Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
25.12.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

34/7-1

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.
    34/7-1
    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.
    34/7-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    SG-8231 - 125 SP. 200
    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.
    415-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    77
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    09.05.1984
    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.
    24.07.1984
    Plugget og forlatt dato
    Dato P&A-operasjonen av brønnbanen var ferdig, som innmeldt av operatør til DDRS (Daily Drilling Reporting System). Forekommer bare en gang pr. brønnhode/overflateposisjon.
    24.07.1984
    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.
    24.07.1986
    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.
    26.10.2009
    Opprinnelig formål
    Formålet med brønnbanen definert før borestart.Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS. Eksempler på lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner: OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION.
    WILDCAT
    Gjenåpnet
    Status om brønnbanen er gjenåpnet (YES) eller ikke (NO). Når en teller antall brønnbaner på norsk sokkel, teller en bare de som ikke er gjenåpnet (NO).
    NO
    Innhold
    For letebrønnbaner, funn status.

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

    For utvinningsbrønnbaner, type produsert eller injisert fluid.
    Lovlige verdier: WATER, CUTTINGS, NOT AVAILABLE, OIL, GAS/CONDENSATE, OIL/GAS, CO2, GAS, WATER/GAS, NOT APPLICABLE.
    OIL
    Funnbrønnbane
    Indikator som forteller om brønnbanen påviste et nytt funn. Lovlige verdier: YES, NO. For brønnbaner der resultatet ikke er pressemeldt eller på annet vis avklart, blir «NO» benyttet.
    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.
    LATE TRIASSIC
    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.
    LUNDE 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.
    328.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2905.0
    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).
    2905.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    1.5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    105
    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.
    LUNDE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 28' 21.8'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 13' 25.55'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6815851.93
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    458640.58
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    111

  • Brønnhistorie
    General
    The wildcat 34/7-1 was drilled on the E-structure northeast in block 34/7, on a location ca 9 km south-south west of the 34/4-1 Snorre Discovery well in the northern North Sea. The continuation of this structure was explored by well 34/4-4. The main objective of 34/7-1 was Late Triassic sandstones, which proved hydrocarbon bearing in 34/4-1 and 34/4-4.
    Operations and results
    Well 34/7-1 was spudded with the semi-submersible installation Vildkat on 9 May 1984 and drilled to TD at 2905 m in the Late Triassic Lunde Formation. The 26" hole was drilled and logged first as a 17 1/2" pilot hole to 1106 m as a precaution against shallow gas then opened up to 26" by using underreamer. Tight spots occurred in the 26" hole section. In the 17 1/2" hole the string got stuck at 1274 m. The string had to be backed off and was fished out of the hole. Some tight spots occurred in this section too. When running the 9 5/8" casing, lost returns were experienced three times and the casing was pulled out of the hole. A velocity log was run, and the well was plugged back to 2640 m by setting two cement plugs and the 9 5/8" casing was landed at 2632 m. The well was drilled with seawater and bentonite down to 1106 m and with polymer/KCl mud from 1106 m to TD.
    The Tertiary and Cretaceous sections were mainly composed of claystones, with sand development in lower the Pliocene and in the Late Miocene. The Triassic consisted of sandstones alternating with siltstones, claystones and minor marl.
    A major unconformity is observed at 2392 m between the Late Triassic and the Lower Cretaceous. Apart from this, four other unconformities are observed in the well, one in Cretaceous, between Albian and Coniacian, one between the Latest Maastrichtian and Late Paleocene, one between Late Eocene and Early Oligocene and one between Late Oligocene and Late Miocene. Hydrocarbons were encountered in the Triassic sandstones (Lunde Formation) from 2392 down to an OWC at 2586 m. The reservoir comprised a number of sandstones with an average porosity of 23.2% and an average water saturation of 36%. The net pay thickness is 93 m.
    The entire Triassic reservoir section from 2397 to 2623 m was cored in 10 cores with 97% recovery. Three RFT-chambers containing pressurized reservoir oil (2398 m, 2497 m and 2579 m) and one RFT-chamber containing water and mud filtrate (2593 m) were collected in the well.
    The well was permanently abandoned on 24 July 1984 as an oil appraisal.
    Testing
    Three drill stem tests were performed in the oil bearing section of the Lunde Formation. All three tests produced oil.
    Three drill stem tests were carried out in the oil zone of this reservoir, intervals (DST1), (DST2) and (DST3).
    DST1 produced from the interval 2574.0 - 2581.5 m. During the main flow period this test produced 897 Sm3/day through an 11 mm choke with a wellhead pressure of 186 bar. The GOR was measured to 84 Sm2/Sm3 at separator conditions of 44 bar and 43 deg C. During this flow the bottom hole temperature reached 96.1 deg C and the reservoir pressure was measured to 388.4 bar. The well produced clean oil with no water or sand after the initial clean up.
    DST2 produced from the interval 2455.0 - 2567.0 m. During the main flow period the well produced 509 Sm3/day through a 9.5 mm choke, with a wellhead pressure of 167 bar. The GOR was measured to 80 Sm3 /Sm3 at separator conditions of 46 bar and31 deg C. During this flow the bottom hole temperature reached 92.8 deg C. The well produced clean oil with no water or sand after it had cleaned up.
    DST3 produced from the interval 2409.7 - 2416.5 m. During the main flow period the well produced 1606 Sm3/day through a 17.5 mm choke, with a wellhead pressure of 146 bar. The GOR was measured to 60 Sm3/Sm3 at separator conditions of 72 bar and 63 deg C. During this flow the bottom hole temperature reached 91.7 deg C. The well produced clean oil with no water or sand after it had cleaned up.
    The bubble point pressures ranged from 174 to 182 bar, representing crude samples from the lower and the upper interval tested respectively (Ref. temp. 92-96 deg C). The dead oil density was 0.83 g/cm3, the gas gravity 0.93 (air = 1), the oil formation volume factor 1.47 Rm3 /Sm3 and the solution gas-oil-ratio in the range of 144-157 Sm3/Sm3.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    480.00
    2903.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2394.0
    2409.5
    [m ]
    2
    2412.0
    2432.9
    [m ]
    3
    2435.0
    2463.0
    [m ]
    4
    2463.0
    2490.0
    [m ]
    5
    2490.0
    2518.0
    [m ]
    6
    2518.0
    2545.0
    [m ]
    7
    2545.0
    2573.1
    [m ]
    8
    2573.0
    2594.0
    [m ]
    9
    2595.0
    2604.3
    [m ]
    10
    2605.0
    2623.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    222.8
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2397-2401m
    Kjerne bilde med dybde: 2401-2405m
    Kjerne bilde med dybde: 2405-2409m
    Kjerne bilde med dybde: 2409-2415m
    Kjerne bilde med dybde: 2415-2419m
    2397-2401m
    2401-2405m
    2405-2409m
    2409-2415m
    2415-2419m
    Kjerne bilde med dybde: 2419-2423m
    Kjerne bilde med dybde: 2423-2427m
    Kjerne bilde med dybde: 2427-2431m
    Kjerne bilde med dybde: 2431-2437m
    Kjerne bilde med dybde: 2437-2442m
    2419-2423m
    2423-2427m
    2427-2431m
    2431-2437m
    2437-2442m
    Kjerne bilde med dybde: 2441-2444m
    Kjerne bilde med dybde: 2445-2448m
    Kjerne bilde med dybde: 2449-2453m
    Kjerne bilde med dybde: 2453-2456m
    Kjerne bilde med dybde: 2457-2461m
    2441-2444m
    2445-2448m
    2449-2453m
    2453-2456m
    2457-2461m
    Kjerne bilde med dybde: 2461-2464m
    Kjerne bilde med dybde: 2465-2468m
    Kjerne bilde med dybde: 2469-2473m
    Kjerne bilde med dybde: 2473-2477m
    Kjerne bilde med dybde: 2477-2481m
    2461-2464m
    2465-2468m
    2469-2473m
    2473-2477m
    2477-2481m
    Kjerne bilde med dybde: 2481-2485m
    Kjerne bilde med dybde: 2485-2489m
    Kjerne bilde med dybde: 2489-2493m
    Kjerne bilde med dybde: 2493-2497m
    Kjerne bilde med dybde: 2497-2501m
    2481-2485m
    2485-2489m
    2489-2493m
    2493-2497m
    2497-2501m
    Kjerne bilde med dybde: 2501-2505m
    Kjerne bilde med dybde: 2505-2509m
    Kjerne bilde med dybde: 2509-2513m
    Kjerne bilde med dybde: 2513-2516m
    Kjerne bilde med dybde: 2517-2521m
    2501-2505m
    2505-2509m
    2509-2513m
    2513-2516m
    2517-2521m
    Kjerne bilde med dybde: 2521-2525m
    Kjerne bilde med dybde: 2525-2528m
    Kjerne bilde med dybde: 2529-2533m
    Kjerne bilde med dybde: 2533-2537m
    Kjerne bilde med dybde: 2537-2541m
    2521-2525m
    2525-2528m
    2529-2533m
    2533-2537m
    2537-2541m
    Kjerne bilde med dybde: 2541-2545m
    Kjerne bilde med dybde: 2545-2548m
    Kjerne bilde med dybde: 2549-2553m
    Kjerne bilde med dybde: 2553-2557m
    Kjerne bilde med dybde: 2557-2561m
    2541-2545m
    2545-2548m
    2549-2553m
    2553-2557m
    2557-2561m
    Kjerne bilde med dybde: 2561-2565m
    Kjerne bilde med dybde: 2565-2569m
    Kjerne bilde med dybde: 2569-2573m
    Kjerne bilde med dybde: 2573-2577m
    Kjerne bilde med dybde: 2577-2580m
    2561-2565m
    2565-2569m
    2569-2573m
    2573-2577m
    2577-2580m
    Kjerne bilde med dybde: 2581-2585m
    Kjerne bilde med dybde: 2585-2588m
    Kjerne bilde med dybde: 2589-2593m
    Kjerne bilde med dybde: 2593-2598m
    Kjerne bilde med dybde: 2598-2601m
    2581-2585m
    2585-2588m
    2589-2593m
    2593-2598m
    2598-2601m
    Kjerne bilde med dybde: 2602-2606m
    Kjerne bilde med dybde: 2606-2610m
    Kjerne bilde med dybde: 2610-2614m
    Kjerne bilde med dybde: 2614-2618m
    Kjerne bilde med dybde: 2618-2622m
    2602-2606m
    2606-2610m
    2610-2614m
    2614-2618m
    2618-2622m
    Kjerne bilde med dybde: 2622-2623m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2622-2623m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1166.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1170.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1190.0
    [m]
    C
    RRI
    1210.0
    [m]
    C
    RRI
    1220.0
    [m]
    DC
    RRI
    1240.0
    [m]
    DC
    RRI
    1250.0
    [m]
    DC
    RRI
    1270.0
    [m]
    DC
    RRI
    1280.0
    [m]
    DC
    RRI
    1300.0
    [m]
    DC
    RRI
    1320.0
    [m]
    DC
    RRI
    1330.0
    [m]
    DC
    RRI
    1350.0
    [m]
    DC
    RRI
    1359.0
    [m]
    C
    RRI
    1370.0
    [m]
    DC
    RRI
    1390.0
    [m]
    DC
    RRI
    1410.0
    [m]
    DC
    RRI
    1420.0
    [m]
    DC
    RRI
    1438.0
    [m]
    DC
    RRI
    1450.0
    [m]
    DC
    RRI
    1460.0
    [m]
    DC
    RRI
    1480.0
    [m]
    DC
    RRI
    1510.0
    [m]
    DC
    RRI
    1520.0
    [m]
    DC
    RRI
    1540.0
    [m]
    DC
    RRI
    1550.0
    [m]
    DC
    RRI
    1570.0
    [m]
    DC
    RRI
    1580.0
    [m]
    DC
    RRI
    1610.0
    [m]
    DC
    RRI
    1630.0
    [m]
    DC
    RRI
    1640.0
    [m]
    DC
    RRI
    1660.0
    [m]
    DC
    RRI
    1670.0
    [m]
    DC
    RRI
    1838.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1872.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1886.0
    [m]
    DC
    RRI
    1905.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1916.0
    [m]
    DC
    RRI
    1931.0
    [m]
    DC
    RRI
    1961.0
    [m]
    DC
    RRI
    1976.0
    [m]
    DC
    RRI
    1982.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2006.0
    [m]
    DC
    RRI
    2036.0
    [m]
    C
    RRI
    2066.0
    [m]
    C
    RRI
    2070.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2081.0
    [m]
    DC
    RRI
    2150.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2186.0
    [m]
    SWC
    RRI

  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    DST
    DST1
    2574.00
    2581.00
    OIL
    01.07.1984 - 11:20
    YES
    DST
    DST2
    2467.00
    2455.00
    OIL
    09.07.1984 - 13:00
    YES
    DST
    DST3
    2416.00
    2409.00
    15.07.1984 - 19:50
    YES

  • Litostratigrafi
    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    353
    1150
    1170
    1673
    1673
    1696
    1823
    1823
    1933
    2387
    2387
    2392
    2392

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.07
    pdf
    2.34

  • 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
    0.25
    pdf
    0.25

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    17.20

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2581
    2574
    11.0
    2.0
    2455
    2467
    9.5
    3.0
    2410
    2417
    17.5
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    18.000
    36.000
    2.0
    3.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    35
    720000
    0.826
    2000
    2.0
    509
    40000
    0.825
    80
    3.0
    1815
    126000
    0.830
    70

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    BGL CST
    1072
    1848
    CST
    1102
    1838
    DLL MSFL GR
    2370
    2618
    GR
    0
    478
    ISF BHC GR
    2610
    2904
    ISF LSS GR
    1072
    1852
    ISF LSS GR
    1841
    2621
    ISF LSS GR CST
    477
    1106
    LDL CNL GR
    1841
    2905
    LDL CNL GR
    2370
    2622
    LDL GR
    1072
    1854
    RFT
    2394
    2619
    RFT
    2580
    2736
    SHDT
    1839
    2905
    VSP
    477
    2904

  • 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
    476.0
    36
    478.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    1070.0
    26
    1106.0
    1.57
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1844.0
    17 1/2
    1870.0
    1.92
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2632.0
    12 1/4
    2649.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    2905.0
    12 1/4
    2905.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    420
    1.03
    100.0
    WATER BASED
    10.05.1984
    478
    1.05
    47.0
    28.0
    WATER BASED
    10.05.1984
    478
    1.05
    47.0
    28.0
    WATER BASED
    10.05.1984
    478
    1.05
    100.0
    WATER BASED
    10.05.1984
    700
    1.07
    50.0
    42.0
    WATER BASED
    10.05.1984
    1037
    1.14
    45.0
    30.0
    WATER BASED
    13.05.1984
    1106
    1.18
    50.0
    53.0
    WATER BASED
    20.05.1984
    1106
    1.16
    52.0
    55.0
    WATER BASED
    20.05.1984
    1106
    1.10
    50.0
    12.0
    WATER BASED
    16.05.1984
    1106
    1.14
    50.0
    31.0
    WATER BASED
    15.05.1984
    1106
    1.16
    52.0
    55.0
    WATER BASED
    20.05.1984
    1106
    1.10
    50.0
    12.0
    WATER BASED
    16.05.1984
    1106
    1.06
    52.0
    29.0
    WATER BASED
    16.05.1984
    1106
    1.18
    50.0
    53.0
    WATER BASED
    20.05.1984
    1106
    1.06
    52.0
    29.0
    WATER BASED
    16.05.1984
    1422
    1.20
    56.0
    24.0
    WATER BASED
    23.05.1984
    1422
    1.21
    50.0
    22.0
    WATER BASED
    25.05.1984
    1422
    1.15
    47.0
    18.0
    WATER BASED
    22.05.1984
    1422
    1.20
    56.0
    24.0
    WATER BASED
    23.05.1984
    1422
    1.21
    50.0
    22.0
    WATER BASED
    25.05.1984
    1450
    1.23
    50.0
    26.0
    WATER BASED
    25.05.1984
    1763
    1.37
    50.0
    26.0
    WATER BASED
    29.05.1984
    1870
    1.46
    53.0
    25.0
    WATER BASED
    29.05.1984
    2067
    1.51
    57.0
    26.0
    WATER BASED
    01.06.1984
    2194
    1.56
    54.0
    23.0
    WATER BASED
    04.06.1984
    2194
    1.54
    56.0
    23.0
    WATER BASED
    01.06.1984
    2194
    1.56
    54.0
    23.0
    WATER BASED
    04.06.1984
    2394
    1.64
    55.0
    14.0
    WATER BASED
    25.06.1984
    2394
    1.65
    52.0
    17.0
    WATER BASED
    25.06.1984
    2394
    1.65
    46.0
    16.0
    WATER BASED
    25.06.1984
    2394
    1.65
    52.0
    17.0
    WATER BASED
    25.06.1984
    2394
    1.65
    46.0
    16.0
    WATER BASED
    25.06.1984
    2397
    1.58
    54.0
    24.0
    WATER BASED
    04.06.1984
    2412
    1.63
    55.0
    23.0
    WATER BASED
    04.06.1984
    2436
    1.63
    55.0
    23.0
    WATER BASED
    06.06.1984
    2436
    1.63
    55.0
    23.0
    WATER BASED
    06.06.1984
    2436
    1.63
    55.0
    23.0
    WATER BASED
    06.06.1984
    2475
    1.63
    55.0
    23.0
    WATER BASED
    07.06.1984
    2491
    1.63
    22.0
    23.0
    WATER BASED
    08.06.1984
    2532
    1.63
    22.0
    23.0
    WATER BASED
    12.06.1984
    2562
    1.64
    30.0
    27.0
    WATER BASED
    12.06.1984
    2591
    1.64
    30.0
    27.0
    WATER BASED
    12.06.1984
    2606
    1.74
    22.0
    12.0
    WATER BASED
    02.07.1984
    2606
    1.74
    50.0
    28.0
    WATER BASED
    28.06.1984
    2606
    1.74
    50.0
    12.0
    WATER BASED
    29.06.1984
    2606
    1.74
    22.0
    12.0
    WATER BASED
    02.07.1984
    2606
    1.66
    46.0
    16.0
    WATER BASED
    27.06.1984
    2606
    1.74
    50.0
    28.0
    WATER BASED
    28.06.1984
    2606
    1.74
    50.0
    12.0
    WATER BASED
    29.06.1984
    2623
    1.64
    30.0
    27.0
    WATER BASED
    18.06.1984
    2623
    1.64
    30.0
    27.0
    WATER BASED
    14.06.1984
    2623
    1.64
    30.0
    27.0
    WATER BASED
    18.06.1984
    2629
    1.70
    30.0
    27.0
    WATER BASED
    18.06.1984
    2650
    1.65
    46.0
    16.0
    WATER BASED
    27.06.1984
    2760
    1.73
    55.0
    23.0
    WATER BASED
    18.06.1984
    2838
    1.73
    52.0
    20.0
    WATER BASED
    18.06.1984
    2905
    1.64
    55.0
    14.0
    WATER BASED
    22.06.1984
    2905
    1.76
    62.0
    23.0
    WATER BASED
    18.06.1984
    2905
    1.64
    55.0
    14.0
    WATER BASED
    22.06.1984

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    2615.50
    [m ]
    2612.20
    [m ]
    2602.70
    [m ]
    2676.50
    [m ]
    2757.30
    [m ]

  • 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