Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
24.12.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

30/7-7

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.
    30/7-7
    Type
    Brønnbanetype. Lovlige verdier: EXPLORATION, DEVELOPMENT, OTHER (se 'Formål' for mer informasjon)
    EXPLORATION
    Formål
    Endelig klassifisering av brønnbanen.

    Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS.

    Lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner:
    OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION, INJECTION-CCS, OBSERVATION-CCS.

    Lovlig verdier for andre brønnbaner:
    SOIL DRILLING (boring ifm trase og andre grunnundersøkelser som gjøres for å undersøke grunnforholdene i forkant av plassering av innretninger),
    SHALLOW GAS (undersøke grunn gass før første boring på lokasjon),
    PILOT (undersøke geologi og væskekontakter for plassering av hovedbrønnbanen),
    SCIENTIFIC (bores ihhtLov om vitenskapelige undersøkelser),
    STRATIGRAPHIC (bores ihht Petroleumsloven §2-1).
    WILDCAT
    Status
    Status for brønnbanen. Lovlige verdier:

    BLOWOUT: Det har vært blowout i brønnen.
    CLOSED: Utvinningsbrønnbane som er stengt for produksjon/injeksjon i kortere eller lengre periode. Statusen er også brukt på ferdig borete brønnbaner, der månedlig produksjon/injeksjon ikke har blitt rapportert enda.
    DRILLING: Brønnen er i borefasen. Kan være i aktiv boring, logging, testing eller plugging.
    JUNKED: Boringen ble avsluttet pga tekniske problemer,
    P&A: For letebrønnbane: brønnbanen er plugget og forlatt, og kan ikke re-entres for videre bruk. For utvinningsbrønnbane: produksjon/injeksjon er avsluttet og brønnen er plugget. Brønnhodet er fjernet eller på annet vis gjort utilgjengelig for nye brønnoperasjoner.
    PLUGGED: Brønnbane som er plugget, men øvre deler av brønnbanen kan brukes til å bore nye sidesteg mot nye boremål.
    PRODUCING: Det ble produsert fra brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    INJECTING: Det ble injisert i brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    SUSPENDED: Brønnbane der boringen er midlertidig stoppet. Rettighetshaverne planlegger å fortsette boringen på et senere tidspunkt.
    WILL NEVER BE DRILLED: Brønnbane som er registrert med navn og WellID av Sokkeldirektoratet, men som av ulike årsaker ikke vil bli boret.
    P&A
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORTH SEA
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    30/7-7
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    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.
    Norsk Hydro Produksjon AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    207-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    196
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    18.12.1978
    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.
    01.07.1979
    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.
    01.07.1981
    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.
    24.09.2004
    Opprinnelig formål
    Formålet med brønnbanen definert før borestart.Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS. Eksempler på lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner: OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION.
    WILDCAT
    Gjenåpnet
    Status om brønnbanen er gjenåpnet (YES) eller ikke (NO). Når en teller antall brønnbaner på norsk sokkel, teller en bare de som ikke er gjenåpnet (NO).
    NO
    Innhold
    For letebrønnbaner, funn status.

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

    For utvinningsbrønnbaner, type produsert eller injisert fluid.
    Lovlige verdier: WATER, CUTTINGS, NOT AVAILABLE, OIL, GAS/CONDENSATE, OIL/GAS, CO2, GAS, WATER/GAS, NOT APPLICABLE.
    GAS SHOWS
    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
    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.
    110.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    5127.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    17.4
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    167
    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.
    STATFJORD GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 16' 19.3'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 16' 7.3'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6682087.96
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    459543.34
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    390

  • Brønnhistorie
    General
    The main objective of the well was to test the SE prospect on the 30/7 block. The objective of the well was to test possible sandstone reservoirs of Jurassic age, which were predicted to occur-in a large structure (150 km2) at the Kimmerian unconformity) located on the eastern flank of the Viking basin. The specific targets were possible turbiditic sandstone deposits within a thick Late Jurassic sequence, Middle Jurassic Brent Formation sandstones, and Early Jurassic Statfjord Formation sandstones. The well was planned to penetrate 50 m into the Statfjord Formation to approximately 5250 m.
    The well is Reference Well for the Cook Formation.
    Operations and results
    The well 30/7-7 was drilled between December 16th 1978 and May 30th 1979 with the rig Treasure Seeker. It reached TD at 5127 m in the Early Jurassic/Late Triassic Statfjord Formation. 34.5% of the total rig time was lost time due to fishing, waiting on weather, waiting for replacement of equipment, and hole problems. The problem that had most serious consequences for the geological program occurred while reaming from 5114 m to 5125 m where the string got stuck. After 9.5 days of fishing for the drill string it was finally backed of at 4804 m. At this point it was decided to abandon the well leaving the fish in the hole. Before this happened the well had been logged down to 5122 m, but the fish made it impossible to test the Statfjord Formation sandstone. The well was drilled with Seawater/gel/hi-vis pills spotting LCM pills as needed down to 763 m and with a Spersene/XP20/Drispac mud with 0 % to 4% oil and LCM pills as needed from 763 m to TD.
    Sandstone levels interbedded with shales were encountered below 2187 m in the Tertiary. They were mainly developed between 2216 and 2320 m. Some calcareous levels in the Maastrichtian limestones between 2531 and 2575 m could be considered as reservoirs. Limestone stringers in the Turonian calcareous section from 3520 m to 3720 m showed fluorescence but were water-bearing. A 636 m thick Upper Jurassic sequence was penetrated, consisting of shales and thin interbedded limestones and dolomites. No turbiditic sandstones occurred. The expected well-developed Middle Jurassic deposits were found to be completely missing. No Middle Jurassic sandstones were encountered. Two reservoir intervals were present in the Early Jurassic. The Upper Sandstone from 4735 m to 4801 m (Cook Formation) consisted of interbedded sandstones and shales. The Lower Sandstone (Statfjord Formation) was penetrated at 4884 m and extended as a homogeneous sandstone with only a single coal bed and minor argillaceous intervals down to 4975 m. Below this a sequence of interbedded sandstones, siltstones and claystones/shales occurred down to TD.
    Shows were recorded as follows: Major gas shows appeared in the interval 3502 m to 3930 m (Turonian limestones) and from 4723 m to 4886 m (Lower Jurassic, calcareous sands). Oil Shows and Fluorescence were noted from 2315 m to 2320 m on sandstone (traces of light brown stain, golden fluorescence, fast streaming light yellow cut); from 2805 m to 2813 m on siltstone (dark yellowish brown stain, light yellow fluorescence, white slowly streaming cut); from 3709 m to 3730 m in limestone (traces of slow, white, streaming cut hydrocarbon fluorescence masked by mineral fluorescence); and from 3908 m to 3912 m in shale (no fluorescence, uniform, weak dull yellow crush-cut and light yellow residue).
    There were no significant hydrocarbon shows observed during drilling the Jurassic sequence. However, log analyses indicated hydrocarbons in both Jurassic sandstone intervals. The Upper Sandstone (Cook Formation) was hydrocarbon bearing from 4735 m to 4776 m while the Lower Sandstone (Statfjord Formation) was hydrocarbon bearing from 4884 m to 4924 m. The lack of oil shows in the Jurassic and the DST results indicated the hydrocarbons could be gas in a tight formation. One conventional core was cut from 4758 m to 4766.4 m (recovery 96%) in the Cook Formation. The core consisted of 7.15 m cemented fine to very fine sandstone with 1.25 m of shale at the base. No RFT fluid samples were attempted due to bad hole conditions. The planned TD was not reached because of the drill string left in the hole. The well was permanently abandoned as a well with shows on 1 July 1979.
    Testing
    A drill stem test (DST 1) was performed on the upper sandstone (4735 m to 4797 m). An approximate volume of 12 m3 of effluent was recovered in about 4 hours from DST 1. The effluent was not considered representative of the Formation fluid. During the reverse circulation no gas flow occurred, only gas bubbles were observed. The composition of these bubbles was 10% CO2, 77.4% C1 9.4% C2, and C3+ up to 100%. The tested level was considered tight. The lower sandstone was not tested due to the broken drill string (fish between 4807 m and 5127 m).

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    NO
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    185.00
    5060.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    4758.3
    4767.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    8.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    NO

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    870.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    900.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    930.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    960.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    990.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1020.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1050.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1080.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1110.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1140.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1170.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1200.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1230.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1260.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1290.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1320.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1350.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1380.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1410.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1440.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1470.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1500.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1530.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1560.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1590.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1600.0
    [m]
    DC
    1620.0
    [m]
    DC
    1620.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1640.0
    [m]
    DC
    1650.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1660.0
    [m]
    DC
    1680.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1680.0
    [m]
    DC
    1700.0
    [m]
    DC
    1710.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1720.0
    [m]
    DC
    1740.0
    [m]
    DC
    1740.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1760.0
    [m]
    DC
    1770.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1780.0
    [m]
    DC
    1800.0
    [m]
    DC
    1800.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1820.0
    [m]
    DC
    1830.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1840.0
    [m]
    DC
    1860.0
    [m]
    DC
    1860.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1880.0
    [m]
    DC
    1890.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1900.0
    [m]
    DC
    1920.0
    [m]
    DC
    1920.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1940.0
    [m]
    DC
    1950.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1960.0
    [m]
    DC
    1980.0
    [m]
    DC
    1980.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2000.0
    [m]
    DC
    2010.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2020.0
    [m]
    DC
    2040.0
    [m]
    DC
    2040.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2060.0
    [m]
    DC
    2070.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2080.0
    [m]
    DC
    2100.0
    [m]
    DC
    2100.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2120.0
    [m]
    DC
    2130.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2140.0
    [m]
    DC
    2150.0
    [m]
    DC
    2160.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2170.0
    [m]
    DC
    2180.0
    [m]
    DC
    2190.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2200.0
    [m]
    DC
    2215.0
    [m]
    DC
    2220.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2225.0
    [m]
    DC
    2240.0
    [m]
    DC
    2250.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2275.0
    [m]
    DC
    2280.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2295.0
    [m]
    DC
    2310.0
    [m]
    DC
    2310.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2325.0
    [m]
    DC
    2340.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2350.0
    [m]
    DC
    2370.0
    [m]
    DC
    2370.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2390.0
    [m]
    DC
    2400.0
    [m]
    DC
    2400.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2415.0
    [m]
    DC
    2430.0
    [m]
    DC
    2430.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2440.0
    [m]
    DC
    2460.0
    [m]
    DC
    2460.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2480.0
    [m]
    DC
    2490.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2500.0
    [m]
    DC
    2510.0
    [m]
    DC
    2520.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2520.0
    [m]
    DC
    2520.0
    [m]
    DC
    2530.0
    [m]
    DC
    2540.0
    [m]
    DC
    3865.0
    [m]
    DC
    CFP-LABO
    3880.0
    [m]
    SWC
    SNEA(P)
    3883.0
    [m]
    SWC
    SNEA(P
    3884.5
    [m]
    SWC
    SNEA(P
    3890.0
    [m]
    DC
    CFP-LABO
    3900.0
    [m]
    DC
    CFP-LA
    3900.0
    [m]
    SWC
    SNEA(P)
    3915.0
    [m]
    SWC
    SNEA(P
    3916.0
    [m]
    DC
    CFP-LABO
    3924.0
    [m]
    DC
    CFP-LA
    3934.0
    [m]
    DC
    CFP-LA
    3934.0
    [m]
    SWC
    SNEA(P)
    3952.0
    [m]
    DC
    CFP-LAB
    3980.0
    [m]
    DC
    CFP-LA
    3997.0
    [m]
    SWC
    SNEA(P)
    4006.0
    [m]
    DC
    CFP-LABO
    4022.0
    [m]
    DC
    CFP-LA
    4040.0
    [m]
    DC
    CFP-LA
    4050.0
    [m]
    DC
    CFP-LA
    4060.0
    [m]
    DC
    CFP-LA
    4070.0
    [m]
    DC
    CFP-LA
    4098.0
    [m]
    DC
    CFP-LA
    4125.0
    [m]
    DC
    IKU
    4128.0
    [m]
    SWC
    SNEA(P)
    4145.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4148.0
    [m]
    DC
    CFP-LABO
    4150.0
    [m]
    DC
    CFP-LA
    4164.0
    [m]
    DC
    CFP-LA
    4165.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4165.0
    [m]
    SWC
    SNEA(P)
    4187.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4190.0
    [m]
    DC
    CFP-LABO
    4205.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4230.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4230.0
    [m]
    DC
    CFP-LABO
    4248.0
    [m]
    SWC
    SNEA(P)
    4250.0
    [m]
    DC
    CFP-LABO
    4255.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4264.0
    [m]
    DC
    CFP-LABO
    4275.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4284.0
    [m]
    DC
    CFP-LABO
    4285.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4285.0
    [m]
    SWC
    SNEA(P)
    4302.0
    [m]
    SWC
    SNEA(P
    4302.0
    [m]
    DC
    CFP-LABO
    4302.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4305.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4330.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4331.0
    [m]
    SWC
    SNEA(P)
    4336.0
    [m]
    DC
    CFP-LABO
    4350.0
    [m]
    DC
    CFP-LA
    4350.0
    [m]
    DC
    CFP-LA
    4358.0
    [m]
    DC
    CFP-LA
    4370.0
    [m]
    DC
    CFP-LA
    4381.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4398.5
    [m]
    SWC
    IKU
    4398.5
    [m]
    SWC
    SNEA(P)
    4408.0
    [m]
    DC
    CFP-LABO
    4430.0
    [m]
    DC
    CFP-LA
    4450.0
    [m]
    DC
    CFP-LA
    4450.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4460.0
    [m]
    DC
    CFP-LABO
    4474.0
    [m]
    DC
    CFP-LA
    4478.0
    [m]
    SWC
    SNEA(P)
    4478.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4492.0
    [m]
    DC
    IKU
    4494.0
    [m]
    DC
    IKU
    4498.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    4500.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4502.0
    [m]
    DC
    IKU
    4504.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    4506.0
    [m]
    DC
    IKU
    4508.0
    [m]
    DC
    CFP-LABO
    4510.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    4514.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    4515.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4516.0
    [m]
    DC
    IKU
    4520.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    4520.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    4520.0
    [m]
    SWC
    SNEA(P)
    4530.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4536.0
    [m]
    DC
    IKU
    4540.0
    [m]
    DC
    CFP-LABO
    4548.0
    [m]
    DC
    CFP-LA
    4552.0
    [m]
    DC
    IKU
    4560.0
    [m]
    DC
    CFP-LABO
    4560.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4560.0
    [m]
    DC
    IKU
    4560.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    4570.0
    [m]
    DC
    SNEA(P)
    4570.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    4575.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4580.0
    [m]
    DC
    CFP-LABO
    4580.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    4592.0
    [m]
    DC
    IKU
    4608.0
    [m]
    DC
    CFP-LABO
    4610.0
    [m]
    DC
    IKU
    4615.0
    [m]
    DC
    SNEA(P)
    4620.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4632.0
    [m]
    DC
    CFP-LABO
    4632.0
    [m]
    DC
    IKU
    4650.0
    [m]
    DC
    CFP-LABO
    4652.0
    [m]
    DC
    IKU
    4652.0
    [m]
    DC
    CFP-LA
    4665.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4672.0
    [m]
    DC
    IKU
    4674.0
    [m]
    DC
    CFP-LABO
    4692.0
    [m]
    DC
    IKU
    4698.0
    [m]
    DC
    CFP-LABO
    4700.0
    [m]
    DC
    CFP-LA
    4704.0
    [m]
    SWC
    SNEA(P)
    4704.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4710.0
    [m]
    DC
    CFP-LAB
    4710.0
    [m]
    DC
    CFP-LA
    4712.0
    [m]
    DC
    IKU
    4720.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4720.0
    [m]
    SWC
    SNEA(P)
    4726.0
    [m]
    DC
    CFP-LAB
    4732.0
    [m]
    DC
    IKU
    4740.0
    [m]
    DC
    IKU
    4744.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4744.0
    [m]
    DC
    CFP-LAB
    4750.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4750.0
    [m]
    SWC
    SNEA(P)
    4750.0
    [m]
    DC
    IKU
    4751.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4752.0
    [m]
    DC
    IKU
    4758.0
    [m]
    DC
    CFP-LAB
    4758.5
    [m]
    C
    SNEA(P)
    4759.0
    [m]
    C
    UNKNOWN
    4760.7
    [m]
    C
    SNEA(P)
    4760.8
    [m]
    C
    HYDRO
    4761.0
    [m]
    C
    UNKNOWN
    4762.7
    [m]
    C
    SNEA(P)
    4764.5
    [m]
    C
    HYDRO
    4765.1
    [m]
    C
    SNEA(P)
    4765.8
    [m]
    C
    UNKNOWN
    4766.0
    [m]
    C
    SNEA(P)
    4766.2
    [m]
    C
    HYDRO
    4766.4
    [m]
    C
    U.OF SHE
    4766.5
    [m]
    C
    UNKNOWN
    4766.6
    [m]
    C
    U.OF SHE
    4766.8
    [m]
    C
    U.OF S
    4767.0
    [m]
    C
    UNKNOWN
    4772.0
    [m]
    DC
    CFP-LAB
    4772.0
    [m]
    DC
    IKU
    4775.0
    [m]
    SWC
    SNEA(P)
    4790.0
    [m]
    DC
    CFP-LAB
    4792.0
    [m]
    DC
    IKU
    4799.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4800.0
    [m]
    DC
    CFP-LAB
    4800.0
    [m]
    DC
    SNEA(P)
    4804.0
    [m]
    SWC
    SNEA(P
    4804.0
    [m]
    SWC
    IKU
    4812.0
    [m]
    DC
    IKU
    4812.0
    [m]
    DC
    IKU
    4818.0
    [m]
    DC
    CFP-LAB
    4832.0
    [m]
    DC
    IKU
    4840.0
    [m]
    DC
    SNEA(P)
    4852.0
    [m]
    DC
    IKU
    4872.0
    [m]
    DC
    IKU
    4880.0
    [m]
    DC
    SNEA(P)
    4892.0
    [m]
    DC
    IKU
    4912.0
    [m]
    DC
    IKU
    4920.0
    [m]
    DC
    SNEA(P)
    4924.0
    [m]
    DC
    SNEA(P
    4932.0
    [m]
    DC
    IKU
    4940.0
    [m]
    DC
    IKU
    4952.0
    [m]
    DC
    IKU
    4954.0
    [m]
    DC
    IKU
    4956.0
    [m]
    DC
    IKU
    4960.0
    [m]
    DC
    SNEA(P)
    4972.0
    [m]
    DC
    IKU
    4992.0
    [m]
    DC
    IKU
    5012.0
    [m]
    DC
    IKU
    5032.0
    [m]
    DC
    IKU
    5038.0
    [m]
    DC
    SNEA(P)
    5046.0
    [m]
    DC
    IKU
    5050.0
    [m]
    DC
    IKU
    5058.0
    [m]
    DC
    IKU
    5080.0
    [m]
    DC
    SNEA(P)
    5110.0
    [m]
    DC
    SNEA(P

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.64

  • Geokjemisk informasjon

  • 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
    0.12
    pdf
    0.33

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    14.39
    pdf
    4.35

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    4735
    4762
    6.4
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CST
    4758
    4766
    DLL MSFL
    4700
    5042
    FDC CNL
    769
    5047
    HDT
    2677
    4803
    ISF SONIC
    764
    3686
    ISF SONIC
    3874
    5046

  • 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
    184.0
    36
    185.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    764.0
    26
    781.0
    1.14
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2681.0
    17 1/2
    2701.0
    1.85
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3877.0
    12 1/4
    3888.0
    2.17
    LOT
    LINER
    7
    4500.0
    8 3/8
    4509.0
    2.20
    LOT
    LINER
    4 1/2
    5127.0
    6
    5127.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    185
    1.04
    spud mud
    781
    1.04
    45.0
    seawater
    1822
    1.09
    52.0
    seawater
    2503
    1.14
    46.0
    seawater
    2681
    1.16
    45.0
    seawater
    3071
    1.70
    46.0
    seawater
    3414
    1.73
    43.0
    seawater
    3888
    1.80
    70.0
    seawater
    4440
    2.04
    48.0
    seawater
    5060
    2.09
    61.0
    seawater