Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
31.12.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

25/7-5

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.
    25/7-5
    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.
    NORTH 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.
    25/7-5
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH 9603- INLINE 1156 & CROSSLINE 5382
    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.
    Norsk Hydro Produksjon AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    896-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    46
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    16.07.1997
    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.
    30.08.1997
    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.
    30.08.1999
    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.
    29.05.2002
    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.
    OIL
    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.
    PALEOCENE
    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.
    HERMOD 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.
    PALEOCENE
    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.
    HEIMDAL FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    22.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    124.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2736.0
    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).
    2735.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.4
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    99
    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.
    PALEOCENE
    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.
    VÅLE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    59° 29' 39.81'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 1' 3.44'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6595668.94
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    444369.86
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    3132

  • Brønnhistorie
    General
    Well 25/7-5 was the first exploration well drilled in PL203 and was designed to test the hydrocarbon potential of a sand prospect within the Sele Formation in the northwest corner of block 25/7. This prospect was a stratigraphic trap with structural elements formed by the pinch out of the Hermod T80 sand. Oil was prognosed to be encountered within the Hermod T80 sand. A very small closure in the top of the underlying Heimdal sand was also expected to contain hydrocarbons, but this closure was not defined as a secondary target due to the small volumes expected within the structure. The well commitment was to drill to a total depth of 2735 m within the Shetland Group. The objectives of the well were to test commercial oil volumes within the Hermod T80 sand, to test the geological and geophysical models for the presence of the Hermod T80 sand, and to test the model for hydrocarbon migration within the license area.
    Operations and results
    The semi-submersible drilling rig "West Vanguard" was used to drill wildcat well 25/7-5. The well was spudded 16 July 1997 and reached a total depth of 2736m on the 7 August 1997 in the Early Paleocene Våle Formation The well was drilled water based with spud mud to 1338 m and with the ANCO 2000 mud system from 1338 m to TD. Total rig time for the well, including testing, was 46.7 days.

    Oil was encountered within the Hermod T80 sands between 2044 - 2052 m. There was 3.5 m of net reservoir within the interval (N/G 0,4372) with an average porosity of 0.25 and an excellent permeability of up to 6 Darcy. The rest of the non-reservoir sand was tightly cemented with calcite. No Oil-Water contact was seen in these sands.
    The Heimdal formation was penetrated at 2126 m and contained approximately 1m of oil in the top of the reservoir (0.85 gm/cc density). The reservoir quality of these sands is excellent with an average porosity of 0.234 and permeabilities in the low Darcy range. Approximately 6m of residual hydrocarbons were found under the Oil-Water contact at 2127m. The well was cored (11 cores) from 1976m in the top of the Balder Formation tuffaceous clay stone unit and down through the Sele, Hermod and Lista formations and into the Heimdal sands. Coring was stopped at 2150m, 24m into the Heimdal Formation. Core recovery was generally excellent. MDT oil samples were taken at 2045.4 m and 2116.4 m. MDT samples containing both water and oil were taken at 2126.3 m and 2126.6 m, while MDT samples containing only water was taken at 2127.1 m

    The well was permanently plugged and abandoned as an oil discovery on 30 August 1997.
    Testing
    One Drill Stem test was performed over the Hermod T80 sands (perforation 2043 - 2052 m) with a stable flow rate of 900 Sm3 oil/day through a 48/64"choke. The GOR was 88 Sm3 /Sm3 and the oil gravity was 0.870 gm/cc. Traces of produced sand and water were found in the oil.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1350.00
    2737.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    2
    1977.0
    1983.0
    [m ]
    3
    1983.0
    2002.8
    [m ]
    4
    2003.0
    2031.5
    [m ]
    5
    2031.5
    2048.0
    [m ]
    6
    2048.0
    2057.5
    [m ]
    7
    2058.0
    2059.7
    [m ]
    8
    2060.0
    2076.1
    [m ]
    9
    2078.0
    2084.7
    [m ]
    10
    2093.0
    2122.0
    [m ]
    11
    2122.0
    2149.8
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    161.4
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1977-1982m
    Kjerne bilde med dybde: 1982-1983m
    Kjerne bilde med dybde: 1983-1988m
    Kjerne bilde med dybde: 1988-1993m
    Kjerne bilde med dybde: 1993-1998m
    1977-1982m
    1982-1983m
    1983-1988m
    1988-1993m
    1993-1998m
    Kjerne bilde med dybde: 1998-2002m
    Kjerne bilde med dybde: 2003-2008m
    Kjerne bilde med dybde: 2008-2013m
    Kjerne bilde med dybde: 2013-2018m
    Kjerne bilde med dybde: 2018-2023m
    1998-2002m
    2003-2008m
    2008-2013m
    2013-2018m
    2018-2023m
    Kjerne bilde med dybde: 2028-2031m
    Kjerne bilde med dybde: 2031-2036m
    Kjerne bilde med dybde: 2036-2041m
    Kjerne bilde med dybde: 2041-2046m
    Kjerne bilde med dybde: 2046-2048m
    2028-2031m
    2031-2036m
    2036-2041m
    2041-2046m
    2046-2048m
    Kjerne bilde med dybde: 2048-2053m
    Kjerne bilde med dybde: 2053-2057m
    Kjerne bilde med dybde: 2058-2060m
    Kjerne bilde med dybde: 2060-2065m
    Kjerne bilde med dybde: 2065-2070m
    2048-2053m
    2053-2057m
    2058-2060m
    2060-2065m
    2065-2070m
    Kjerne bilde med dybde: 2070-2075m
    Kjerne bilde med dybde: 2075-2076m
    Kjerne bilde med dybde: 2078-2083m
    Kjerne bilde med dybde: 2083-2084m
    Kjerne bilde med dybde: 2093-2098m
    2070-2075m
    2075-2076m
    2078-2083m
    2083-2084m
    2093-2098m
    Kjerne bilde med dybde: 2098-2103m
    Kjerne bilde med dybde: 2103-2108m
    Kjerne bilde med dybde: 2108-2113m
    Kjerne bilde med dybde: 2113-2118m
    Kjerne bilde med dybde: 2118-2122m
    2098-2103m
    2103-2108m
    2108-2113m
    2113-2118m
    2118-2122m
    Kjerne bilde med dybde: 2122-2127m
    Kjerne bilde med dybde: 2127-2132m
    Kjerne bilde med dybde: 2132-2137m
    Kjerne bilde med dybde: 2137-2142m
    Kjerne bilde med dybde: 2142-2147m
    2122-2127m
    2127-2132m
    2132-2137m
    2137-2142m
    2142-2147m
    Kjerne bilde med dybde: 2147-2150m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2147-2150m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1350.0
    [m]
    DC
    RRI
    1370.0
    [m]
    DC
    RRI
    1390.0
    [m]
    DC
    RRI
    1410.0
    [m]
    DC
    RRI
    1430.0
    [m]
    DC
    RRI
    1460.0
    [m]
    DC
    RRI
    1470.0
    [m]
    DC
    RRI
    1490.0
    [m]
    DC
    RRI
    1510.0
    [m]
    DC
    RRI
    1530.0
    [m]
    DC
    RRI
    1550.0
    [m]
    DC
    RRI
    1570.0
    [m]
    DC
    RRI
    1590.0
    [m]
    DC
    RRI
    1610.0
    [m]
    DC
    RRI
    1630.0
    [m]
    DC
    RRI
    1650.0
    [m]
    DC
    RRI
    1670.0
    [m]
    DC
    RRI
    1690.0
    [m]
    DC
    RRI
    1710.0
    [m]
    DC
    RRI
    1730.0
    [m]
    DC
    RRI
    1750.0
    [m]
    DC
    RRI
    1770.0
    [m]
    DC
    RRI
    1790.0
    [m]
    DC
    RRI
    1810.0
    [m]
    DC
    RRI
    1830.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1850.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1860.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1870.0
    [m]
    DC
    RRI
    1870.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1875.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1880.0
    [m]
    DC
    RRI
    1890.0
    [m]
    DC
    RRI
    1890.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1900.0
    [m]
    DC
    RRI
    1901.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1907.0
    [m]
    DC
    RRI
    1914.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1927.0
    [m]
    DC
    RRI
    1937.0
    [m]
    DC
    RRI
    1947.0
    [m]
    DC
    RRI
    1951.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1957.0
    [m]
    DC
    RRI
    1977.0
    [m]
    C
    RRI
    1982.0
    [m]
    C
    RRI
    1988.0
    [m]
    C
    RRI
    1994.0
    [m]
    C
    RRI
    1999.0
    [m]
    C
    RRI
    2005.0
    [m]
    C
    RRI
    2012.0
    [m]
    C
    RRI
    2018.0
    [m]
    C
    RRI
    2019.0
    [m]
    C
    RRI
    2020.0
    [m]
    C
    RRI
    2023.0
    [m]
    C
    RRI
    2028.0
    [m]
    C
    RRI
    2033.0
    [m]
    C
    RRI
    2038.0
    [m]
    C
    RRI
    2044.0
    [m]
    C
    RRI
    2046.0
    [m]
    C
    RRI
    2050.0
    [m]
    C
    RRI
    2052.0
    [m]
    C
    RRI
    2054.0
    [m]
    C
    RRI
    2056.0
    [m]
    C
    RRI
    2057.0
    [m]
    C
    RRI
    2059.0
    [m]
    C
    RRI
    2061.0
    [m]
    C
    RRI
    2063.0
    [m]
    C
    RRI
    2067.0
    [m]
    C
    RRI
    2068.0
    [m]
    C
    RRI
    2072.0
    [m]
    C
    RRI
    2075.0
    [m]
    DC
    RRI
    2078.0
    [m]
    C
    RRI
    2084.0
    [m]
    C
    RRI
    2093.0
    [m]
    C
    RRI
    2096.0
    [m]
    C
    RRI
    2102.0
    [m]
    C
    RRI
    2108.0
    [m]
    C
    RRI
    2114.0
    [m]
    C
    RRI
    2120.0
    [m]
    C
    RRI
    2125.0
    [m]
    C
    RRI
    2127.0
    [m]
    C
    RRI
    2137.0
    [m]
    C
    RRI
    2141.0
    [m]
    C
    RRI
    2147.0
    [m]
    C
    RRI
    2160.0
    [m]
    DC
    RRI
    2170.0
    [m]
    DC
    RRI
    2180.0
    [m]
    DC
    RRI
    2190.0
    [m]
    DC
    RRI
    2196.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2210.0
    [m]
    DC
    RRI
    2222.0
    [m]
    DC
    RRI
    2226.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2240.0
    [m]
    DC
    RRI
    2250.0
    [m]
    DC
    RRI
    2260.0
    [m]
    DC
    RRI
    2270.0
    [m]
    DC
    RRI
    2275.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2280.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2290.0
    [m]
    DC
    RRI
    2300.0
    [m]
    DC
    RRI
    2310.0
    [m]
    DC
    RRI
    2320.0
    [m]
    DC
    RRI
    2330.0
    [m]
    DC
    RRI
    2340.0
    [m]
    DC
    RRI
    2350.0
    [m]
    DC
    RRI
    2360.0
    [m]
    DC
    RRI
    2370.0
    [m]
    DC
    RRI
    2380.0
    [m]
    DC
    RRI
    2390.0
    [m]
    DC
    RRI
    2400.0
    [m]
    DC
    RRI
    2410.0
    [m]
    DC
    RRI
    2420.0
    [m]
    DC
    RRI
    2430.0
    [m]
    DC
    RRI
    2440.0
    [m]
    DC
    RRI
    2460.0
    [m]
    DC
    RRI
    2470.0
    [m]
    DC
    RRI
    2480.0
    [m]
    DC
    RRI
    2490.0
    [m]
    DC
    RRI
    2500.0
    [m]
    DC
    RRI
    2510.0
    [m]
    DC
    RRI
    2520.0
    [m]
    DC
    RRI
    2535.0
    [m]
    DC
    RRI
    2545.0
    [m]
    DC
    RRI
    2555.0
    [m]
    DC
    RRI
    2565.0
    [m]
    DC
    RRI
    2609.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2648.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2661.0
    [m]
    SWC
    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
    2043.00
    2052.00
    18.08.1997 - 06:32
    YES

  • Litostratigrafi
    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    146
    410
    702
    1184
    1324
    1915
    1915
    2017
    2044
    2061
    2071
    2126
    2490
    2526
    2688

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.34

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.84
    pdf
    1.95
    pdf
    1.90
    pdf
    1.98
    pdf
    1.88
    pdf
    0.14

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    8.98
    pdf
    15.94

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2043
    2052
    17.5
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    7.000
    5.260
    18.981
    67
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    900
    78000
    0.870
    0.671
    88

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL AMS GR
    1205
    1876
    CST AMS GR
    1870
    2704
    FMI DSI AMS GR
    1810
    2730
    MDT ACTS GR
    2044
    2625
    MWD DPR GR-DIR
    146
    2736
    PEX NGT
    1810
    2732
    VSP
    1400
    2730

  • 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
    207.5
    36
    209.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1332.0
    17 1/2
    1338.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1860.0
    12 1/4
    1866.0
    0.00
    LOT
    LINER
    7
    2736.0
    8 1/2
    2736.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    209
    1.06
    WATER BASED
    350
    1.27
    17.0
    WATER BASED
    671
    1.06
    WATER BASED
    702
    1.06
    WATER BASED
    850
    1.27
    17.0
    WATER BASED
    1221
    1.06
    WATER BASED
    1338
    1.45
    29.0
    WATER BASED
    1341
    1.45
    23.0
    WATER BASED
    1800
    1.21
    15.0
    WATER BASED
    1886
    1.45
    26.0
    WATER BASED
    1986
    1.20
    17.0
    WATER BASED
    2058
    1.20
    19.0
    WATER BASED
    2060
    1.23
    18.0
    WATER BASED
    2093
    1.25
    19.0
    WATER BASED
    2144
    1.21
    17.0
    WATER BASED
    2148
    1.25
    19.0
    WATER BASED
    2148
    1.21
    18.0
    WATER BASED
    2491
    1.23
    17.0
    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
    0.22