Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6407/1-2

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.
    6407/1-2
    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).
    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.
    NORWEGIAN 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.
    6407/1-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    8110 - 427 SP 234
    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.
    355-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    184
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    13.11.1982
    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.
    15.05.1983
    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.
    15.05.1985
    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.
    13.12.2005
    Opprinnelig formål
    Formålet med brønnbanen definert før borestart.Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS. Eksempler på lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner: OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION.
    WILDCAT
    Gjenåpnet
    Status om brønnbanen er gjenåpnet (YES) eller ikke (NO). Når en teller antall brønnbaner på norsk sokkel, teller en bare de som ikke er gjenåpnet (NO).
    NO
    Innhold
    For letebrønnbaner, funn status.

    Lovlige verdier: DRY, SHOWS (spor av hydrokarboner), GAS, GAS/CONDENSATE, OIL eller OIL/GAS.
    SHOWS (GAS SHOWS, OIL SHOWS eller OIL/GAS SHOWS) er oppdaget som fluorescerende kutt (organisk ekstrakt), lukt av petroleum, eller synlig belegg på borekaks eller borekjerner, eller som økte gassavlesninger i slamloggerens detekteringsutstyr.
    Lovlige verdier for WILDCAT-CCS og APPRAISAL-CCS: WATER

    For utvinningsbrønnbaner, type produsert eller injisert fluid.
    Lovlige verdier: WATER, CUTTINGS, NOT AVAILABLE, OIL, GAS/CONDENSATE, OIL/GAS, CO2, GAS, WATER/GAS, NOT APPLICABLE.
    GAS/CONDENSATE
    Funnbrønnbane
    Indikator som forteller om brønnbanen påviste et nytt funn. Lovlige verdier: YES, NO. For brønnbaner der resultatet ikke er pressemeldt eller på annet vis avklart, blir «NO» benyttet.
    YES
    1. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    MIDDLE 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.
    GARN FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    29.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    273.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4560.0
    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).
    4558.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    159
    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.
    GREY BEDS (INFORMAL)
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    64° 47' 50.61'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 2' 23.76'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7187495.23
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    406877.13
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    61

  • Brønnhistorie
    General
    The wildcat 6407/1-2 was drilled 43 m NW of well 6407/1-1, which was drilled to 900 m before it was junked due to problems with setting the 20" casing. The objective for both wells was to test for hydrocarbons in Jurassic sandstones. The primary target was Middle Jurassic sand horizons, Early Jurassic sands was secondary target. The well was the first well north of 62 degrees to encounter liquid petroleum.
    The well is Type Well for the Kai Formation and Reference Well for the Nordland Group. It is Reference Well for the Lyr Formation, the Fangst Group, and the BÅt Group
    Operations and results
    Wildcat well 6407/1-2 was spudded with the semi-submersible installation Dyvi Delta on 13 November 1982 and drilled to TD at 4560 m in the Late Triassic Grey Beds. The well was drilled with seawater/gel down to 901 m, with gypsum/lignosulphonate from 901 m to 3568 m, and with Spersene/XP-20/resin from 3568 m to TD. At 1817 m loss of mud to the formation was discovered. A survey showed that this was caused by a collapse of 20" casing from approximately 667 m. It was therefore decided to run the 13 3/8" casing at this point. A total of 164 days were spent on the drilling phase, which was 56 days more than prognosed. 22 days were lost due to bad weather, 17 days due to BOP problems, 4 days working with the collapsed 20" casing, 7 days were spent on fishing when the drill string parted. A further 12 days were spent on excessive reaming in the 12 1/4" hole in the Paleocene and top of the Cretaceous formation, and in the 8 1/2" hole in the Heather formation. The reaming was necessary when running back in hole after several days WOW with the BOP closed and the riser disconnected. The well was drilled 60 meters deeper than prognosed. The testing phase lasted for 21 days, which includes a 7" casing tie back operation of 6 days, which was necessary because of a leak in the 9 5/8" at approximately 1850 m. The budget for the well 6407/1-1 was NOK 100 MM. The total cost of the 6407/1-1 and the 6407/1-2 were NOK 204.5 MM for the drilling phase. The cost of the testing phase was NOK 28.3 MM.
    Hydrocarbons were found in the Middle Jurassic sandstone, Garn Formation from 3659 m down to a well-defined gas-water contact at 3716 m. The secondary objective was found to be water wet but hydrocarbon shows were recorded in the Early Jurassic Tilje and Åre Formations. The shows became stronger below 4300 m and downwards, with increasing gas shows towards TD.
    Four cores were cut in the Middle Jurassic sequence. RFT pressure points were obtained for both target reservoir sections. A RFT segregated fluid sample was taken at 3665 m in the Garn Formation
    The well was permanently abandoned on 15 May 1983 as a gas/condensate discovery
    Testing
    One drill stem test was performed from the interval 3659 m to 3669 m in the Garn Formation. The test produced 454 Sm3 condensate and 394000 Sm3 gas per day during the main flow, on a 19 mm choke. The gas/condensate ratio was 869 Sm3/Sm3. The test also produced 3% CO2 and 6 - 7 ppm of H2S. The reservoir fluid was a gas condensate near the critical point.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    410.00
    4560.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3661.0
    3678.3
    [m ]
    2
    3679.0
    3688.5
    [m ]
    3
    3688.5
    3701.0
    [m ]
    4
    3701.5
    3719.3
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    57.1
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3661-3668m
    Kjerne bilde med dybde: 3668-3675m
    Kjerne bilde med dybde: 3675-3678m
    Kjerne bilde med dybde: 3679-3686m
    Kjerne bilde med dybde: 3686-3688m
    3661-3668m
    3668-3675m
    3675-3678m
    3679-3686m
    3686-3688m
    Kjerne bilde med dybde: 3688-3695m
    Kjerne bilde med dybde: 3695-3701m
    Kjerne bilde med dybde: 3701-3708m
    Kjerne bilde med dybde: 3708-3715m
    Kjerne bilde med dybde: 3715-3719m
    3688-3695m
    3695-3701m
    3701-3708m
    3708-3715m
    3715-3719m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1975.0
    [m]
    SWC
    LAP
    2120.0
    [m]
    DC
    LAP
    2130.0
    [m]
    DC
    LAP
    2140.0
    [m]
    DC
    LAP
    2160.0
    [m]
    DC
    LAP
    2180.0
    [m]
    DC
    LAP
    2191.5
    [m]
    SWC
    LAP
    2200.0
    [m]
    DC
    LAP
    2215.0
    [m]
    SWC
    LAP
    2220.0
    [m]
    DC
    LAP
    2232.0
    [m]
    SWC
    LAP
    2240.0
    [m]
    DC
    LAP
    2260.0
    [m]
    DC
    LAP
    2269.0
    [m]
    SWC
    LAP
    2280.0
    [m]
    DC
    LAP
    2281.0
    [m]
    SWC
    LAP
    2290.2
    [m]
    SWC
    LAP
    2300.0
    [m]
    DC
    LAP
    2320.0
    [m]
    DC
    LAP
    2327.5
    [m]
    SWC
    LAP
    2330.0
    [m]
    DC
    LAP
    2330.5
    [m]
    SWC
    LAP
    2340.0
    [m]
    DC
    LAP
    2347.5
    [m]
    SWC
    LAP
    2360.0
    [m]
    DC
    LAP
    2370.0
    [m]
    DC
    LAP
    2380.0
    [m]
    DC
    LAP
    2400.0
    [m]
    DC
    LAP
    2420.0
    [m]
    DC
    LAP
    2440.0
    [m]
    DC
    LAP
    2454.1
    [m]
    SWC
    LAP
    2460.0
    [m]
    DC
    LAP
    2461.3
    [m]
    SWC
    LAP
    2480.0
    [m]
    DC
    LAP
    2490.9
    [m]
    SWC
    LAP
    2500.0
    [m]
    DC
    LAP
    2520.0
    [m]
    DC
    LAP
    2522.0
    [m]
    SWC
    LAP
    2540.0
    [m]
    DC
    LAP
    2540.2
    [m]
    SWC
    LAP
    2560.0
    [m]
    DC
    LAP
    2570.0
    [m]
    DC
    LAP
    2580.0
    [m]
    DC
    LAP
    2590.0
    [m]
    DC
    LAP
    2600.0
    [m]
    DC
    LAP
    2601.2
    [m]
    SWC
    LAP
    2610.0
    [m]
    DC
    LAP
    2620.0
    [m]
    DC
    LAP
    2630.0
    [m]
    DC
    LAP
    2639.1
    [m]
    SWC
    LAP
    2640.0
    [m]
    DC
    LAP
    2650.0
    [m]
    DC
    LAP
    2660.0
    [m]
    DC
    LAP
    2670.0
    [m]
    DC
    LAP
    2680.0
    [m]
    DC
    LAP
    2687.0
    [m]
    SWC
    LAP
    2700.0
    [m]
    DC
    LAP
    2710.0
    [m]
    DC
    LAP
    2720.0
    [m]
    DC
    LAP
    2724.0
    [m]
    SWC
    LAP
    2730.0
    [m]
    DC
    LAP
    2740.0
    [m]
    DC
    LAP
    2747.0
    [m]
    SWC
    LAP
    2750.0
    [m]
    DC
    LAP
    2760.0
    [m]
    DC
    LAP
    2770.0
    [m]
    DC
    LAP
    2780.0
    [m]
    DC
    LAP
    2782.1
    [m]
    SWC
    LAP
    2790.0
    [m]
    DC
    LAP
    2800.0
    [m]
    DC
    LAP
    2810.0
    [m]
    DC
    LAP
    2820.0
    [m]
    DC
    LAP
    2831.0
    [m]
    SWC
    LAP
    2840.0
    [m]
    DC
    LAP
    2860.0
    [m]
    DC
    LAP
    2880.0
    [m]
    DC
    LAP
    2900.0
    [m]
    DC
    LAP
    2905.0
    [m]
    DC
    LAP
    2907.5
    [m]
    SWC
    LAP
    2910.0
    [m]
    DC
    LAP
    2920.0
    [m]
    DC
    LAP
    2940.0
    [m]
    DC
    LAP
    2950.0
    [m]
    DC
    LAP
    2960.0
    [m]
    DC
    LAP
    2980.0
    [m]
    DC
    LAP
    2990.0
    [m]
    DC
    LAP
    3000.0
    [m]
    DC
    LAP
    3000.4
    [m]
    SWC
    LAP
    3010.0
    [m]
    DC
    LAP
    3020.0
    [m]
    DC
    LAP
    3030.0
    [m]
    DC
    LAP
    3040.0
    [m]
    DC
    LAP
    3050.0
    [m]
    DC
    LAP
    3060.0
    [m]
    DC
    LAP
    3070.0
    [m]
    DC
    LAP
    3080.0
    [m]
    DC
    LAP
    3083.0
    [m]
    SWC
    LAP
    3085.0
    [m]
    DC
    LAP
    3092.0
    [m]
    SWC
    LAP
    3100.0
    [m]
    DC
    LAP
    3105.0
    [m]
    DC
    LAP
    3115.0
    [m]
    DC
    LAP
    3120.0
    [m]
    DC
    LAP
    3140.0
    [m]
    DC
    LAP
    3160.0
    [m]
    DC
    LAP
    3167.0
    [m]
    SWC
    LAP
    3180.0
    [m]
    DC
    LAP
    3182.0
    [m]
    SWC
    LAP
    3200.0
    [m]
    DC
    LAP
    3220.0
    [m]
    DC
    LAP
    3240.0
    [m]
    DC
    LAP
    3260.0
    [m]
    DC
    LAP
    3280.0
    [m]
    DC
    LAP
    3300.0
    [m]
    DC
    LAP
    3320.0
    [m]
    DC
    LAP
    3335.0
    [m]
    SWC
    LAP
    3340.0
    [m]
    DC
    LAP
    3360.0
    [m]
    SWC
    LAP
    3360.0
    [m]
    DC
    LAP
    3380.0
    [m]
    DC
    LAP
    3391.0
    [m]
    SWC
    LAP
    3400.0
    [m]
    DC
    LAP
    3404.0
    [m]
    SWC
    LAP
    3420.0
    [m]
    DC
    LAP
    3430.5
    [m]
    SWC
    LAP
    3440.0
    [m]
    DC
    LAP
    3446.1
    [m]
    SWC
    LAP
    3460.0
    [m]
    DC
    LAP
    3480.0
    [m]
    DC
    LAP
    3481.9
    [m]
    SWC
    LAP
    3487.5
    [m]
    SWC
    LAP
    3500.0
    [m]
    DC
    LAP
    3500.2
    [m]
    SWC
    LAP
    3520.0
    [m]
    DC
    STRATL
    3520.0
    [m]
    DC
    LAP
    3520.5
    [m]
    SWC
    LAP
    3526.0
    [m]
    SWC
    LAP
    3530.0
    [m]
    DC
    STRATL
    3535.0
    [m]
    DC
    STRATL
    3538.5
    [m]
    SWC
    LAP
    3540.0
    [m]
    DC
    LAP
    3540.0
    [m]
    DC
    STRATL
    3546.0
    [m]
    SWC
    LAP
    3550.0
    [m]
    DC
    LAP
    3550.0
    [m]
    SWC
    LAP
    3550.0
    [m]
    DC
    STRATL
    3560.0
    [m]
    DC
    STRATL
    3560.0
    [m]
    DC
    LAP
    3560.5
    [m]
    SWC
    LAP
    3564.0
    [m]
    SWC
    LAP
    3570.0
    [m]
    DC
    STRATL
    3580.0
    [m]
    DC
    STRATL
    3580.0
    [m]
    DC
    LAP
    3590.0
    [m]
    DC
    STRATL
    3600.0
    [m]
    DC
    STRATL
    3600.0
    [m]
    DC
    LAP
    3610.0
    [m]
    DC
    STRATL
    3620.0
    [m]
    DC
    STRATL
    3620.0
    [m]
    DC
    LAP
    3630.0
    [m]
    DC
    STRATL
    3640.0
    [m]
    DC
    STRATL
    3640.0
    [m]
    DC
    LAP
    3650.0
    [m]
    DC
    LAP
    3650.0
    [m]
    DC
    STRATL
    3657.0
    [m]
    DC
    STRATL
    3660.0
    [m]
    DC
    LAP
    3661.0
    [m]
    DC
    LAP
    3661.1
    [m]
    C
    LAP
    3662.7
    [m]
    C
    RRI
    3665.9
    [m]
    C
    LAP
    3666.3
    [m]
    C
    LAP
    3668.5
    [m]
    C
    RRI
    3670.0
    [m]
    DC
    STRATL
    3675.3
    [m]
    C
    RRI
    3675.4
    [m]
    C
    LAP
    3680.0
    [m]
    DC
    LAP
    3680.0
    [m]
    C
    RRI
    3680.6
    [m]
    C
    STRATLAB
    3682.7
    [m]
    SWC
    OD
    3683.6
    [m]
    C
    LAP
    3686.2
    [m]
    C
    LAP
    3686.3
    [m]
    C
    LAP
    3690.0
    [m]
    DC
    STRATL
    3695.6
    [m]
    C
    OD
    3696.7
    [m]
    C
    LAP
    3699.3
    [m]
    C
    LAP
    3700.0
    [m]
    DC
    LAP
    3700.0
    [m]
    DC
    STRATL
    3704.5
    [m]
    SWC
    OD
    3710.0
    [m]
    DC
    STRATL
    3712.4
    [m]
    C
    LAP
    3717.0
    [m]
    DC
    STRATL
    3719.0
    [m]
    C
    RRI
    3719.1
    [m]
    C
    OD
    3720.0
    [m]
    DC
    LAP
    3722.0
    [m]
    DC
    STRATL
    3730.0
    [m]
    DC
    STRATL
    3735.0
    [m]
    DC
    RRI
    3740.0
    [m]
    DC
    LAP
    3740.0
    [m]
    DC
    STRATL
    3742.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3747.5
    [m]
    SWC
    OD
    3750.0
    [m]
    DC
    STRATL
    3755.0
    [m]
    DC
    RRI
    3760.0
    [m]
    DC
    LAP
    3760.0
    [m]
    DC
    RRI
    3760.0
    [m]
    DC
    STRATL
    3767.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3770.0
    [m]
    DC
    STRATL
    3770.0
    [m]
    DC
    RRI
    3777.5
    [m]
    SWC
    OD
    3780.0
    [m]
    DC
    STRATL
    3780.0
    [m]
    DC
    LAP
    3785.0
    [m]
    DC
    RRI
    3790.0
    [m]
    DC
    LAP
    3790.0
    [m]
    DC
    RRI
    3790.0
    [m]
    DC
    STRATL
    3799.5
    [m]
    DC
    LAP
    3800.0
    [m]
    DC
    LAP
    3800.0
    [m]
    DC
    STRATL
    3805.0
    [m]
    DC
    LAP
    3810.0
    [m]
    DC
    LAP
    3810.0
    [m]
    DC
    STRATL
    3815.0
    [m]
    DC
    LAP
    3820.0
    [m]
    DC
    LAP
    3820.0
    [m]
    DC
    STRATL
    3840.0
    [m]
    DC
    LAP
    3860.0
    [m]
    DC
    LAP
    3880.0
    [m]
    DC
    LAP
    3900.0
    [m]
    DC
    LAP
    3920.0
    [m]
    DC
    LAP
    3940.0
    [m]
    DC
    LAP
    3960.0
    [m]
    DC
    LAP
    3980.0
    [m]
    DC
    LAP
    3982.0
    [m]
    SWC
    LAP
    4000.0
    [m]
    DC
    LAP
    4020.0
    [m]
    DC
    LAP
    4035.0
    [m]
    SWC
    LAP
    4040.0
    [m]
    DC
    LAP
    4060.0
    [m]
    DC
    LAP
    4067.0
    [m]
    SWC
    LAP
    4080.0
    [m]
    DC
    LAP
    4102.0
    [m]
    DC
    LAP
    4115.0
    [m]
    SWC
    LAP
    4120.0
    [m]
    DC
    LAP
    4140.0
    [m]
    DC
    LAP
    4155.5
    [m]
    SWC
    LAP
    4160.0
    [m]
    DC
    LAP
    4180.0
    [m]
    DC
    LAP
    4194.0
    [m]
    SWC
    LAP
    4200.0
    [m]
    DC
    LAP
    4220.0
    [m]
    DC
    LAP
    4225.0
    [m]
    SWC
    LAP
    4240.0
    [m]
    DC
    LAP
    4260.0
    [m]
    DC
    LAP
    4280.0
    [m]
    DC
    LAP
    4295.0
    [m]
    SWC
    LAP
    4300.0
    [m]
    DC
    LAP
    4320.0
    [m]
    DC
    LAP
    4340.0
    [m]
    DC
    LAP
    4360.0
    [m]
    DC
    LAP
    4380.0
    [m]
    DC
    LAP
    4380.0
    [m]
    SWC
    LAP
    4400.0
    [m]
    DC
    LAP
    4420.0
    [m]
    DC
    LAP
    4420.0
    [m]
    SWC
    LAP
    4440.0
    [m]
    DC
    LAP
    4452.0
    [m]
    SWC
    LAP
    4460.0
    [m]
    DC
    LAP
    4470.0
    [m]
    DC
    LAP
    4480.0
    [m]
    DC
    LAP
    4484.0
    [m]
    DC
    LAP
    4490.0
    [m]
    DC
    LAP
    4500.0
    [m]
    DC
    LAP
    4510.0
    [m]
    DC
    LAP
    4510.0
    [m]
    SWC
    LAP
    4517.0
    [m]
    DC
    LAP
    4520.0
    [m]
    DC
    LAP
    4530.0
    [m]
    DC
    LAP
    4534.0
    [m]
    SWC
    LAP
    4535.0
    [m]
    DC
    LAP
    4540.0
    [m]
    DC
    LAP
    4547.0
    [m]
    SWC
    LAP
    4550.0
    [m]
    DC
    LAP
    4554.0
    [m]
    SWC
    LAP
    4555.0
    [m]
    DC
    LAP
    4556.0
    [m]
    SWC
    OD
    4560.0
    [m]
    DC
    LAP

  • 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
    TEST1
    3659.00
    3669.00
    06.05.1983 - 16:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.85

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.59
    pdf
    0.41
    pdf
    1.17
    pdf
    0.23
    pdf
    1.38
    pdf
    4.41
    pdf
    0.16
    pdf
    1.80
    pdf
    1.01

  • 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
    0.19
    pdf
    0.42

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    57.33
    pdf
    20.46
    pdf
    1.56
    pdf
    4.05
    pdf
    0.63
    pdf
    1.15
    pdf
    5.50
    pdf
    2.67
    pdf
    7.26
    pdf
    17.65
    pdf
    27.04
    pdf
    0.70
    pdf
    10.15
    pdf
    0.12
    pdf
    1.98
    pdf
    1.53
    pdf
    109.48
    pdf
    2.77
    pdf
    6.29
    pdf
    14.63
    pdf
    0.56
    pdf
    0.92
    pdf
    0.87
    pdf
    6.12
    pdf
    2.15
    pdf
    1.24
    pdf
    2.80
    pdf
    1.16
    pdf
    0.22
    pdf
    237.88

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3659
    3669
    19.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    134
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    454
    394000
    0.792
    0.735
    869

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    300
    1789
    CBL VDL GR
    1589
    3553
    CBL VDL GR
    3380
    3963
    CST
    1855
    2407
    CST
    2324
    3566
    CST
    2512
    3446
    CST
    3465
    3566
    CST
    3982
    4556
    DLL NGS
    3553
    3714
    DLWD
    2450
    3550
    GEODIP
    3654
    3805
    GEODIP
    3654
    3805
    GEODIP
    3795
    3963
    HDT
    3553
    3964
    HDT
    3970
    4558
    ISF LSS MSFL GR SP
    600
    3969
    ISF LSS MSFL GR SP NGT
    3970
    4556
    LDL CNL GR
    1816
    4558
    LDL GR
    660
    1816
    NGT
    3553
    3714
    RFT
    4102
    4556
    RFT GR
    3660
    3952
    SHDT
    3660
    3960
    WST VSP
    503
    4560

  • 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
    400.0
    36
    401.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    901.0
    26
    901.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1789.0
    17 1/2
    1817.0
    1.88
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3568.0
    12 1/4
    3568.0
    2.03
    LOT
    LINER
    7
    3969.0
    8 1/2
    3969.0
    1.88
    LOT
    OPEN HOLE
    4560.0
    7
    4560.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    520
    1.09
    31.0
    seawater
    1100
    1.14
    36.0
    waterbased
    1425
    1.14
    35.0
    waterbased
    1650
    1.22
    40.0
    waterbased
    1980
    1.40
    44.0
    waterbased
    2280
    1.66
    54.0
    waterbased
    3500
    1.71
    62.0
    waterbased
    3630
    1.25
    55.0
    waterbased
    4020
    1.18
    72.0
    waterbased
    4490
    1.30
    65.0
    waterbased

  • 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
    0.28