Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
25.11.2024 - 01:30
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6407/1-3

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.
    6407/1-3
    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.
    NORWEGIAN SEA
    Felt
    Navn på feltet som brønnbanen er relatert til.
    Funn
    Navn på funnet som brønnbanen er relatert til.
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    6407/1-3
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST 8110 - 435 SP 140
    Utvinningstillatelse
    Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).
    Boreoperatør
    Navn på rettighetshaver som på vegne av den aktive utvinningstillatelsen (ved brønnhodeposisjon) starter boreoperasjonen. Dette tilsvarer vanligvis operatørselskapet for den aktuelle utvinningstillatelsen.
    Den norske stats oljeselskap a.s
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    388-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    122
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    17.09.1983
    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.
    16.01.1984
    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.
    16.01.1986
    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.
    13.12.2005
    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/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.
    YES
    1. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    MIDDLE JURASSIC
    1. nivå med hydrokarboner, formasjon.
    Navn på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor hydrokarboner er blitt påvist. Vises bare på brønner som er frigitt. Eksempler på lovlige verdier: BASEMENT, COOK FM, EKOFISK FM, HEIMDAL FM, SANDNES FM, SOGNEFJORD FM, TARBERT FM, BRENT GP. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    FANGST GP
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    29.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    286.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4469.0
    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).
    4467.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    4.2
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    153
    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.
    GREY BEDS (INFORMAL)
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    64° 52' 25.48'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 2' 53.47'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7195989.53
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    407531.49
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    29

  • Brønnhistorie
    General
    Wildcat well 6407/1-3 was drilled in the Haltenbanken area off shore Mid Norway. It is situated on a separate but related structure to 6407/1-2, which found gas-condensate in the Middle Jurassic Garn Formation. The primary target of well 6407/1-3 was Middle Jurassic sandstones. Secondary target was Early Jurassic sandstones. Other zones of interest were the Late and Early Cretaceous and the coal unit in the Early Jurassic.
    The well is Type Well for the Brygge Formation and Reference Well for the Hordaland Group, it is Type Well for the Garn Formation, and it is Reference Well for the Ile and Not Formations.
    Operations and results
    Wildcat well 6407/1-3 was spudded with the semi-submersible installation Dyvi Delta on 17 September 1983 and drilled to TD at 4469 m in Late Triassic sediments of the Åre Formation. Hole problems occurred when running back in the hole after a period of bad weather. The hole had collapsed and had to be reamed back to bottom at 3136 M. A drilling break occurred at 3746 to 3748 m. All in all, there was a total of 16 days downtime caused by bad weather. Still, the well was drilled 22 days faster than prognosed. This was mainly due to fast penetration in the 17 1/2" and 6" hole, an efficient coring operation and favourable weather conditions compared to well 6407/1-2. The well was drilled with seawater/gel down to 948 m, with lignosulphonate/gypsum from 948 m to 3608 m, and with bentonite gel from 3608 m to TD.
    Hydrocarbon bearing Middle Jurassic sandstones (Garn Formation) were encountered at 3600 m. A gas cap extended to 3687.5 m followed by an oil zone down to 3709 m. At this point the sand grades rapidly into the underlying silt and clay of the Not Formation at 3709.5 m. This makes it difficult to conclude on an OWC for the discovery. The Nise Formation from 2448 m to 2601 m had good gas shows whilst drilling and oil contamination of drilling mud. Mud log data suggested a possible light oil accumulation with associated gas and an oil water contact at approximately 2560 m. Reservoir properties were however poor with a lithology consisting of siltstone grading to very fine sandstone interbedded with claystone. Hydrocarbon shows were also recorded in zones in the Early Cretaceous and in the lower parts of the "Coal Unit". None of these zones were of good reservoir quality. The Early Jurassic sandstones showed only traces of hydrocarbons. No good source rocks were found above base Cretaceous. Late Jurassic shales from 3521 m to 3545 m had excellent source potential with type II/III kerogen and TOC in the range 3 -7%. Hydrogen Index was typically 400 - 500 mg HC/g TOC and the shales had reached early oil window maturity. Also Early Jurassic shales and coals has potential for light oils and gas.
    Seven cores were cut in the Middle Jurassic sandstones from 3619 m to 3717 m and from 3748 m to 3758 m. RFT pressure points were sampled over the Middle to Early Jurassic sandstone sequences. Three RFT fluid samples were taken at 3695 m, 3692 m, and at 3676.2 m.
    The well was permanently abandoned on 16 January 1984 as an oil and gas discovery.
    Testing
    Two drill stem tests were performed in the Middle Jurassic sandstone in the oil zone from 3697.5 - 3702.5 m and in the gas zone from 3665 - 3670 m. DST1 produced 396.1 Sm3 oil and 58430 Sm3 gas per day, with a gas/oil ratio of 148 Sm3/Sm3. DST2 produced 191.8 Sm3 oil and 725400 gas per day, with a gas/oil ratio of 3782 Sm3/Sm3.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    420.00
    4467.50

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3619.0
    3619.7
    [m ]
    2
    3621.0
    3639.0
    [m ]
    3
    3639.0
    3657.7
    [m ]
    4
    3657.0
    3684.0
    [m ]
    5
    3684.0
    3710.4
    [m ]
    6
    3711.0
    3716.2
    [m ]
    7
    3748.0
    3758.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    106.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3619-3624m
    Kjerne bilde med dybde: 3624-3628m
    Kjerne bilde med dybde: 3628-3632m
    Kjerne bilde med dybde: 3632-3636m
    Kjerne bilde med dybde: 3636-3640m
    3619-3624m
    3624-3628m
    3628-3632m
    3632-3636m
    3636-3640m
    Kjerne bilde med dybde: 3640-3644m
    Kjerne bilde med dybde: 3644-3648m
    Kjerne bilde med dybde: 3648-3652m
    Kjerne bilde med dybde: 3652-3656m
    Kjerne bilde med dybde: 3656-3658m
    3640-3644m
    3644-3648m
    3648-3652m
    3652-3656m
    3656-3658m
    Kjerne bilde med dybde: 3659-3663m
    Kjerne bilde med dybde: 3663-3667m
    Kjerne bilde med dybde: 3667-3671m
    Kjerne bilde med dybde: 3671-3675m
    Kjerne bilde med dybde: 3675-3679m
    3659-3663m
    3663-3667m
    3667-3671m
    3671-3675m
    3675-3679m
    Kjerne bilde med dybde: 3679-3683m
    Kjerne bilde med dybde: 3683-3687m
    Kjerne bilde med dybde: 3687-3691m
    Kjerne bilde med dybde: 3691-3695m
    Kjerne bilde med dybde: 3695-3699m
    3679-3683m
    3683-3687m
    3687-3691m
    3691-3695m
    3695-3699m
    Kjerne bilde med dybde: 3699-3703m
    Kjerne bilde med dybde: 3703-3707m
    Kjerne bilde med dybde: 3707-3711m
    Kjerne bilde med dybde: 3711-3715m
    Kjerne bilde med dybde: 3715-3750m
    3699-3703m
    3703-3707m
    3707-3711m
    3711-3715m
    3715-3750m
    Kjerne bilde med dybde: 3750-3754m
    Kjerne bilde med dybde: 3754-3758m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3750-3754m
    3754-3758m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2110.0
    [m]
    DC
    LAP
    2190.0
    [m]
    DC
    LAP
    2215.0
    [m]
    DC
    LAP
    2230.0
    [m]
    DC
    LAP
    2245.0
    [m]
    DC
    LAP
    2260.0
    [m]
    DC
    LAP
    2275.0
    [m]
    DC
    LAP
    2290.0
    [m]
    DC
    LAP
    2305.0
    [m]
    DC
    LAP
    2333.0
    [m]
    SWC
    LAP
    2335.0
    [m]
    DC
    LAP
    2339.9
    [m]
    SWC
    LAP
    2365.0
    [m]
    DC
    LAP
    2367.0
    [m]
    SWC
    LAP
    2380.0
    [m]
    DC
    LAP
    2440.0
    [m]
    DC
    LAP
    2455.0
    [m]
    SWC
    LAP
    2470.0
    [m]
    DC
    LAP
    2476.0
    [m]
    SWC
    LAP
    2507.0
    [m]
    SWC
    LAP
    2515.0
    [m]
    DC
    LAP
    2521.9
    [m]
    SWC
    LAP
    2526.0
    [m]
    SWC
    LAP
    2537.0
    [m]
    SWC
    LAP
    2546.0
    [m]
    SWC
    LAP
    2555.0
    [m]
    SWC
    LAP
    2565.0
    [m]
    SWC
    LAP
    2570.0
    [m]
    DC
    LAP
    2579.9
    [m]
    SWC
    LAP
    2585.0
    [m]
    DC
    LAP
    2585.0
    [m]
    SWC
    LAP
    2600.0
    [m]
    DC
    LAP
    2615.0
    [m]
    DC
    LAP
    2630.0
    [m]
    DC
    LAP
    2645.0
    [m]
    DC
    LAP
    2660.0
    [m]
    DC
    LAP
    2675.0
    [m]
    DC
    LAP
    2690.0
    [m]
    DC
    LAP
    2695.0
    [m]
    SWC
    LAP
    2705.0
    [m]
    DC
    LAP
    2720.0
    [m]
    DC
    LAP
    2735.0
    [m]
    DC
    LAP
    2750.0
    [m]
    DC
    LAP
    2765.0
    [m]
    DC
    LAP
    2780.0
    [m]
    DC
    LAP
    2795.0
    [m]
    DC
    LAP
    2810.0
    [m]
    DC
    LAP
    2825.0
    [m]
    DC
    LAP
    2840.0
    [m]
    DC
    LAP
    2855.0
    [m]
    DC
    LAP
    2870.0
    [m]
    SWC
    LAP
    2885.0
    [m]
    DC
    LAP
    2900.0
    [m]
    DC
    LAP
    2915.0
    [m]
    DC
    LAP
    2930.0
    [m]
    DC
    LAP
    2945.0
    [m]
    DC
    LAP
    2960.0
    [m]
    DC
    LAP
    2975.0
    [m]
    DC
    LAP
    2990.0
    [m]
    DC
    LAP
    3005.0
    [m]
    DC
    LAP
    3020.0
    [m]
    DC
    LAP
    3035.0
    [m]
    DC
    LAP
    3040.0
    [m]
    DC
    LAP
    3050.0
    [m]
    DC
    LAP
    3065.0
    [m]
    DC
    LAP
    3080.0
    [m]
    DC
    LAP
    3090.0
    [m]
    SWC
    LAP
    3095.0
    [m]
    DC
    LAP
    3110.0
    [m]
    DC
    LAP
    3125.0
    [m]
    DC
    LAP
    3155.0
    [m]
    DC
    LAP
    3160.0
    [m]
    SWC
    LAP
    3170.0
    [m]
    DC
    LAP
    3185.0
    [m]
    DC
    LAP
    3195.0
    [m]
    SWC
    LAP
    3200.0
    [m]
    DC
    LAP
    3215.0
    [m]
    DC
    LAP
    3230.0
    [m]
    DC
    LAP
    3230.0
    [m]
    SWC
    LAP
    3245.0
    [m]
    DC
    LAP
    3260.0
    [m]
    DC
    LAP
    3275.0
    [m]
    DC
    LAP
    3280.0
    [m]
    SWC
    LAP
    3290.0
    [m]
    DC
    LAP
    3305.0
    [m]
    DC
    LAP
    3320.0
    [m]
    DC
    LAP
    3335.0
    [m]
    DC
    LAP
    3350.0
    [m]
    DC
    LAP
    3365.0
    [m]
    DC
    LAP
    3380.0
    [m]
    DC
    LAP
    3395.0
    [m]
    DC
    LAP
    3410.0
    [m]
    DC
    LAP
    3424.0
    [m]
    SWC
    LAP
    3425.0
    [m]
    DC
    LAP
    3440.0
    [m]
    DC
    LAP
    3455.0
    [m]
    DC
    LAP
    3462.0
    [m]
    SWC
    LAP
    3464.9
    [m]
    SWC
    LAP
    3470.0
    [m]
    SWC
    LAP
    3470.0
    [m]
    DC
    LAP
    3484.0
    [m]
    SWC
    LAP
    3485.0
    [m]
    DC
    LAP
    3495.1
    [m]
    SWC
    LAP
    3499.0
    [m]
    SWC
    LAP
    3500.0
    [m]
    DC
    LAP
    3530.0
    [m]
    DC
    LAP
    3545.0
    [m]
    DC
    LAP
    3560.0
    [m]
    DC
    LAP
    3575.0
    [m]
    DC
    LAP
    3590.0
    [m]
    DC
    LAP
    3598.0
    [m]
    SWC
    LAP
    3599.0
    [m]
    SWC
    LAP
    3605.0
    [m]
    DC
    LAP
    3619.0
    [m]
    C
    LAP
    3620.0
    [m]
    DC
    LAP
    3621.0
    [m]
    C
    LAP
    3630.9
    [m]
    C
    LAP
    3642.5
    [m]
    C
    LAP
    3645.0
    [m]
    C
    LAP
    3653.6
    [m]
    C
    LAP
    3666.1
    [m]
    C
    LAP
    3667.2
    [m]
    C
    LAP
    3689.3
    [m]
    DC
    LAP
    3689.6
    [m]
    DC
    LAP
    3693.4
    [m]
    C
    LAP
    3693.5
    [m]
    C
    RRI
    3698.3
    [m]
    DC
    LAP
    3704.5
    [m]
    C
    LAP
    3704.6
    [m]
    C
    LAP
    3704.7
    [m]
    C
    LAP
    3705.5
    [m]
    C
    LAP
    3709.4
    [m]
    C
    LAP
    3709.7
    [m]
    C
    LAP
    3709.7
    [m]
    C
    RRI
    3710.1
    [m]
    C
    LAP
    3711.2
    [m]
    C
    LAP
    3713.8
    [m]
    C
    RRI
    3715.1
    [m]
    C
    LAP
    3715.6
    [m]
    C
    LAP
    3716.1
    [m]
    C
    LAP
    3716.2
    [m]
    C
    RRI
    3717.0
    [m]
    SWC
    LAP
    3725.0
    [m]
    SWC
    LAP
    3730.0
    [m]
    SWC
    LAP
    3733.0
    [m]
    SWC
    LAP
    3735.0
    [m]
    SWC
    LAP
    3739.0
    [m]
    SWC
    LAP
    3744.0
    [m]
    SWC
    LAP
    3748.1
    [m]
    C
    LAP
    3751.0
    [m]
    C
    LAP
    3752.6
    [m]
    C
    LAP
    3756.1
    [m]
    C
    LAP
    3760.0
    [m]
    DC
    LAP
    3775.0
    [m]
    DC
    LAP
    3790.0
    [m]
    DC
    LAP
    3794.0
    [m]
    SWC
    LAP
    3805.0
    [m]
    C
    LAP
    3820.0
    [m]
    C
    LAP
    3835.0
    [m]
    C
    LAP
    3847.0
    [m]
    SWC
    LAP
    3850.0
    [m]
    C
    LAP
    3854.0
    [m]
    SWC
    LAP
    3865.0
    [m]
    C
    LAP
    3880.0
    [m]
    C
    LAP
    3883.0
    [m]
    SWC
    LAP
    3895.0
    [m]
    C
    LAP
    3910.0
    [m]
    C
    LAP
    3915.0
    [m]
    SWC
    LAP
    3925.0
    [m]
    C
    LAP
    3928.0
    [m]
    SWC
    LAP
    3937.0
    [m]
    SWC
    LAP
    3940.0
    [m]
    C
    LAP
    3944.0
    [m]
    SWC
    LAP
    3954.0
    [m]
    SWC
    LAP
    3955.0
    [m]
    C
    LAP
    3963.0
    [m]
    SWC
    LAP
    3970.0
    [m]
    C
    LAP
    3982.0
    [m]
    SWC
    LAP
    3985.0
    [m]
    C
    LAP
    3987.0
    [m]
    SWC
    LAP
    4000.0
    [m]
    C
    LAP
    4015.0
    [m]
    C
    LAP
    4030.0
    [m]
    C
    LAP
    4045.0
    [m]
    C
    LAP
    4047.0
    [m]
    SWC
    LAP
    4060.0
    [m]
    C
    LAP
    4075.0
    [m]
    C
    LAP
    4090.0
    [m]
    C
    LAP
    4092.0
    [m]
    SWC
    LAP
    4105.0
    [m]
    C
    LAP
    4117.9
    [m]
    SWC
    LAP
    4120.0
    [m]
    C
    LAP
    4125.0
    [m]
    SWC
    LAP
    4135.0
    [m]
    C
    LAP
    4150.0
    [m]
    C
    LAP
    4165.0
    [m]
    C
    LAP
    4180.0
    [m]
    C
    LAP
    4195.0
    [m]
    C
    LAP
    4210.0
    [m]
    C
    LAP
    4225.0
    [m]
    C
    LAP
    4240.0
    [m]
    C
    LAP
    4255.0
    [m]
    C
    LAP
    4270.0
    [m]
    C
    LAP
    4285.0
    [m]
    C
    LAP
    4300.0
    [m]
    C
    LAP
    4315.0
    [m]
    C
    LAP
    4330.0
    [m]
    C
    LAP
    4345.0
    [m]
    C
    LAP
    4360.0
    [m]
    C
    LAP
    4375.0
    [m]
    C
    LAP
    4390.0
    [m]
    C
    LAP
    4405.0
    [m]
    C
    LAP
    4420.0
    [m]
    C
    LAP
    4435.0
    [m]
    DC
    LAP
    4450.0
    [m]
    DC
    LAP
    4460.0
    [m]
    DC
    LAP
    4465.0
    [m]
    DC
    LAP
    4467.5
    [m]
    DC
    LAP

  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    DST
    TEST1
    3697.50
    3702.50
    22.12.1983 - 00:00
    YES
    DST
    TEST2
    3665.00
    3670.00
    04.01.1984 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.81

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.03
    pdf
    1.20
    pdf
    0.25
    pdf
    5.46
    pdf
    0.65
    pdf
    1.06

  • 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
    0.22
    pdf
    0.36

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    38.11
    pdf
    4.48
    pdf
    4.26
    pdf
    87.24
    pdf
    18.62
    pdf
    22.11
    pdf
    5.62
    pdf
    2.26
    pdf
    1.23
    pdf
    2.16
    pdf
    7.20
    pdf
    3.08
    pdf
    6.79
    pdf
    5.95
    pdf
    4.73
    pdf
    8.94
    pdf
    1.12
    pdf
    1.24
    pdf
    2.34
    pdf
    1.52
    pdf
    1.23
    pdf
    1.47
    pdf
    10.02
    pdf
    1.20
    pdf
    1.28
    pdf
    1.27
    pdf
    1.16

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3698
    3703
    19.1
    2.0
    3665
    3670
    25.4
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    137
    867000
    0.872
    0.665
    158
    2.0
    253
    875000
    0.776
    0.655
    3458

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    1980
    2280
    CBL VDL GR
    3082
    3595
    CBL VDL GR
    3385
    4469
    CST
    2333
    3598
    CST
    3597
    3963
    CST
    3982
    4469
    DLL MSFL SP GR
    3595
    3976
    ISF BHC MSFL SP GR
    3964
    4469
    ISF BHC SP GR
    3595
    3976
    ISF LSS MSFL SP GR
    315
    3606
    LDL CNL GR
    3596
    3975
    LDL CNL NGL
    2288
    3601
    LDL GR
    947
    2297
    MWD - GR RES DIR
    2280
    3970
    NGT
    3300
    3600
    NGT
    3595
    3976
    RFT GR
    2288
    3467
    RFT GR
    3393
    4024
    RFT GR
    3595
    3950
    SHDT GR
    2288
    3608
    SHDT GR
    3595
    3976
    SHDT GR
    3964
    4469
    TEMP
    795
    4469
    VSP
    595
    4469

  • 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
    415.0
    36
    415.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    948.0
    26
    965.0
    1.70
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2286.0
    17 1/2
    2300.0
    1.87
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3595.0
    12 1/4
    3608.0
    1.82
    LOT
    LINER
    7
    3969.0
    8 1/2
    3976.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    4469.0
    6
    4469.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    450
    1.08
    66.0
    WATER BASED
    575
    1.09
    50.0
    WATER BASED
    670
    1.10
    60.0
    WATER BASED
    920
    1.11
    47.0
    WATER BASED
    1040
    1.08
    44.0
    WATER BASED
    1210
    1.12
    45.0
    WATER BASED
    1380
    1.15
    47.0
    WATER BASED
    1480
    1.16
    47.0
    WATER BASED
    1610
    1.15
    44.0
    WATER BASED
    1800
    1.27
    44.0
    WATER BASED
    1890
    1.40
    55.0
    WATER BASED
    2205
    1.55
    58.0
    WATER BASED
    2310
    1.66
    WATER BASED
    2525
    1.66
    51.0
    WATER BASED
    2600
    1.70
    48.0
    WATER BASED
    3720
    1.20
    55.0
    WATER BASED
    4320
    1.30
    73.0
    WATER BASED
    4450
    1.29
    77.0
    WATER BASED

  • 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
    0.28