    10.0
    4.8
    WATER BASED
    21.09.1988
    2405
    1.14
    9.0
    3.8
    WATER BASED
    22.09.1988
    2450
    1.14
    9.0
    5.2
    WATER BASED
    23.09.1988
    2450
    1.14
    9.0
    5.2
    WATER BASED
    27.09.1988
    2469
    1.14
    9.0
    4.8
    WATER BASED
    27.09.1988
    2600
    1.14
    9.0
    4.8
    WATER BASED
    27.09.1988
    2680
    1.14
    11.0
    4.8
    WATER BASED
    27.09.1988
    2684
    1.14
    9.0
    4.3
    WATER BASED
    28.09.1988
    2730
    1.13
    10.0
    4.3
    WATER BASED
    29.09.1988
    2750
    1.14
    9.0
    3.8
    WATER BASED
    30.09.1988
    2802
    1.13
    11.0
    4.8
    WATER BASED
    03.10.1988
    2870
    1.13
    12.0
    4.8
    WATER BASED
    03.10.1988
    2896
    1.13
    11.0
    5.7
    WATER BASED
    03.10.1988
    2956
    1.13
    12.0
    6.7
    WATER BASED
    05.10.1988
    3040
    1.13
    13.0
    6.2
    WATER BASED
    05.10.1988
    3122
    1.13
    12.0
    5.7
    WATER BASED
    07.10.1988
    3122
    1.13
    13.0
    6.7
    WATER BASED
    07.10.1988
    3202
    1.13
    11.0
    6.2
    WATER BASED
    10.10.1988
    3257
    1.13
    11.0
    5.7
    WATER BASED
    10.10.1988
    3330
    1.13
    11.0
    6.2
    WATER BASED
    10.10.1988
    3386
    1.13
    11.0
    6.2
    WATER BASED
    11.10.1988
    3457
    1.13
    10.0
    5.7
    WATER BASED
    12.10.1988
    3527
    1.14
    11.0
    5.7
    WATER BASED
    13.10.1988
    3550
    1.16
    12.0
    6.7
    WATER BASED
    14.10.1988

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    2387.50
    [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