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

34/7-14

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.
    34/7-14
    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.
    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.
    34/7-14
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    SG 8431 ROW 183 COL. 528
    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.
    Saga Petroleum ASA
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    620-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    66
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    28.09.1989
    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.
    02.12.1989
    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.
    02.12.1991
    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.
    28.05.2003
    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
    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.
    TARBERT 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.
    MIDDLE 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.
    NESS 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.
    148.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2653.0
    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).
    2652.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    5.1
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    102
    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.
    BURTON FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 15' 32.24'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 6' 58.05'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6792113.82
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    452583.17
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1278

  • Brønnhistorie
    General
    Well 34/7-14 was drilled in on the "B-structure", today named the Tordis Field, in the southern part of block 34/7. The Middle Jurassic Brent Group reservoir is located in tilted fault blocks dipping in a westerly direction within the southern fault segment about 1.4 km south of the well 34/7-12. The structure has a NE-SW trend and is bounded to the east and north by major faults, i.e. Northern Main Fault and Southern Main Fault with throws of 50-200 m. The primary purpose of well 34/7-14 was to further delineate and appraise the Tordis Field. The main target of the well was the sandstones in the Brent Group. Secondary objective was the sandstones of the Early Jurassic Cook Formation.
    Operations and results
    Appraisal well 34/7-14 was spudded with the semi-submersible installation "Vildkat Explorer" on 28 September 1989 and drilled to a total depth of 2653 m in the Early Jurassic Burton Formation. Shallow seismic indicated gas at 246 & 285 m, 344 m, 376 m, and 511 m. Measurement and logging while-drilling (MWD) verified the indication at 511 m as a thin, gas-filled sand. The upper part of the well was drilled as a 9 1/2" pilot hole without a riser and was plugged back from 511 m due to lack of reliable gas readings in the sand layer. Lost circulation occurred at 2137 m, and the well was plugged back to the 13 3/8" casing shoe. The well was drilled with gel mud (barite, bentonite, caustic soda, soda ash) down to 495 m and with KCl mud from 495 m to TD.
    Down to 2189 m, the top of the Brent reservoir, the well proved mainly claystones. Exceptions to this were the sandy Utsira Formation of Miocene/Pliocene age encountered at 856 m, and sandstones within the Hordaland Group encountered in the interval 1167 - 1456 m. The Jurassic comprised the Middle Jurassic Viking and Brent Groups and the Early Jurassic Dunlin Group.& Top Brent Group was encountered at 2189 m.& The Brent Group sandstones proved oil bearing. Exact determination of an OWC was not established due to pressure depletion effects, but oil down to (ODT) 2247 m was proven by logs.
    Eleven conventional cores were attempted. Nine were recovered in the interval 2194 m - 2408 m (Tarbert and Ness Formation), two in the interval 1950 m - 1959.5 m were unsuccessful, and one was recovered in the interval 1610 m - 1619 m (Hordaland Group). Two FMT segregated samples were taken on wire line at 2223 m (base Tarbert Formation: gas, oil, and water) and one at sample point 2247 (Ness Formation: gas, oil, water, mud). Three runs were made with core gun. One hundred and fifty sidewall cores were attempted, 72 were recovered. The well was permanently abandoned as an oil appraisal on 2 December 1989.
    Testing
    Two DST tests were carried out in the oil zone. Test no 1 (Ness Formation, 2232.3 m - 2241.3 m) produced fluid at a rate of 960 Sm3/d during the main flow period, with a GOR of 80 Sm3/Sm3. Test no 2 (Tarbert Formation, 2204.7 m - 2210,7 m) produced fluid at a rate of 1150 Sm3/d during main flow, with a GOR of 67 Sm3/Sm3.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    500.00
    2652.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1610.9
    1614.2
    2
    1617.2
    1618.7
    3
    1959.0
    1959.5
    4
    2194.0
    2222.0
    [m ]
    5
    2222.0
    2249.2
    [m ]
    6
    2249.5
    2275.7
    [m ]
    7
    2276.5
    2300.0
    [m ]
    8
    2300.0
    2325.5
    [m ]
    9
    2325.5
    2353.5
    [m ]
    10
    2353.5
    2380.2
    [m ]
    11
    2380.5
    2408.2
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    212.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2194-2199m
    Kjerne bilde med dybde: 2199-2204m
    Kjerne bilde med dybde: 2204-2209m
    Kjerne bilde med dybde: 2209-2214m
    Kjerne bilde med dybde: 2214-2219m
    2194-2199m
    2199-2204m
    2204-2209m
    2209-2214m
    2214-2219m
    Kjerne bilde med dybde: 2219-2222m
    Kjerne bilde med dybde: 2222-2227m
    Kjerne bilde med dybde: 2227-2232m
    Kjerne bilde med dybde: 2232-2237m
    Kjerne bilde med dybde: 2237-2242m
    2219-2222m
    2222-2227m
    2227-2232m
    2232-2237m
    2237-2242m
    Kjerne bilde med dybde: 2242-2247m
    Kjerne bilde med dybde: 2247-2249m
    Kjerne bilde med dybde: 2249-2254m
    Kjerne bilde med dybde: 2254-2259m
    Kjerne bilde med dybde: 2259-2264m
    2242-2247m
    2247-2249m
    2249-2254m
    2254-2259m
    2259-2264m
    Kjerne bilde med dybde: 2264-2269m
    Kjerne bilde med dybde: 2269-2274m
    Kjerne bilde med dybde: 2274-2275m
    Kjerne bilde med dybde: 2276-2281m
    Kjerne bilde med dybde: 2281-2288m
    2264-2269m
    2269-2274m
    2274-2275m
    2276-2281m
    2281-2288m
    Kjerne bilde med dybde: 2286-2291m
    Kjerne bilde med dybde: 2291-2296m
    Kjerne bilde med dybde: 2298-2300m
    Kjerne bilde med dybde: 2300-2305m
    Kjerne bilde med dybde: 2305-2310m
    2286-2291m
    2291-2296m
    2298-2300m
    2300-2305m
    2305-2310m
    Kjerne bilde med dybde: 2310-2315m
    Kjerne bilde med dybde: 2315-2320m
    Kjerne bilde med dybde: 2320-2325m
    Kjerne bilde med dybde: 2325-2326m
    Kjerne bilde med dybde: 2325-2330m
    2310-2315m
    2315-2320m
    2320-2325m
    2325-2326m
    2325-2330m
    Kjerne bilde med dybde: 2330-2335m
    Kjerne bilde med dybde: 2335-2340m
    Kjerne bilde med dybde: 2340-2345m
    Kjerne bilde med dybde: 2345-2350m
    Kjerne bilde med dybde: 2350-2353m
    2330-2335m
    2335-2340m
    2340-2345m
    2345-2350m
    2350-2353m
    Kjerne bilde med dybde: 2353-2358m
    Kjerne bilde med dybde: 2358-2363m
    Kjerne bilde med dybde: 2363-2368m
    Kjerne bilde med dybde: 2368-2373m
    Kjerne bilde med dybde: 2373-2378m
    2353-2358m
    2358-2363m
    2363-2368m
    2368-2373m
    2373-2378m
    Kjerne bilde med dybde: 2378-2380m
    Kjerne bilde med dybde: 2380-2385m
    Kjerne bilde med dybde: 2385-2390m
    Kjerne bilde med dybde: 2390-2395m
    Kjerne bilde med dybde: 2395-2400m
    2378-2380m
    2380-2385m
    2385-2390m
    2390-2395m
    2395-2400m
    Kjerne bilde med dybde: 2400-2405m
    Kjerne bilde med dybde: 2405-2408m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2400-2405m
    2405-2408m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    990.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1010.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1020.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1040.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1050.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1070.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1080.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1100.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1110.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1130.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1140.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1160.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1170.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1190.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1200.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1220.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1230.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1250.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1260.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1280.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1290.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1310.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1320.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1340.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1350.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1370.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1380.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1400.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1410.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1430.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1440.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1460.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1490.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1500.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1520.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1530.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1550.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1560.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1580.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1590.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1600.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1608.0
    [m]
    SWC
    SAGA
    1630.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1641.0
    [m]
    SWC
    SAGA
    1662.0
    [m]
    SWC
    SAGA
    1674.0
    [m]
    SWC
    SAGA
    1692.0
    [m]
    SWC
    SAGA
    1697.0
    [m]
    SWC
    SAGA
    1720.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1732.0
    [m]
    SWC
    SAGA
    1750.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1760.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1790.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1800.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1822.0
    [m]
    SWC
    SAGA
    1830.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1850.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1861.0
    [m]
    SWC
    SAGA
    1865.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1871.0
    [m]
    SWC
    SAGA
    1880.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1895.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1903.0
    [m]
    SWC
    SAGA
    1915.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1920.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1935.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1952.0
    [m]
    SWC
    SAGA
    1965.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1980.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1985.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1995.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2010.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2025.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2036.0
    [m]
    SWC
    SAGA
    2055.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2070.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2083.0
    [m]
    SWC
    SAGA
    2100.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2115.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2127.0
    [m]
    SWC
    SAGA
    2130.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2133.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2145.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2161.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2180.0
    [m]
    SWC
    SAGA
    2186.0
    [m]
    SWC
    SAGA
    2189.0
    [m]
    SWC
    SAGA
    2194.0
    [m]
    C
    SAGA
    2213.5
    [m]
    C
    SAGA
    2229.0
    [m]
    C
    SAGA
    2233.0
    [m]
    C
    SAGA
    2251.0
    [m]
    C
    SAGA
    2257.5
    [m]
    C
    SAGA
    2265.0
    [m]
    C
    SAGA
    2269.0
    [m]
    C
    SAGA
    2277.5
    [m]
    C
    SAGA
    2289.0
    [m]
    C
    SAGA
    2289.6
    [m]
    C
    SAGA
    2308.5
    [m]
    C
    SAGA
    2325.5
    [m]
    C
    SAGA
    2346.0
    [m]
    C
    SAGA
    2360.0
    [m]
    C
    SAGA
    2380.5
    [m]
    C
    SAGA
    2395.0
    [m]
    C
    SAGA
    2408.0
    [m]
    C
    SAGA
    2410.0
    [m]
    SWC
    SAGA
    2424.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2436.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2451.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2466.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2481.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2496.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2511.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2526.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2541.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2556.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2580.0
    [m]
    SWC
    SAGA
    2586.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2601.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2616.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2631.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2652.0
    [m]
    DC
    SAGA

  • 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
    2207.30
    2216.30
    OIL
    19.11.1989 - 10:00
    YES
    DST
    DST2
    2179.70
    2185.70
    OIL
    25.11.1989 - 05:30
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.33

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.87
    pdf
    0.34

  • 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
    0.27
    pdf
    0.16

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    18.67

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2232
    2241
    12.7
    2.0
    2204
    2210
    14.3
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    15.400
    32.500
    84
    2.0
    15.700
    33.000
    83
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    960
    0.716
    2.0
    1120
    0.712

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    AC WAVETRAIN
    1982
    2650
    CBL VDL GR
    1555
    1985
    CBL VDL GR
    1988
    2651
    CDL CN GR
    1982
    2650
    CDL CN SL
    2156
    2377
    COREGUN
    0
    0
    COREGUN
    0
    0
    DIFL ACL CDL GR
    490
    1572
    DIFL ACL CDL GR
    1555
    2002
    DIFL ACL GR
    1982
    2650
    DIPLOG
    1982
    2650
    DIPLOG GR
    1555
    1999
    DLL MLL GR
    2135
    2377
    FMT
    2191
    2365
    MWD - GR RES DIR
    173
    2651
    VSP
    500
    2600

  • 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
    234.0
    36
    238.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    491.0
    26
    495.0
    1.49
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1559.0
    17 1/2
    1610.0
    1.79
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1988.0
    12 1/4
    2010.0
    1.80
    LOT
    LINER
    7
    2653.0
    8 1/2
    2653.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    306
    1.20
    WATER BASED
    29.09.1989
    355
    1.20
    WATER BASED
    03.10.1989
    355
    1.20
    WATER BASED
    03.10.1989
    355
    1.20
    WATER BASED
    03.10.1989
    491
    1.20
    13.0
    15.0
    WATER BASED
    30.11.1989
    491
    1.20
    13.0
    4.0
    WATER BASED
    04.12.1989
    523
    1.10
    14.0
    12.0
    WATER BASED
    10.10.1989
    530
    1.20
    WATER BASED
    05.10.1989
    530
    1.05
    WATER BASED
    09.10.1989
    530
    1.05
    WATER BASED
    06.10.1989
    1201
    1.18
    20.0
    11.0
    WATER BASED
    10.10.1989
    1575
    1.30
    16.0
    12.0
    WATER BASED
    11.10.1989
    1575
    1.30
    18.0
    9.0
    WATER BASED
    16.10.1989
    1610
    1.40
    18.0
    12.0
    WATER BASED
    16.10.1989
    1751
    1.40
    17.0
    12.0
    WATER BASED
    16.10.1989
    1950
    1.63
    27.0
    10.0
    WATER BASED
    16.10.1989
    1959
    1.63
    26.0
    11.0
    WATER BASED
    18.10.1989
    2010
    1.68
    31.0
    10.0
    WATER BASED
    31.10.1989
    2010
    1.60
    26.0
    14.0
    WATER BASED
    27.10.1989
    2032
    1.68
    30.0
    13.0
    WATER BASED
    31.10.1989
    2065
    1.62
    26.0
    12.0
    WATER BASED
    19.10.1989
    2125
    1.68
    32.0
    15.0
    WATER BASED
    31.10.1989
    2189
    1.68
    29.0
    10.0
    WATER BASED
    02.11.1989
    2189
    1.68
    30.0
    15.0
    WATER BASED
    02.11.1989
    2191
    1.65
    27.0
    14.0
    WATER BASED
    14.11.1989
    2191
    1.65
    26.0
    13.0
    WATER BASED
    15.11.1989
    2191
    1.65
    27.0
    10.0
    WATER BASED
    16.11.1989
    2191
    1.65
    26.0
    11.0
    WATER BASED
    17.11.1989
    2191
    1.65
    23.0
    13.0
    WATER BASED
    20.11.1989
    2191
    1.65
    24.0
    13.0
    WATER BASED
    20.11.1989
    2191
    1.65
    24.0
    13.0
    WATER BASED
    20.11.1989
    2191
    1.65
    28.0
    24.0
    WATER BASED
    21.11.1989
    2191
    1.65
    25.0
    14.0
    WATER BASED
    23.11.1989
    2191
    1.65
    23.0
    14.0
    WATER BASED
    24.11.1989
    2191
    1.65
    23.0
    14.0
    WATER BASED
    27.11.1989
    2191
    1.65
    24.0
    13.0
    WATER BASED
    27.11.1989
    2191
    1.65
    20.0
    12.0
    WATER BASED
    28.11.1989
    2191
    1.65
    22.0
    11.0
    WATER BASED
    29.11.1989
    2191
    1.65
    23.0
    14.0
    WATER BASED
    27.11.1989
    2191
    1.65
    22.0
    14.0
    WATER BASED
    27.11.1989
    2380
    1.68
    33.0
    12.0
    WATER BASED
    08.11.1989
    2380
    1.68
    33.0
    10.0
    WATER BASED
    08.11.1989
    2381
    1.68
    36.0
    18.0
    WATER BASED
    08.11.1989
    2408
    1.68
    27.0
    11.0
    WATER BASED
    08.11.1989
    2490
    1.65
    28.0
    15.0
    WATER BASED
    08.11.1989
    2620
    1.65
    27.0
    16.0
    WATER BASED
    09.11.1989
    2653
    1.68
    32.0
    12.0
    WATER BASED
    10.11.1989
    2653
    1.65
    24.0
    12.0
    WATER BASED
    13.11.1989
    2653
    1.65
    25.0
    12.0
    WATER BASED
    13.11.1989
    2653
    1.65
    27.0
    10.0
    WATER BASED
    13.11.1989

  • 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