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

6506/12-8

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.
    6506/12-8
    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.
    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.
    6506/12-8
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST 8701 - 529 SP 858
    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.
    579-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    88
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    04.06.1988
    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.
    30.08.1988
    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.
    30.08.1990
    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.
    28.06.2007
    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.
    APPRAISAL
    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/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.
    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.
    FANGST GP
    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.
    EARLY JURASSIC
    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.
    TILJE 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.
    296.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4335.0
    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).
    4334.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.3
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    149
    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.
    EARLY JURASSIC
    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.
    TILJE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    65° 0' 59.32'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    6° 56' 58.75'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7212038.59
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    403380.37
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1068

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6506/12-8 is located in the Haltenbanken area off shore Mid Norway. It was designed to appraise the Smørbukk South discovery in the southern part of the block. The main objective was to establish productivity in the Garn Formation down flank of well 6506/12-3, the fluid properties, and to provide better understanding of diagenesis effects. In the Ile Formation the gas/water contact should be established, and in the Tilje Formation the oil/water and gas/oil contacts should be established or confirmed.
    Operations and results
    Appraisal well 6506/12-8 was spudded with the semi-submersible installation West Delta on 4 June 1988 and drilled to TD at 4334 m in the Early Jurassic Tilje Formation. The well was drilled without significant problems or incidents. It was drilled with spud mud down to 558 m, with gypsum polymer mud from 558 m to 3877 m, and with gel/lignosulphonate/lignite from 3877 m to TD. Gas bearing shallow sands were penetrated at 571 to 573 m and at 881 to 885 m.
    Weak shows were recorded in sands in the Lysing Formation at 3158 - 3185 m. Top of the target reservoir (top Garn Formation) was encountered at 3875 m, the Ile Formation was encountered at 3992.5 m, and the Tilje Formation was encountered at 4186 m. The logs showed good reservoir properties, especially in the Garn Formation. The Garn and the Tilje Formations were tested and found hydrocarbon bearing. The Garn Formation was hydrocarbon bearing all through down to the tight sandstones/siltstones of the Not Formation. Weak shows were recorded also in the Ile Formation sandstone, and the logs indicated hydrocarbons down to top Ror Formation at 4065 m. However, no test was conducted in the Ile Formation. In the Tilje Formation geochemical analyses of the cores showed that the hydrocarbons were distributed in distinct zones within the reservoir. The most likely OWC was estimated at ca 4269 m, but no clear contact was found.
    Eight cores were cut in the well. One core was cut in a claystone interval from 2311 -2321 m in the Tertiary Tang Formation, but it was not recovered to the surface. The remaining seven cores recovered a total of 208.8 m core. Five cores were cut in the interval 3878 - 4038.5 m (Fangst Group), and two cores were cut in the interval 4235 - 4292 m in the Tilje Formation. RFT fluid samples were taken at 3921 m (Garn), 3925 m (Garn), 3948.3 m (Garn), and at 4264 m (Tilje). The well was suspended on 1 September 1988 as an oil and gas appraisal well.
    Testing
    Two DST tests were performed.
    DST 1 tested the intervals 4205 - 4221 m and 4237 - 4277 m in the Tilje Formation. It produced 460 Sm3 oil, 115000 Sm3 gas and 8 - 10% water/d through a 28/64" choke. The GOR was 250 Sm3/Sm3, the oil density was 0.820 g/cm3, and the gas gravity was 0.820 (air = 1). The maximum bottom hole temperature was 148 deg C.
    DST 2 tested the intervals 3915 - 3923 m and 3934 - 3955 m in the Garn Formation. It produced 1420 Sm3 oil, 460000 Sm3 gas and no water/d through a 64/64" choke. The GOR was 324 Sm3/Sm3, the oil density was 0.830 g/cm3, and the gas gravity was 0.775 (air = 1). The maximum bottom hole temperature was 138 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    NO
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    560.00
    4335.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    2
    3878.0
    3904.8
    [m ]
    3
    3905.0
    3941.2
    [m ]
    4
    3941.0
    3972.2
    [m ]
    5
    3973.0
    3995.8
    [m ]
    6
    4003.0
    4036.8
    [m ]
    7
    4235.0
    4258.6
    [m ]
    8
    4258.6
    4293.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    208.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3878-3883m
    Kjerne bilde med dybde: 3883-3888m
    Kjerne bilde med dybde: 3888-3893m
    Kjerne bilde med dybde: 3893-3898m
    Kjerne bilde med dybde: 3898-3903m
    3878-3883m
    3883-3888m
    3888-3893m
    3893-3898m
    3898-3903m
    Kjerne bilde med dybde: 3903-3904m
    Kjerne bilde med dybde: 3905-3910m
    Kjerne bilde med dybde: 3910-3915m
    Kjerne bilde med dybde: 3915-2920m
    Kjerne bilde med dybde: 3920-3925m
    3903-3904m
    3905-3910m
    3910-3915m
    3915-2920m
    3920-3925m
    Kjerne bilde med dybde: 3925-3930m
    Kjerne bilde med dybde: 3930-3935m
    Kjerne bilde med dybde: 3935-3940m
    Kjerne bilde med dybde: 3940-3941m
    Kjerne bilde med dybde: 3941-3946m
    3925-3930m
    3930-3935m
    3935-3940m
    3940-3941m
    3941-3946m
    Kjerne bilde med dybde: 3946-3951m
    Kjerne bilde med dybde: 3951-3956m
    Kjerne bilde med dybde: 3956-3961m
    Kjerne bilde med dybde: 3961-3966m
    Kjerne bilde med dybde: 3966-3971m
    3946-3951m
    3951-3956m
    3956-3961m
    3961-3966m
    3966-3971m
    Kjerne bilde med dybde: 3971-3972m
    Kjerne bilde med dybde: 3973-3978m
    Kjerne bilde med dybde: 3978-3983m
    Kjerne bilde med dybde: 3983-3988m
    Kjerne bilde med dybde: 3988-3993m
    3971-3972m
    3973-3978m
    3978-3983m
    3983-3988m
    3988-3993m
    Kjerne bilde med dybde: 3993-3995m
    Kjerne bilde med dybde: 4003-4008m
    Kjerne bilde med dybde: 4008-4013m
    Kjerne bilde med dybde: 4013-4018m
    Kjerne bilde med dybde: 4018-4023m
    3993-3995m
    4003-4008m
    4008-4013m
    4013-4018m
    4018-4023m
    Kjerne bilde med dybde: 4023-4028m
    Kjerne bilde med dybde: 4028-4033m
    Kjerne bilde med dybde: 4033-4036m
    Kjerne bilde med dybde: 4235-4240m
    Kjerne bilde med dybde: 4240-4245m
    4023-4028m
    4028-4033m
    4033-4036m
    4235-4240m
    4240-4245m
    Kjerne bilde med dybde: 4245-4250m
    Kjerne bilde med dybde: 4250-4255m
    Kjerne bilde med dybde: 4255-4258m
    Kjerne bilde med dybde: 4258-4263m
    Kjerne bilde med dybde: 4263-4268m
    4245-4250m
    4250-4255m
    4255-4258m
    4258-4263m
    4263-4268m
    Kjerne bilde med dybde: 4268-4273m
    Kjerne bilde med dybde: 4273-4278m
    Kjerne bilde med dybde: 4278-4283m
    Kjerne bilde med dybde: 4283-4288m
    Kjerne bilde med dybde: 4288-4293m
    4268-4273m
    4273-4278m
    4278-4283m
    4283-4288m
    4288-4293m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2000.0
    [m]
    DC
    RRI
    2020.0
    [m]
    DC
    RRI
    2040.0
    [m]
    DC
    RRI
    2060.0
    [m]
    DC
    RRI
    2080.0
    [m]
    DC
    RRI
    2100.0
    [m]
    DC
    RRI
    2120.0
    [m]
    DC
    RRI
    2140.0
    [m]
    DC
    RRI
    2160.0
    [m]
    DC
    RRI
    2180.0
    [m]
    DC
    RRI
    2200.0
    [m]
    DC
    RRI
    2218.0
    [m]
    DC
    RRI
    2236.0
    [m]
    DC
    RRI
    2254.0
    [m]
    DC
    RRI
    2272.0
    [m]
    DC
    RRI
    2299.0
    [m]
    DC
    RRI
    2311.0
    [m]
    DC
    RRI
    2326.0
    [m]
    DC
    RRI
    2344.0
    [m]
    DC
    RRI
    2362.0
    [m]
    DC
    RRI
    2380.0
    [m]
    DC
    RRI
    2398.0
    [m]
    DC
    RRI
    2416.0
    [m]
    DC
    RRI
    2434.0
    [m]
    DC
    RRI
    2452.0
    [m]
    DC
    RRI
    2497.0
    [m]
    DC
    RRI
    2515.0
    [m]
    DC
    RRI
    2533.0
    [m]
    DC
    RRI
    2551.0
    [m]
    DC
    RRI
    2569.0
    [m]
    DC
    RRI
    2587.0
    [m]
    DC
    RRI
    2605.0
    [m]
    DC
    RRI
    2623.0
    [m]
    DC
    RRI
    2641.0
    [m]
    DC
    RRI
    2659.0
    [m]
    DC
    RRI
    2677.0
    [m]
    DC
    RRI
    2695.0
    [m]
    DC
    RRI
    2704.0
    [m]
    DC
    RRI
    2718.0
    [m]
    DC
    RRI
    2722.0
    [m]
    DC
    RRI
    2740.0
    [m]
    DC
    RRI
    2755.0
    [m]
    DC
    RRI
    2773.0
    [m]
    DC
    RRI
    2788.0
    [m]
    DC
    RRI
    2803.0
    [m]
    DC
    RRI
    2818.0
    [m]
    DC
    RRI
    2833.0
    [m]
    DC
    RRI
    2848.0
    [m]
    DC
    RRI
    2863.0
    [m]
    DC
    RRI
    2878.0
    [m]
    DC
    RRI
    2893.0
    [m]
    DC
    RRI
    2908.0
    [m]
    DC
    RRI
    2923.0
    [m]
    DC
    RRI
    2938.0
    [m]
    DC
    RRI
    2953.0
    [m]
    DC
    RRI
    2968.0
    [m]
    DC
    RRI
    2983.0
    [m]
    DC
    RRI
    2998.0
    [m]
    DC
    RRI
    3013.0
    [m]
    DC
    RRI
    3028.0
    [m]
    DC
    RRI
    3043.0
    [m]
    DC
    RRI
    3058.0
    [m]
    DC
    RRI
    3073.0
    [m]
    DC
    RRI
    3088.0
    [m]
    DC
    RRI
    3103.0
    [m]
    DC
    RRI
    3118.0
    [m]
    DC
    RRI
    3133.0
    [m]
    DC
    RRI
    3148.0
    [m]
    DC
    RRI
    3163.0
    [m]
    DC
    RRI
    3178.0
    [m]
    DC
    RRI
    3193.0
    [m]
    DC
    RRI
    3208.0
    [m]
    DC
    RRI
    3223.0
    [m]
    DC
    RRI
    3238.0
    [m]
    DC
    RRI
    3253.0
    [m]
    DC
    RRI
    3268.0
    [m]
    DC
    RRI
    3283.0
    [m]
    DC
    RRI
    3298.0
    [m]
    DC
    RRI
    3313.0
    [m]
    DC
    RRI
    3328.0
    [m]
    DC
    RRI
    3340.0
    [m]
    DC
    RRI
    3358.0
    [m]
    DC
    RRI
    3373.0
    [m]
    DC
    RRI
    3388.0
    [m]
    DC
    RRI
    3403.0
    [m]
    DC
    RRI
    3418.0
    [m]
    DC
    RRI
    3433.0
    [m]
    DC
    RRI
    3448.0
    [m]
    DC
    RRI
    3463.0
    [m]
    DC
    RRI
    3478.0
    [m]
    DC
    RRI
    3493.0
    [m]
    DC
    RRI
    3508.0
    [m]
    DC
    RRI
    3523.0
    [m]
    DC
    RRI
    3538.0
    [m]
    DC
    RRI
    3553.0
    [m]
    DC
    RRI
    3568.0
    [m]
    DC
    RRI
    3583.0
    [m]
    DC
    RRI
    3598.0
    [m]
    DC
    RRI
    3613.0
    [m]
    DC
    RRI
    3628.0
    [m]
    DC
    RRI
    3643.0
    [m]
    DC
    RRI
    3658.0
    [m]
    DC
    RRI
    3673.0
    [m]
    DC
    RRI
    3688.0
    [m]
    DC
    RRI
    3703.0
    [m]
    DC
    RRI
    3733.0
    [m]
    DC
    RRI
    3748.0
    [m]
    DC
    RRI
    3763.0
    [m]
    DC
    RRI
    3778.0
    [m]
    DC
    RRI
    3793.0
    [m]
    DC
    RRI
    3808.0
    [m]
    DC
    RRI
    3823.0
    [m]
    DC
    RRI
    3838.0
    [m]
    DC
    RRI
    3853.0
    [m]
    DC
    RRI
    3868.0
    [m]
    DC
    RRI
    4045.0
    [m]
    DC
    RRI
    4075.0
    [m]
    DC
    RRI
    4090.0
    [m]
    DC
    RRI
    4105.0
    [m]
    DC
    RRI
    4120.0
    [m]
    DC
    RRI
    4135.0
    [m]
    DC
    RRI
    4150.0
    [m]
    DC
    RRI
    4165.0
    [m]
    DC
    RRI
    4180.0
    [m]
    DC
    RRI
    4195.0
    [m]
    DC
    RRI
    4210.0
    [m]
    DC
    RRI
    4225.0
    [m]
    DC
    RRI
    4242.5
    [m]
    C
    RRI
    4258.1
    [m]
    C
    RRI
    4266.5
    [m]
    C
    RRI
    4273.8
    [m]
    C
    RRI
    4303.0
    [m]
    DC
    RRI
    4333.0
    [m]
    DC
    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
    TEST1
    4237.00
    4277.00
    16.08.1988 - 05:00
    YES
    DST
    TEST2
    3915.00
    3923.00
    25.08.1988 - 01:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.27
    pdf
    2.24
    pdf
    2.25
    pdf
    0.19

  • 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
    0.25
    pdf
    0.27

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    12.33

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    4237
    4277
    22.2
    1.2
    4205
    4221
    11.1
    2.0
    3915
    3955
    12.7
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    1.2
    2.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    1100
    300000
    0.810
    0.827
    273
    1.2
    460
    115000
    0.820
    0.820
    250
    2.0
    610
    180000
    0.829
    0.756
    295

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    325
    1858
    CBL VDL GR
    3100
    3856
    CBL VDL GR
    3664
    4285
    CDL CN GR CAL
    1858
    3873
    CDL CN SPL
    3856
    4332
    DIFL AC GR
    1858
    3873
    DIFL AC GR 3CAL
    3856
    4331
    DIFL AC GR CDL CAL
    553
    1872
    DIPLOG
    3856
    4328
    FMT GR
    3179
    3179
    FMT HP
    3856
    4258
    MLL DLL GR
    3856
    4332
    MLL DLL GR CAL
    3092
    3240
    MWD - GR RES DIR
    386
    4335
    SPL
    4180
    4275
    VELOCITY
    1000
    4333

  • 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
    386.0
    36
    386.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    553.0
    26
    577.0
    1.43
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1859.0
    17 1/2
    1876.0
    1.83
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3858.0
    12 1/4
    3877.0
    1.75
    LOT
    LINER
    7
    4332.0
    8 1/2
    4335.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    390
    1.04
    120.0
    WATER BASED
    06.06.1988
    390
    1.03
    WATER BASED
    06.06.1988
    571
    1.03
    WATER BASED
    08.06.1988
    571
    1.20
    8.0
    2.0
    WATER BASED
    10.06.1988
    577
    1.70
    WATER BASED
    07.06.1988
    981
    1.20
    45.0
    5.0
    WATER BASED
    13.06.1988
    1406
    1.30
    48.0
    3.5
    WATER BASED
    13.06.1988
    1579
    1.30
    14.0
    4.0
    WATER BASED
    13.06.1988
    1873
    1.35
    17.0
    5.5
    WATER BASED
    15.06.1988
    1873
    1.35
    17.0
    6.0
    WATER BASED
    14.06.1988
    1873
    1.70
    21.0
    2.5
    WATER BASED
    20.06.1988
    1876
    1.70
    58.0
    3.0
    WATER BASED
    20.06.1988
    1941
    1.70
    8.0
    14.5
    WATER BASED
    21.06.1988
    2311
    1.60
    28.0
    3.0
    WATER BASED
    24.06.1988
    2311
    1.60
    28.0
    3.0
    WATER BASED
    27.06.1988
    2530
    1.65
    23.0
    11.0
    WATER BASED
    06.07.1988
    2530
    1.63
    35.0
    8.0
    WATER BASED
    27.06.1988
    2530
    1.63
    24.0
    8.0
    WATER BASED
    27.06.1988
    2530
    1.63
    26.0
    10.0
    WATER BASED
    28.06.1988
    2530
    1.65
    28.0
    9.0
    WATER BASED
    29.06.1988
    3180
    1.65
    24.0
    9.0
    WATER BASED
    01.07.1988
    3398
    1.65
    23.0
    9.5
    WATER BASED
    04.07.1988
    3398
    1.65
    22.0
    10.5
    WATER BASED
    05.07.1988
    3620
    1.65
    19.0
    10.5
    WATER BASED
    07.07.1988
    3620
    1.65
    24.0
    9.0
    WATER BASED
    08.07.1988
    3669
    1.65
    26.0
    9.5
    WATER BASED
    11.07.1988
    3738
    1.65
    25.0
    10.0
    WATER BASED
    11.07.1988
    3808
    1.65
    25.0
    7.5
    WATER BASED
    11.07.1988
    3850
    1.65
    27.0
    9.0
    WATER BASED
    12.07.1988
    3850
    1.65
    23.0
    8.0
    WATER BASED
    13.07.1988
    3865
    1.65
    24.0
    8.5
    WATER BASED
    14.07.1988
    3871
    1.67
    25.0
    6.5
    WATER BASED
    15.07.1988
    3877
    1.67
    27.0
    7.5
    WATER BASED
    19.07.1988
    3877
    1.67
    23.0
    5.5
    WATER BASED
    19.07.1988
    3877
    1.67
    22.0
    5.5
    WATER BASED
    19.07.1988
    3877
    1.67
    21.0
    5.0
    WATER BASED
    19.07.1988
    3877
    1.67
    21.0
    6.5
    WATER BASED
    21.07.1988
    3877
    1.15
    33.0
    4.5
    WATER BASED
    29.07.1988
    3877
    1.15
    33.0
    4.5
    WATER BASED
    01.08.1988
    3877
    1.15
    33.0
    5.0
    WATER BASED
    03.08.1988
    3877
    1.15
    17.0
    2.5
    WATER BASED
    15.08.1988
    3877
    1.15
    13.0
    3.5
    WATER BASED
    23.08.1988
    3877
    1.15
    30.0
    11.5
    WATER BASED
    29.08.1988
    3877
    1.15
    32.0
    4.5
    WATER BASED
    27.07.1988
    3877
    1.15
    34.0
    6.0
    WATER BASED
    27.07.1988
    3877
    1.15
    37.0
    5.0
    WATER BASED
    27.07.1988
    3877
    1.15
    32.0
    3.5
    WATER BASED
    28.07.1988
    3877
    1.15
    38.0
    4.0
    WATER BASED
    01.08.1988
    3877
    1.15
    32.0
    4.0
    WATER BASED
    01.08.1988
    3877
    1.15
    40.0
    4.0
    WATER BASED
    04.08.1988
    3877
    1.15
    35.0
    4.0
    WATER BASED
    05.08.1988
    3877
    1.15
    33.0
    3.0
    WATER BASED
    08.08.1988
    3877
    1.15
    35.0
    15.5
    WATER BASED
    08.08.1988
    3877
    1.15
    35.0
    10.0
    WATER BASED
    08.08.1988
    3877
    1.15
    50.0
    12.5
    WATER BASED
    09.08.1988
    3877
    1.15
    23.0
    2.0
    WATER BASED
    11.08.1988
    3877
    1.15
    17.0
    2.5
    WATER BASED
    12.08.1988
    3877
    1.15
    11.0
    WATER BASED
    15.08.1988
    3877
    1.15
    11.0
    4.0
    WATER BASED
    15.08.1988
    3877
    1.15
    15.0
    3.5
    WATER BASED
    16.08.1988
    3877
    1.15
    18.5
    2.5
    WATER BASED
    19.08.1988
    3877
    1.16
    16.0
    3.0
    WATER BASED
    19.08.1988
    3877
    1.15
    6.0
    2.5
    WATER BASED
    22.08.1988
    3877
    1.15
    12.0
    3.0
    WATER BASED
    24.08.1988
    3877
    1.15
    11.0
    3.0
    WATER BASED
    25.08.1988
    3877
    1.15
    17.0
    4.5
    WATER BASED
    26.08.1988
    3877
    1.15
    34.0
    11.5
    WATER BASED
    29.08.1988
    3877
    1.15
    39.0
    9.5
    WATER BASED
    29.08.1988
    3877
    0.00
    WATER BASED
    30.08.1988
    3878
    1.15
    12.0
    2.5
    WATER BASED
    21.07.1988
    3905
    1.15
    15.0
    2.5
    WATER BASED
    27.07.1988
    3918
    1.15
    26.0
    2.5
    WATER BASED
    27.07.1988
    3983
    1.15
    27.0
    4.0
    WATER BASED
    27.07.1988

  • 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