Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
05.11.2024 - 01:27
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

7120/8-2

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.
    7120/8-2
    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).
    APPRAISAL
    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.
    7120/8-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    513 - 125 SP 2270
    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.
    324-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    106
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    15.04.1982
    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.
    29.07.1982
    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.
    29.07.1984
    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.
    NO
    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.
    245.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2590.0
    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).
    2590.0
    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.
    91
    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° 20' 15.72'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    20° 27' 57.61'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7915359.17
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    480927.89
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    34
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    50

  • Brønnhistorie
    General
    The 7120/8-2 well was drilled on the Alpha-South structure in the Western part of the Hammerfest Basin. The first well in the block, well 7120/8-1, was drilled on the Alpha North closure in 1981, north of the major east - west fault splitting the two closures/structures. This well found gas-bearing sandstones in the Middle to Early Jurassic. The primary objective of well 7120/8-2 was to test possible hydrocarbon accumulations in sandstones of Middle to Early Jurassic age (Stø Formation) in the Alpha-South structure.
    Operations and results
    Well 7120/8-2 was spudded with the semi-submersible installation Neptuno Nordraug on 15 April 1982 and drilled to TD at 2590 m in Late Triassic sediments (Fruholmen Formation). The drilling of the 36" and 26" hole went forth without any problems. After this several problems occurred and 78 days were used to reach TD, 29 days more than programmed. The main hang-ups were: broken 20" csg, partly collapsed 13-3/8" csg, pulled BOP stack, roller system, and stucked stabilizer at 2156 m. The well was drilled with gel/spud mud down to 333 m, with gel/seawater from 333 m to 752 m, and with gel/lignosulphonate/seawater from 752 m to TD.
    Hydrocarbon accumulations were discovered in sandstone sequences between 2081-2161 m in the Stø Formaton. The reservoir sandstones showed good to excellent reservoir properties. Gas composition from the DST was almost identical to the gas composition of the DSTs performed in the 7120/8-1 well. This was also indicated by gas gradients established from the RFT pressure points taken in the two wells. RFT pressure points from the two wells also indicated that the water zone most likely is in communication. Organic geochemical analyses show TOC in the range 0.7 % to 2.8 % TOC in mudstones from the Early Cretaceous. The kerogen in these samples are Type IV / III with a poor potential, increasing to fair at the base, for gas. Olive black claystones of the Late Jurassic Hekkingen Formation has TOC from 2 % to 12 % with Type III kerogen on top grading to Type II at the base. With a large terrestrial input these source rocks have rich potential for gas, condensate and waxy crude oil. The Jurassic and Late Triassic sequences below the Hekkingen and Fuglen Formations are mainly sandstones interbedded with shale, and in the Early Jurassic and Late Triassic also coal seams appear. The shale interbeds here are classified as poor sources for gas (Type III), while the coals have excellent hydrocarbon potential and may be oil-prone. However, theses shales and coals do not constitute a significant volume of source rock in the well position, compared to the Hekkingen Formation. The maturity parameters show an immature well down to ca 2000 m where vitrinite reflection reaches 0.5 %Ro. From here the maturity increases to early oil window/peak oil window at TD, however the coals penetrated by the well are probably all immature in well position. Analyses of shows and a DST condensate from the Early Jurassic sandstones indicate a common source for the shows and the DST condensate. This source is most probably the Hekkingen Formation, but deeper coal seams cannot be excluded as a possibility.
    Eight cores were cut in succession from 2085 m in the Stø Formation to 2218 m, 28 meters into the Nordmela Formation. Two RFT samples were taken: one at 2083 m (gas, mud filtrate, formation water) and one at 2150.5 m (mud filtrate, formation water, small volume of gas).
    The well was permanently abandoned as a gas appraisal on 29 July 1982.
    Testing
    One DST was carried out in the interval from 2092-2097 m in the Stø Formation reservoir. The test flowed gas with a small amount of condensate. Condensate density was 0.778 g/cm3 and gas gravity was 0.679 (air = 1) with 4-5% CO2. No H2S was detected. Sand production was not observed and water production was limited to mud filtrate and water associated with the gas. The well was initially flowed for 840 min. before being shut in for 1350 min. The well was then opened for a multi -rate flow, which lasted 900 min. before being shut in for 300 min.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    330.00
    2588.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2085.0
    2101.4
    [m ]
    2
    2101.4
    2120.0
    [m ]
    3
    2120.0
    2138.0
    [m ]
    4
    2138.0
    2153.6
    [m ]
    5
    2153.6
    2172.0
    [m ]
    6
    2172.0
    2185.6
    [m ]
    7
    2185.5
    2200.3
    [m ]
    8
    2201.0
    2218.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    132.9
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2085-2090m
    Kjerne bilde med dybde: 2090-2095m
    Kjerne bilde med dybde: 2095-2100m
    Kjerne bilde med dybde: 2100-2101m
    Kjerne bilde med dybde: 2101-2106m
    2085-2090m
    2090-2095m
    2095-2100m
    2100-2101m
    2101-2106m
    Kjerne bilde med dybde: 2106-2111m
    Kjerne bilde med dybde: 2101-2106m
    Kjerne bilde med dybde: 2111-2116m
    Kjerne bilde med dybde: 2116-2120m
    Kjerne bilde med dybde: 2120-2125m
    2106-2111m
    2101-2106m
    2111-2116m
    2116-2120m
    2120-2125m
    Kjerne bilde med dybde: 2125-2130m
    Kjerne bilde med dybde: 2130-2135m
    Kjerne bilde med dybde: 2135-2138m
    Kjerne bilde med dybde: 2138-2143m
    Kjerne bilde med dybde: 2148-2153m
    2125-2130m
    2130-2135m
    2135-2138m
    2138-2143m
    2148-2153m
    Kjerne bilde med dybde: 2153-2154m
    Kjerne bilde med dybde: 2153-2158m
    Kjerne bilde med dybde: 2158-2163m
    Kjerne bilde med dybde: 2163-2168m
    Kjerne bilde med dybde: 2168-2172m
    2153-2154m
    2153-2158m
    2158-2163m
    2163-2168m
    2168-2172m
    Kjerne bilde med dybde: 2172-2177m
    Kjerne bilde med dybde: 2182-2185m
    Kjerne bilde med dybde: 2185-2190m
    Kjerne bilde med dybde: 2190-2195m
    Kjerne bilde med dybde: 2195-2000m
    2172-2177m
    2182-2185m
    2185-2190m
    2190-2195m
    2195-2000m
    Kjerne bilde med dybde: 2201-2206m
    Kjerne bilde med dybde: 2206-2211m
    Kjerne bilde med dybde: 2211-2216m
    Kjerne bilde med dybde: 2216-2218m
    Kjerne bilde med dybde:  
    2201-2206m
    2206-2211m
    2211-2216m
    2216-2218m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    330.0
    [m]
    DC
    PAS
    350.0
    [m]
    DC
    PAS
    370.0
    [m]
    DC
    PAS
    390.0
    [m]
    DC
    PAS
    410.0
    [m]
    DC
    PAS
    430.0
    [m]
    DC
    PAS
    450.0
    [m]
    DC
    PAS
    470.0
    [m]
    DC
    PAS
    490.0
    [m]
    DC
    PAS
    510.0
    [m]
    DC
    PAS
    530.0
    [m]
    DC
    PAS
    550.0
    [m]
    DC
    PAS
    570.0
    [m]
    DC
    PAS
    590.0
    [m]
    DC
    PAS
    610.0
    [m]
    DC
    PAS
    630.0
    [m]
    DC
    PAS
    650.0
    [m]
    DC
    PAS
    670.0
    [m]
    DC
    PAS
    690.0
    [m]
    DC
    PAS
    710.0
    [m]
    DC
    PAS
    730.0
    [m]
    DC
    PAS
    750.0
    [m]
    DC
    PAS
    780.0
    [m]
    DC
    PAS
    790.0
    [m]
    DC
    OD
    790.0
    [m]
    DC
    PAS
    800.0
    [m]
    DC
    OD
    810.0
    [m]
    DC
    OD
    810.0
    [m]
    DC
    820.0
    [m]
    DC
    OD
    830.0
    [m]
    DC
    OD
    840.0
    [m]
    DC
    OD
    850.0
    [m]
    DC
    OD
    860.0
    [m]
    DC
    OD
    870.0
    [m]
    DC
    OD
    870.0
    [m]
    DC
    880.0
    [m]
    DC
    OD
    890.0
    [m]
    DC
    OD
    900.0
    [m]
    DC
    OD
    910.0
    [m]
    DC
    OD
    920.0
    [m]
    DC
    OD
    930.0
    [m]
    DC
    OD
    940.0
    [m]
    DC
    OD
    950.0
    [m]
    DC
    OD
    950.0
    [m]
    DC
    PAS
    960.0
    [m]
    DC
    OD
    960.0
    [m]
    DC
    OD
    970.0
    [m]
    DC
    970.0
    [m]
    DC
    OD
    980.0
    [m]
    DC
    OD
    990.0
    [m]
    DC
    OD
    1000.0
    [m]
    DC
    OD
    1010.0
    [m]
    DC
    OD
    1020.0
    [m]
    DC
    OD
    1030.0
    [m]
    DC
    OD
    1030.0
    [m]
    DC
    PAS
    1050.0
    [m]
    DC
    PAS
    1070.0
    [m]
    DC
    PAS
    1090.0
    [m]
    DC
    PAS
    1112.0
    [m]
    DC
    PAS
    1140.0
    [m]
    DC
    PAS
    1142.5
    [m]
    SWC
    PAS
    1170.0
    [m]
    DC
    PAS
    1170.0
    [m]
    DC
    1185.0
    [m]
    DC
    PAS
    1203.0
    [m]
    DC
    PAS
    1218.0
    [m]
    DC
    PAS
    1225.0
    [m]
    SWC
    PAS
    1233.0
    [m]
    DC
    PAS
    1248.0
    [m]
    DC
    PAS
    1263.0
    [m]
    DC
    PAS
    1275.0
    [m]
    SWC
    PAS
    1278.0
    [m]
    DC
    PAS
    1293.0
    [m]
    DC
    PAS
    1308.0
    [m]
    DC
    PAS
    1323.0
    [m]
    DC
    PAS
    1338.0
    [m]
    DC
    PAS
    1353.0
    [m]
    DC
    PAS
    1368.0
    [m]
    DC
    PAS
    1374.0
    [m]
    SWC
    PAS
    1383.0
    [m]
    DC
    PAS
    1398.0
    [m]
    DC
    PAS
    1400.0
    [m]
    SWC
    PAS
    1413.0
    [m]
    DC
    PAS
    1428.0
    [m]
    DC
    PAS
    1443.0
    [m]
    DC
    PAS
    1458.0
    [m]
    DC
    PAS
    1473.0
    [m]
    DC
    PAS
    1479.0
    [m]
    SWC
    PAS
    1491.0
    [m]
    DC
    PAS
    1503.0
    [m]
    DC
    PAS
    1518.0
    [m]
    DC
    PAS
    1533.0
    [m]
    DC
    PAS
    1548.0
    [m]
    DC
    PAS
    1563.0
    [m]
    DC
    PAS
    1578.0
    [m]
    DC
    PAS
    1579.0
    [m]
    DC
    PAS
    1593.0
    [m]
    DC
    PAS
    1595.5
    [m]
    SWC
    PAS
    1608.0
    [m]
    DC
    PAS
    1615.0
    [m]
    SWC
    PAS
    1623.0
    [m]
    DC
    PAS
    1629.0
    [m]
    DC
    1638.0
    [m]
    DC
    PAS
    1653.0
    [m]
    DC
    PAS
    1664.0
    [m]
    SWC
    PAS
    1668.0
    [m]
    DC
    PAS
    1683.0
    [m]
    DC
    PAS
    1688.0
    [m]
    SWC
    PAS
    1698.0
    [m]
    DC
    PAS
    1728.0
    [m]
    DC
    PAS
    1741.0
    [m]
    SWC
    PAS
    1743.0
    [m]
    DC
    PAS
    1749.0
    [m]
    DC
    1758.0
    [m]
    DC
    PAS
    1773.0
    [m]
    DC
    PAS
    1788.0
    [m]
    DC
    PAS
    1796.0
    [m]
    SWC
    PAS
    1818.0
    [m]
    DC
    PAS
    1833.0
    [m]
    DC
    PAS
    1837.0
    [m]
    SWC
    PAS
    1848.0
    [m]
    DC
    PAS
    1851.0
    [m]
    DC
    1865.0
    [m]
    SWC
    PAS
    1873.5
    [m]
    SWC
    PAS
    1878.0
    [m]
    DC
    PAS
    1893.0
    [m]
    DC
    PAS
    1908.0
    [m]
    DC
    PAS
    1923.0
    [m]
    DC
    PAS
    1927.0
    [m]
    SWC
    PAS
    1938.0
    [m]
    DC
    PAS
    1950.0
    [m]
    DC
    1954.0
    [m]
    SWC
    PAS
    1956.0
    [m]
    DC
    OD
    1971.0
    [m]
    DC
    OD
    1977.0
    [m]
    DC
    OD
    1986.0
    [m]
    DC
    OD
    1995.0
    [m]
    DC
    OD
    2001.0
    [m]
    DC
    OD
    2016.0
    [m]
    DC
    OD
    2031.0
    [m]
    DC
    OD
    2031.5
    [m]
    SWC
    OD
    2037.0
    [m]
    DC
    OD
    2043.0
    [m]
    DC
    OD
    2058.0
    [m]
    DC
    OD
    2061.0
    [m]
    DC
    OD
    2074.5
    [m]
    SWC
    OD
    2076.0
    [m]
    DC
    OD
    2079.0
    [m]
    DC
    OD
    2082.0
    [m]
    DC
    OD
    2085.0
    [m]
    DC
    OD
    2091.0
    [m]
    DC
    OD
    2096.0
    [m]
    C
    OD
    2099.0
    [m]
    C
    OD
    2099.5
    [m]
    C
    OD
    2102.0
    [m]
    C
    OD
    2113.3
    [m]
    C
    OD
    2124.0
    [m]
    C
    OD
    2138.5
    [m]
    C
    OD
    2141.0
    [m]
    C
    OD
    2149.0
    [m]
    DC
    OD
    2168.0
    [m]
    C
    OD
    2184.0
    [m]
    C
    OD
    2185.0
    [m]
    C
    OD
    2185.0
    [m]
    C
    OD
    2200.0
    [m]
    C
    OD
    2200.3
    [m]
    C
    OD
    2202.4
    [m]
    C
    OD
    2212.5
    [m]
    C
    PAS
    2216.0
    [m]
    DC
    OD
    2216.5
    [m]
    C
    PAS
    2219.0
    [m]
    DC
    PAS
    2225.0
    [m]
    DC
    PAS
    2237.0
    [m]
    DC
    OD
    2240.0
    [m]
    DC
    PAS
    2255.0
    [m]
    DC
    PAS
    2255.0
    [m]
    DC
    OD
    2260.0
    [m]
    SWC
    PAS
    2270.0
    [m]
    DC
    PAS
    2276.0
    [m]
    DC
    OD
    2285.0
    [m]
    DC
    PAS
    2294.0
    [m]
    DC
    OD
    2303.0
    [m]
    DC
    PAS
    2315.0
    [m]
    SWC
    PAS
    2315.0
    [m]
    DC
    OD
    2330.0
    [m]
    DC
    PAS
    2333.0
    [m]
    DC
    OD
    2345.0
    [m]
    DC
    PAS
    2354.0
    [m]
    DC
    OD
    2360.0
    [m]
    DC
    PAS
    2375.0
    [m]
    DC
    PAS
    2375.0
    [m]
    DC
    OD
    2390.0
    [m]
    DC
    PAS
    2393.0
    [m]
    DC
    OD
    2405.0
    [m]
    DC
    PAS
    2414.0
    [m]
    DC
    OD
    2420.0
    [m]
    DC
    PAS
    2435.0
    [m]
    DC
    PAS
    2438.0
    [m]
    DC
    OD
    2450.0
    [m]
    DC
    PAS
    2459.0
    [m]
    DC
    OD
    2465.0
    [m]
    DC
    PAS
    2480.0
    [m]
    DC
    PAS
    2480.0
    [m]
    DC
    OD
    2501.0
    [m]
    DC
    OD
    2510.0
    [m]
    DC
    PAS
    2522.0
    [m]
    DC
    OD
    2525.0
    [m]
    DC
    PAS
    2527.5
    [m]
    SWC
    PAS
    2540.0
    [m]
    DC
    PAS
    2543.0
    [m]
    DC
    OD
    2555.0
    [m]
    DC
    PAS
    2570.0
    [m]
    DC
    PAS
    2585.0
    [m]
    DC
    OD
    2588.0
    [m]
    DC
    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
    DST1
    2092.00
    2097.00
    20.07.1982 - 17:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.41

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.56
    pdf
    4.84
    pdf
    0.28
    pdf
    7.99
    pdf
    1.91

  • 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
    0.18
    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
    14.07
    pdf
    1.59

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2092
    2097
    17.5
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    10.000
    17.000
    72
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    17
    470000
    0.778
    0.679
    26880

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    BGT GR
    533
    802
    CAL GR
    525
    802
    CAL GR
    525
    802
    CAL GR
    533
    772
    CBL
    1520
    2491
    CBL
    2050
    2592
    CBL VDL
    270
    772
    CST
    1105
    1664
    CST
    1688
    1962
    CST
    2031
    2575
    DLL MSFL GR
    2050
    2217
    HDT
    332
    2592
    ISF SONIC GR SP CAL
    332
    790
    ISF SONIC GR SP CAL
    1677
    2592
    ISF SONIC MSFL GR SP CAL
    792
    1684
    LDT CNL GR CAL
    1677
    2592
    LDT GR CAL
    792
    1682
    RFT
    1677
    2221
    VELOCITY
    385
    2590

  • 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
    332.0
    36
    333.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    735.0
    26
    752.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    792.0
    17 1/2
    800.0
    1.65
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1675.0
    12 1/4
    1682.0
    1.72
    LOT
    LINER
    7
    2590.0
    8 1/2
    2590.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    333
    1.05
    spud mud
    750
    1.10
    49.0
    40.0
    water based
    802
    1.20
    45.0
    14.0
    water based
    1682
    1.45
    48.0
    14.0
    water based
    2085
    1.45
    48.0
    21.0
    water based
    2218
    1.45
    50.0
    13.0
    water based
    2590
    1.45
    52.0
    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