6507/7-4

skjul detaljer Eksport:  PDF

• Generell informasjon

  Generell informasjon

  Attributt	Verdi
  Brønnbane navn Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	6507/7-4
  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	lenke til kart
  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.	HEIDRUN
  Funn Navn på funnet som brønnbanen er relatert til.	6507/7-2 Heidrun
  Brønn navn Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	6507/7-4
  Seismisk lokalisering Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.	BP 83 - 308 SP. 689
  Utvinningstillatelse Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).	095
  Boreoperatør Navn på rettighetshaver som på vegne av den aktive utvinningstillatelsen (ved brønnhodeposisjon) starter boreoperasjonen. Dette tilsvarer vanligvis operatørselskapet for den aktuelle utvinningstillatelsen.	Conoco Norway Inc.
  Boretillatelse Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.	490-L
  Boreinnretning Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.	NORTRYM
  Boredager Antall dager fra borestart til boreslutt.	69
  Borestart Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.	06.11.1985
  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.	13.01.1986
  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.	13.01.1988
  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.	18.12.2008
  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.	ILE 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.	345.0
  Totalt målt dybde (MD) [m RKB] Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").	2850.0
  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).	2850.0
  Maks inklinasjon [°] Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.	2.8
  Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C] Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.	98
  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° 19' 11.56'' N
  ØV grader Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.	7° 15' 44.99'' E
  NS UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.	7245402.39
  ØV UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.	419050.20
  UTM sone Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.	32
  NPDID for brønnbanen Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.	853

• Brønnhistorie

  Wellbore history

  General

  Appraisal well 6507/7-4 was drilled in the northern part of the Haltenbanken area, some 190 km west of the Norwegian coast. It was drilled to evaluate the "B" prospect in the intensely faulted zone that lies at the intersection of the Nordland Ridge in the northeast and the Halten Terrace in the south. The prospect was in a southward plunging horst block formed by a Late Jurassic tensional fault system. Well 6507/7-4 was drilled in a down dip position relative to discovery well 6507/7-2 and the prime objective was to establish the oil/water contact in sandstones of the Middle Jurassic Tomma Formation.

  Operations and results

  Well 6507/7-4 was spudded with the semi-submersible installation Nortrym on 6 November 1985 and drilled to TD at 2850 m in the Early Jurassic Tilje Formation. Due to adverse weather conditions in the first week of operations spudding of the well was made difficult, and 4.5 days were lost as WOW in this phase. Swelling clays (gumbo) caused some problems in the 17 1/2" section. The upper part of the core barrel in core no 3 ruptured, unfortunately exactly in the section around OWC. Otherwise operations proceeded without significant problems. The well was drilled with sea water and gel sweeps down to 1021 m and with gypsum/polymer mud from 1021 m to TD.

  The Tomma Formation sandstones (Garn Formation) was prognosed at 2455 m, and encountered at 2449 m. The Garn Formation was found oil bearing. Oil shows were observed on core no 1 from 2444.5 m (driller's depth) down to 2490.7 m. It was described as a uniform strong yellow show with even white cut down to 2463 m when the show became more patchy with streaming cut. When retrieving core no 3 the upper part from 2491 to 2503.6 m of the core barrel ruptured so that the amount and sequence of recovery in this section was made uncertain. But shows were seen in this section and was confirmed by electric logs, DST and very good RFT pressure data, which gave an O/W contact at 2498 m. No oil show was seen below 2503.6 m driller's depth (2509.1 m logger's depth).

  Twelve cores were cut from 2435 m down to 2766.40 m with 98.2% recovery. A water sample was taken on wire line at 2525 m.

  The well was permanently abandoned on 13 January 1986 as an oil and gas appraisal well.

  Testing

  Three drill stem tests were undertaken, all of them testing the oil-bearing sands of the Tomma Formation (Garn Formation). The intervals perforated were 2494-2499 m (DST 1), 2470-2477 m (DST 2) and 2449-2465 m (DST 3). At stabilized conditions with a 152/64 inch choke the maximum production was 6504 BOPD (1032 Sm3 oil/day) with an oil gravity of 29 deg API. Associated gas production was 3217 MCFGPD (91100 Sm3 gas/day) with a gravity of 0.696 at 60 deg F. The average DST temperatures at mid perforation were: 88.6 deg C (DST 1), 87.7 deg C (DST 2), and 87.2 deg C (DST 3).

• Borekaks i Sokkeldirektoratet

  Borekaks i Sokkeldirektoratet

  Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?	YES

  Borekaks i Sokkeldirektoratet

  Borekaksprøve, topp dybde [m]	Borekaksprøve, bunn dybde [m]
  470.00	2846.00

• Borekjerner i Sokkeldirektoratet

  Borekjerner i Sokkeldirektoratet

  Kjerneprøve nummer	Kjerneprøve - topp dybde	Kjerneprøve - bunn dybde	Kjerneprøve dybde - enhet
  1	2435.0	2461.0	[m ]
  2	2463.0	2490.7	[m ]
  3	2491.0	2518.5	[m ]
  4	2518.5	2546.0	[m ]
  5	2546.0	2573.5	[m ]
  6	2573.0	2601.1	[m ]
  7	2601.5	2629.4	[m ]
  8	2629.0	2656.8	[m ]
  9	2657.0	2684.8	[m ]
  10	2684.0	2712.1	[m ]
  11	2712.0	2739.6	[m ]
  12	2739.5	2766.7	[m ]

  Borekjerner i Sokkeldirektoratet

  Total kjerneprøve lengde [m]	330.6

  Borekjerner i Sokkeldirektoratet

  Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?	YES

• Kjernebilder

  Kjernebilder

  2435-2461m	2435-2461m	2435-2461m	2435-2461m	2435-2461m
  2435-2461m	2435-2461m	2435-2461m	2435-2461m	2435-2461m
  2435-2461m	2435-2461m	2435-2461m	2435-2461m	2435-2461m
  2435-2461m	2435-2461m	2435-2461m	2464-2490m	2464-2490m
  2464-2490m	2464-2490m	2464-2490m	2464-2490m	2464-2490m
  2464-2490m	2464-2490m	2464-2490m	2464-2490m	2465-2490m
  2464-2490m	2464-2490m	2464-2490m	2464-2490m	2464-2490m
  2464-2490m	2464-2490m	2464-2490m	2464-2490m	2464-2490m
  2464-2490m	2464-2490m	2464-2490m	2464-2490m	2464-2490m
  2464-2490m	2464-2490m	2464-2490m	2464-2490m	2464-2490m
  2464-2490m	2464-2490m	2464-2490m	2464-2490m	2464-2490m
  2464-2490m	2464-2490m	2464-2490m	2464-2490m	2464-2490m
  2464-2490m	2464-2490m	2464-2490m	2464-2490m	2464-2490m
  2464-2490m	2464-2490m	2464-2490m	2464-2490m	2464-2490m
  2464-2490m	2464-2490m	2464-2490m	2464-2490m	2464-2490m
  2464-2490m	2464-2490m	2464-2490m	2464-2490m	2464-2490m
  2491-2518m	2491-2518m	2491-2518m	2491-2518m	2491-2518m
  2491-2518m	2491-2518m	2491-2518m	2491-2518m	2491-2518m
  2491-2518m	2491-2518m	2491-2518m	2491-2518m	2491-2518m
  2491-2518m	2491-2518m	2491-2518m	2491-2518m	2491-2518m
  2491-2518m	2491-2518m	2491-2518m	2491-2518m	2491-2518m
  2491-2518m	2491-2518m	2491-2518m	2491-2518m	2491-2518m
  2491-2518m	2491-2518m	2491-2518m	2491-2518m	2491-2518m
  2491-2518m	2491-2518m	2491-2518m	2491-2518m	2491-2518m
  2491-2518m	2491-2518m	2491-2518m	2491-2518m	2491-2518m
  2491-2518m	2518-2546m	2518-2546m	2518-2546m	2518-2546m
  2518-2546m	2518-2546m	2518-2546m	2518-2546m	2518-2546m
  2518-2546m	2518-2546m	2518-2546m	2518-2546m	2518-2546m
  2518-2546m	2518-2546m	2518-2546m	2518-2546m	2518-2546m
  2518-2546m	2518-2546m	2518-2546m	2518-2546m	2518-2546m
  2518-2546m	2518-2546m	2518-2546m	2518-2546m	2518-2546m
  2518-2546m	2518-2546m	2518-2546m	2518-2546m	2518-2546m
  2518-2546m	2518-2546m	2518-2546m	2518-2546m	2518-2546m
  2518-2546m	2518-2546m	2518-2546m	2518-2546m	2518-2546m
  2518-2546m	2546-2573m	2546-2573m	2546-2573m	2546-2573m
  2546-2573m	2546-2573m	2546-2573m	2546-2573m	2546-2573m
  2546-2573m	2546-2573m	2546-2573m	2546-2573m	2546-2573m
  2546-2573m	2546-2573m	2546-2573m	2546-2573m	2546-2573m
  2546-2573m	2546-2573m	2546-2573m	2546-2573m	2546-2573m
  2546-2573m	2546-2573m	2546-2573m	2546-2573m	2546-2573m
  2546-2573m	2546-2573m	2546-2573m	2546-2573m	2546-2573m
  2546-2573m	2546-2573m	2546-2573m	2546-2573m	2546-2573m
  2546-2573m	2546-2573m	2546-2573m	2546-2573m	2546-2573m
  2546-2573m	2546-2573m	2546-2573m	2546-2573m	2546-2573m
  2546-2573m	2546-2573m	2546-2573m	2546-2573m	2546-2573m
  2546-2573m	2546-2573m	2546-2573m	2573-2601m	2573-2601m
  2573-2601m	2573-2601m	2573-2601m	2573-2601m	2573-2601m
  2573-2601m	2573-2601m	2573-2601m	2573-2601m	2573-2601m
  2573-2601m	2573-2601m	2573-2601m	2573-2601m	2573-2601m
  2573-2601m	2573-2601m	2573-2601m	2573-2601m	2573-2601m
  2573-2601m	2573-2601m	2573-2601m	2573-2601m	2573-2601m
  2573-2601m	2573-2601m	2573-2601m	2573-2601m	2573-2601m
  2573-2601m	2573-2601m	2573-2601m	2573-2601m	2573-2601m
  2573-2601m	2601-2629m	2601-2629m	2701-2629m	2701-2629m
  2601-2629m	2601-2629m	2601-2629m	2601-2629m	2601-2629m
  2601-2629m	2601-2629m	2601-2629m	2601-2629m	2601-2629m
  2601-2629m	2601-2629m	2601-2629m	2601-2629m	2601-2629m
  2601-2629m	2601-2629m	2601-2629m	2601-2629m	2601-2629m
  2601-2629m	2601-2629m	2601-2629m	2601-2629m	2601-2629m
  2601-2629m	2601-2629m	2601-2629m	2601-2629m	2601-2629m
  2601-2629m	2601-2629m	2601-2629m	2601-2629m	2601-2629m
  2601-2629m	2601-2629m	2601-2629m	2601-2629m	2601-2629m
  2601-2629m	2601-2629m	2601-2629m	2601-2629m	2601-2629m
  2601-2629m	2601-2629m	2601-2629m	2601-2629m	2601-2629m
  2601-2629m	2601-2629m	2601-2629m	2601-2629m	2601-2629m
  2601-2629m	2601-2629m	2601-2629m	2601-2629m	2601-2629m
  2601-2629m	2601-2629m	2601-2629m	2601-2629m	2601-2629m
  2601-2629m	2629-2656m	2629-2656m	2629-2656m	2629-2656m
  2629-2656m	2629-2656m	2629-2656m	2629-2656m	2629-2656m
  2629-2656m	2629-2656m	2629-2656m	2629-2656m	2629-2656m
  2629-2656m	2629-2656m	2629-2656m	2629-2656m	2629-2656m
  2629-2656m	2629-2656m	2629-2656m	2629-2656m	2656-2684m
  2656-2684m	2656-2684m	2656-2684m	2656-2684m	2656-2684m
  2656-2684m	2656-2684m	2656-2684m	2656-2684m	2656-2684m
  2656-2684m	2656-2684m	2656-2684m	2656-2684m	2656-2684m
  2656-2684m	2656-2684m	2656-2684m	2656-2684m	2656-2684m
  2656-2684m	2656-2684m	2656-2684m	2656-2684m	2656-2684m
  2656-2684m	2656-2684m	2656-2684m	2656-2684m	2656-2684m
  2656-2684m	2656-2684m	2656-2684m	2656-2684m	2656-2684m
  2656-2684m	2656-2684m	2656-2684m	2656-2684m	2656-2684m
  2656-2684m	2656-2684m	2656-2684m	2656-2684m	2656-2684m
  2684-2712m	2684-2712m	2684-2712m	2684-2712m	2684-2712m
  2684-2712m	2684-2712m	2684-2712m	2684-2712m	2684-2712m
  2684-2712m	2684-2712m	2684-2712m	2684-2712m	2684-2712m
  2684-2712m	2684-2712m	2684-2712m	2684-2712m	2684-2712m
  2684-2712m	2684-2712m	2684-2712m	2684-2712m	2684-2712m
  2684-2712m	2684-2712m	2684-2712m	2684-2712m	2684-2712m
  2684-2712m	2684-2712m	2684-2712m	2684-2712m	2684-2712m
  2684-2712m	2684-2712m	2684-2712m	2684-2712m	2684-2712m
  2684-2712m	2684-2712m	2684-2712m	2684-2712m	2684-2712m
  2684-2712m	2712-2739m	2712-2739m	2712-2739m	2712-2739m
  2712-2739m	2712-2739m	2712-2739m	2712-2739m	2712-2739m
  2712-2739m	2712-2739m	2712-2739m	2712-2739m	2712-2739m
  2712-2739m	2712-2739m	2712-2739m	2712-2739m	2712-2739m
  2712-2739m	2712-2739m	2712-2739m	2712-2739m	2712-2739m
  2712-2739m	2712-2739m	2712-2739m	2712-2739m	2712-2739m
  2712-2739m	2712-2739m	2712-2739m	2712-2739m	2712-2739m
  2712-2739m	2712-2739m	2712-2739m	2712-2739m	2712-2739m
  2712-2739m	2712-2739m	2712-2739m	2712-2739m	2712-2739m
  2712-2739m	2712-2739m	2739-2766m	2739-2766m	2739-2766m
  2739-2766m	2739-2766m	2739-2766m	2739-2766m	2739-2766m
  2739-2766m	2739-2766m	2739-2766m	2739-2766m	2739-2766m
  2739-2766m	2739-2766m	2739-2766m	2739-2766m	2739-2766m
  2739-2766m	2739-2766m	2739-2766m	2739-2766m	2739-2766m
  2739-2766m	2739-2766m	2739-2766m	2739-2766m	2739-2766m
  2739-2766m	2739-2766m	2739-2766m	2739-2766m	2739-2766m
  2739-2766m	2739-2766m	2739-2766m	2739-2766m	2739-2766m
  2739-2766m	2739-2766m	2739-2766m	2739-2766m	2739-2766m
  2739-2766m	2739-2766m	2739-2766m

• Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet

  Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet

  Prøve dybde	Dybde enhet	Prøve type	Laboratorie
  2003.0	[m]	DC	OD
  2021.0	[m]	DC	OD
  2039.0	[m]	DC	OD
  2063.0	[m]	DC	OD
  2081.0	[m]	DC	OD
  2099.0	[m]	DC	OD
  2123.0	[m]	DC	OD
  2141.0	[m]	DC	OD
  2159.0	[m]	DC	OD
  2180.0	[m]	DC	OD
  2198.0	[m]	DC	OD
  2219.0	[m]	DC	OD
  2240.0	[m]	DC	OD
  2261.0	[m]	DC	OD
  2279.0	[m]	DC	OD
  2300.0	[m]	DC	OD
  2321.0	[m]	DC	OD
  2339.0	[m]	DC	OD
  2360.0	[m]	DC	OD
  2381.0	[m]	DC	OD
  2399.0	[m]	DC	OD
  2420.0	[m]	DC	OD
  2435.0	[m]	C	OD
  2435.5	[m]	C	OD
  2435.9	[m]	C	OD
  2436.5	[m]	C	OD
  2437.0	[m]	C	OD
  2437.1	[m]	C	OD
  2437.8	[m]	C	OD
  2438.0	[m]	C	OD
  2438.0	[m]	DC	OD
  2438.3	[m]	C	OD
  2438.3	[m]	C	OD
  2439.5	[m]	C	OD
  2440.3	[m]	C	OD
  2441.0	[m]	C	OD
  2441.5	[m]	C	OD
  2444.2	[m]	C	OD
  2552.0	[m]	DC	OD
  2603.0	[m]	DC	OD
  2684.0	[m]	DC	OD
  2750.0	[m]	DC	OD
  2801.0	[m]	DC	OD
  2840.0	[m]	DC	OD

• 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	2494.00	2499.00		18.12.1985 - 00:00	YES
  DST	DST2	2470.00	2477.00		24.12.1985 - 00:00	YES
  DST	DST3	2418.00	2424.00		31.12.1985 - 00:00	YES

• Litostratigrafi

  Litostratigrafi

  Topp Dyb [mMD RKB]	Litostrat. enhet
  370	NORDLAND GP
  370	NAUST FM
  1483	KAI FM
  1906	HORDALAND GP
  1906	BRYGGE FM
  2009	ROGALAND GP
  2009	TARE FM
  2036	TANG FM
  2105	SHETLAND GP
  2399	VIKING GP
  2399	MELKE FM
  2449	FANGST GP
  2449	GARN FM
  2500	NOT FM
  2516	ILE FM
  2540	BÅT GP
  2540	ROR FM
  2604	TILJE FM

• Geokjemisk informasjon

  Geokjemisk informasjon

  Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
  853_1	pdf	0.42
  853_2	pdf	0.36
  853_3	pdf	0.73

• Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter

  Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter

  Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
  853_01_WDSS_General_Information	pdf	0.26
  853_02_WDSS_completion_log	pdf	0.29

• Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)

  Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)

  Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
  853_01_6507_7_4_COMPLETION_REPORT	pdf	15.21
  853_02_6507_7_4_COMPLETION_LOG	pdf	3.07

• Borestrengtester (DST)

  Borestrengtester (DST)

  Test nummer	Fra dybde MD [m]	Til dybde MD [m]	Reduksjonsventil størrelse [mm]
  1.0	2494	2499	19.1
  2.0	2470	2477	35.8
  3.0	2449	2465	60.3

  Borestrengtester (DST)

  Test nummer	Endelig avstengningstrykk [MPa]	Endelig strømningstrykk [MPa]	Bunnhullstrykk [MPa]	Borehullstemperatur [°C]
  1.0	19.000	5.000	26.000
  2.0	6.000	5.000	26.000
  3.0		4.000	25.000

  Borestrengtester (DST)

  Test nummer	Olje produksjon [Sm3/dag]	Gass produksjon [Sm3/dag]	Oljetetthet [g/cm3]	Gasstyngde rel. luft	GOR [m3/m3]
  1.0	646	51000	0.897	0.685	80
  2.0	875	732000	0.879		84
  3.0	1034	91000	0.897		88

• Logger

  Logger

  Type logg	Topp dyp for logg [m]	Bunn dyp for logg [m]
  CBL VDL GR CCL	1500	2804
  CBL VDL GR CCL	1690	2810
  DIL BHC GR SP	2368	2576
  DIL SLS GR SP	2368	2843
  DLL MSFL GR SP	2368	2842
  GR CCL	2300	2605
  HRT CCL	365	2345
  ISF BHC MSFL GR	1020	2377
  ISF SLS MSFL GR	368	1020
  LDL CNL GR	1020	2379
  LDL CNL NGL NGT-RATIOS	2368	2847
  MSD DD	2371	2844
  MWD - GYRO MULTISHOT	365	2850
  RFT HP SG	2451	2788
  SHDT HG FC	2368	2844
  VBL VDL GR CCL	2300	2600
  VSP	415	2819

• 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	469.5	36	951.0	0.00	LOT
  SURF.COND.	20	1021.0	26	1030.0	1.51	LOT
  INTERM.	13 3/8	2371.0	17 1/2	2388.0	1.79	LOT
  INTERM.	9 5/8	2832.0	12 1/4	2850.0	0.00	LOT

• Boreslam

  Boreslam

  Dybde MD [m]	Egenvekt, slam [g/cm3]	Viskositet, slam [mPa.s]	Flytegrense [Pa]	Type slam	Dato, måling
  402	1.07			WATER BASED	11.11.1985
  410	1.07			WATER BASED	11.11.1985
  470	1.07			WATER BASED	11.11.1985
  470	1.20			WATER BASED	12.11.1985
  470	1.04	10.0	15.0	WATER BASED	18.11.1985
  470	1.07			WATER BASED	05.11.1985
  470	1.07			WATER BASED	07.11.1985
  951	1.13	5.0	30.0	WATER BASED	18.11.1985
  1025	1.18	6.0	23.0	WATERBASED	18.11.1985
  1025	1.04	2.0	2.0	WATER BASED	18.11.1985
  1030	1.15			WATER BASED	18.11.1985
  1349	1.16	20.0	100.0	WATER BASED	25.11.1985
  1759	1.31	24.0	110.0	WATER BASED	25.11.1985
  1928	1.32	24.0	110.0	WATER BASED	25.11.1985
  2230	1.32	22.0	125.0	WATER BASED	25.11.1985
  2377	1.34	8.0	105.3	WATER BASED	27.11.1985
  2377	1.40	8.0	106.0	WATER BASED	27.11.1985
  2377	1.43	8.0	106.0	WATER BASED	29.11.1985
  2377	1.25	18.0	66.9	WATER BASED	28.11.1985
  2388	1.20	8.0	86.0	WATER BASED	28.11.1985
  2463	1.20	13.0	86.2	WATER BASED	01.12.1985
  2654	1.20	14.0	81.4	WATER BASED	09.12.1985
  2685	1.20	15.0	91.0	WATER BASED	09.12.1985
  2740	1.20	15.0	86.1	WATER BASED	09.12.1985
  2812	1.20	16.0	91.0	WATER BASED	10.12.1985
  2850	1.20	9.0	86.2	WATER BASED	11.12.1985
  2850	1.21	12.0	478.8	WATER BASED	13.01.1986
  2850	1.20	9.0	91.0	WATER BASED	10.12.1985

• 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]
  853_Formation_pressure_(Formasjonstrykk)	pdf	0.27