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

6506/12-5

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.
    6506/12-5
    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.
    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.
    6506/12-5
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST 8403 - 451 SP. 338
    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.
    485-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    162
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    17.10.1985
    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.
    27.03.1986
    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.
    27.03.1988
    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.
    28.06.2007
    Opprinnelig formål
    Formålet med brønnbanen definert før borestart.Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS. Eksempler på lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner: OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION.
    APPRAISAL
    Gjenåpnet
    Status om brønnbanen er gjenåpnet (YES) eller ikke (NO). Når en teller antall brønnbaner på norsk sokkel, teller en bare de som ikke er gjenåpnet (NO).
    NO
    Innhold
    For letebrønnbaner, funn status.

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

    For utvinningsbrønnbaner, type produsert eller injisert fluid.
    Lovlige verdier: WATER, CUTTINGS, NOT AVAILABLE, OIL, GAS/CONDENSATE, OIL/GAS, CO2, GAS, WATER/GAS, NOT APPLICABLE.
    OIL
    Funnbrønnbane
    Indikator som forteller om brønnbanen påviste et nytt funn. Lovlige verdier: YES, NO. For brønnbaner der resultatet ikke er pressemeldt eller på annet vis avklart, blir «NO» benyttet.
    NO
    1. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    LATE CRETACEOUS
    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.
    LYSING FM
    2. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.
    MIDDLE JURASSIC
    2. nivå med hydrokarboner, formasjon
    Navn på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor hydrokarboner er blitt påvist. Vises bare på brønner som er frigitt.Eksempler på lovlige verdier: BASEMENT, COOK FM, EKOFISK FM, HEIMDAL FM, SANDNES FM, SOGNEFJORD FM, TARBERT FM, BRENT GP.
    GARN FM
    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.
    301.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4587.0
    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).
    4587.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    149
    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.
    ÅRE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    65° 2' 28.6'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    6° 58' 21.93'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7214766.40
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    404557.55
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    852

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6506/12-5 was the third well drilled on the Smørbukk Sør Discovery (Beta-structure) in block 6506/12, Haltenbanken area. The well was designed to appraise the hydrocarbon potential and define the hydrocarbon-water contacts. Primary target was Middle and Early Jurassic sandstone. The Fangst Group siltstone member was expected to be sealing at this depth. The well would also test if intervals within the Ror and Tilje formations also could be sealing rocks. Secondary target was the Late Cretaceous Lysing Formation of the Cromer Knoll Group.
    Prognosed TD was in the Åre formation at 4559 m RKB.
    Operations and results
    Appraisal well 6506/12-5 was spudded with the semi-submersible installation Dyvi Delta on 17 October 1985 and drilled to TD at 4587 m in the Early Jurassic Åre Formation. The well was drilled with less than 2.5 deg deviation down to 4235 m. There were minor incidents with a failed anchor and lost circulation in the top hole. A poorly cemented 9 5/8" casing required 116 hours amendment before normal drilling could commence. The well was drilled with spud mud down to 393 m. From here a pilot hole was drilled to 1080 m using gypsum/polymer mud, and then opened up using spud mud. Further drilling was with gypsum/polymer mud from 1080 m to 3519 m, and with gel/lignite/lignosulphonate from 3519 m to TD. Shallow gas was not encountered.
    Secondary target Lysing Formation came in at 3157 m and primary target Garn Formation at 3948 m. Hydrocarbons were encountered in both. An OWC was found in the Lysing Formation at 3178.2 m, and another OWC in the Garn Formation at 4010.5 m. The Not Formation as well as top of the Garn Formation was found to be sealing in this well.
    Cores were cut in the Upper Cromer Knoll Lysing Sands and throughout most of the interval from the lower part of the Viking Group at 3910 m down to 4362 m in the Tilje Formation. A total of 429.43 m was recovered in 27 cores. Core no 9 in the Garn Formation was taken with a specially designed core barrel where the formation fluids that exude from the core is captured on a sponge lining the inside of the core barrel ("sponge core"). One SFT (Geco) was run in the Lysing Formation and 2 RFT runs (Schlumberger) were made in the Fangst and Båt Groups down to the Tilje Formation. A total of 82 pressure tests were performed in these runs and 45 of these gave reliable results. In addition, segregated samples were collected at 4 different depths; 3176 m, 3165.5 m, 4004 m, and 4029.5 m.
    The well was permanently abandoned on 27 March 1986 as an oil and gas appraisal
    Testing
    Four DST-tests were carried out in the well.
    DST 1 tested the interval 4025 m to 4040 m in the base part of the Garn Formation. It produced 250 m3 water/day through a 19.1 mm choke. The temperature recorded in this flow was 141 deg C.
    DST 2 tested the interval 4004 m to 4009.5 m in the middle part of the Garn Formation. It produced 140 Sm3 oil, 41 Sm3 gas and 40 m3 water /day through an 11.1 mm choke. The GOR was 293 Sm3/Sm3, the oil density was 0.835 g/cm3, and the gas gravity was 0.895 (air = 1). The temperature recorded in this flow was 140 deg C.
    DST 3 tested the interval 3983 m to 3996 m in the middle part of the Garn Formation. It produced 2.4 Sm3 oil/day
    through the bubble hose. The temperature recorded in this flow was 139 deg C.
    DST 4 tested the interval 3174 m to 3177.5 m in the Lysing Formation. It produced 440 Sm3 light oil and 75 Sm3 gas/day through an 11.1 mm choke. The GOR was 170 Sm3/Sm3, the oil density was 0.800 g/cm3, and the gas gravity was 0.718 (air = 1). The temperature recorded in this flow was 112 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    400.00
    4587.50

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3148.0
    3175.2
    [m ]
    2
    3175.2
    3188.0
    [m ]
    3
    3910.0
    3917.7
    [m ]
    4
    3918.0
    3928.3
    [m ]
    5
    3929.0
    3943.7
    [m ]
    6
    3944.0
    3949.0
    [m ]
    7
    3949.0
    3967.5
    [m ]
    8
    3967.5
    3993.7
    [m ]
    10
    4004.0
    4030.9
    [m ]
    11
    4031.0
    4046.2
    [m ]
    12
    4046.5
    4064.5
    [m ]
    13
    4064.5
    4066.6
    [m ]
    14
    4067.0
    4080.5
    [m ]
    15
    4085.0
    4106.6
    [m ]
    16
    4112.0
    4123.8
    [m ]
    17
    4124.0
    4135.8
    [m ]
    18
    4136.0
    4154.1
    [m ]
    19
    4154.0
    4179.8
    [m ]
    20
    4180.0
    4203.5
    [m ]
    21
    4205.0
    4216.0
    [m ]
    22
    4245.0
    4269.0
    [m ]
    23
    4271.0
    4285.6
    [m ]
    24
    4286.0
    4299.8
    [m ]
    25
    4305.0
    4324.5
    [m ]
    26
    4327.0
    4335.0
    [m ]
    27
    4335.0
    4361.9
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    428.2
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3148-3153m
    Kjerne bilde med dybde: 3153-3158m
    Kjerne bilde med dybde: 3158-3163m
    Kjerne bilde med dybde: 3163-3168m
    Kjerne bilde med dybde: 3168-3173m
    3148-3153m
    3153-3158m
    3158-3163m
    3163-3168m
    3168-3173m
    Kjerne bilde med dybde: 3173-3175m
    Kjerne bilde med dybde: 3175-3180m
    Kjerne bilde med dybde: 3180-3185m
    Kjerne bilde med dybde: 3185-3188m
    Kjerne bilde med dybde: 3910-3916m
    3173-3175m
    3175-3180m
    3180-3185m
    3185-3188m
    3910-3916m
    Kjerne bilde med dybde: 3916-3917m
    Kjerne bilde med dybde: 3918-3924m
    Kjerne bilde med dybde: 3924-3928m
    Kjerne bilde med dybde: 3929-3935m
    Kjerne bilde med dybde: 3935-3941m
    3916-3917m
    3918-3924m
    3924-3928m
    3929-3935m
    3935-3941m
    Kjerne bilde med dybde: 3941-3943m
    Kjerne bilde med dybde: 3944-3949m
    Kjerne bilde med dybde: 3949-3955m
    Kjerne bilde med dybde: 3955-3961m
    Kjerne bilde med dybde: 3961-3967m
    3941-3943m
    3944-3949m
    3949-3955m
    3955-3961m
    3961-3967m
    Kjerne bilde med dybde: 3967-3967m
    Kjerne bilde med dybde: 3967-3973m
    Kjerne bilde med dybde: 3973-3979m
    Kjerne bilde med dybde: 3979-3985m
    Kjerne bilde med dybde: 3985-3991m
    3967-3967m
    3967-3973m
    3973-3979m
    3979-3985m
    3985-3991m
    Kjerne bilde med dybde: 3991-3993m
    Kjerne bilde med dybde: 4004-4010m
    Kjerne bilde med dybde: 4010-4016m
    Kjerne bilde med dybde: 4016-4022m
    Kjerne bilde med dybde: 4022-4028m
    3991-3993m
    4004-4010m
    4010-4016m
    4016-4022m
    4022-4028m
    Kjerne bilde med dybde: 4028-4030m
    Kjerne bilde med dybde: 4031-4037m
    Kjerne bilde med dybde: 4037-4043m
    Kjerne bilde med dybde: 4043-4036m
    Kjerne bilde med dybde: 4046-4052m
    4028-4030m
    4031-4037m
    4037-4043m
    4043-4036m
    4046-4052m
    Kjerne bilde med dybde: 4052-4058m
    Kjerne bilde med dybde: 4058-4064m
    Kjerne bilde med dybde: 4046-4046m
    Kjerne bilde med dybde: 4064-4066m
    Kjerne bilde med dybde: 4067-4073m
    4052-4058m
    4058-4064m
    4046-4046m
    4064-4066m
    4067-4073m
    Kjerne bilde med dybde: 4073-4079m
    Kjerne bilde med dybde: 4079-4080m
    Kjerne bilde med dybde: 4085-4091m
    Kjerne bilde med dybde: 4091-4097m
    Kjerne bilde med dybde: 4097-4103m
    4073-4079m
    4079-4080m
    4085-4091m
    4091-4097m
    4097-4103m
    Kjerne bilde med dybde: 4103-4106m
    Kjerne bilde med dybde: 4112-4118m
    Kjerne bilde med dybde: 4118-4123m
    Kjerne bilde med dybde: 4124-4130m
    Kjerne bilde med dybde: 4130-4135m
    4103-4106m
    4112-4118m
    4118-4123m
    4124-4130m
    4130-4135m
    Kjerne bilde med dybde: 4136-4142m
    Kjerne bilde med dybde: 4142-4148m
    Kjerne bilde med dybde: 4148-4154m
    Kjerne bilde med dybde: 4154-4154m
    Kjerne bilde med dybde: 4154-4160m
    4136-4142m
    4142-4148m
    4148-4154m
    4154-4154m
    4154-4160m
    Kjerne bilde med dybde: 4160-4166m
    Kjerne bilde med dybde: 4166-4172m
    Kjerne bilde med dybde: 4172-4178m
    Kjerne bilde med dybde: 4178-4179m
    Kjerne bilde med dybde: 4180-4186m
    4160-4166m
    4166-4172m
    4172-4178m
    4178-4179m
    4180-4186m
    Kjerne bilde med dybde: 4186-4192m
    Kjerne bilde med dybde: 4192-4198m
    Kjerne bilde med dybde: 4198-4203m
    Kjerne bilde med dybde: 4205-4211m
    Kjerne bilde med dybde: 4211-4216m
    4186-4192m
    4192-4198m
    4198-4203m
    4205-4211m
    4211-4216m
    Kjerne bilde med dybde: 4245-4251m
    Kjerne bilde med dybde: 4251-4157m
    Kjerne bilde med dybde: 4257-4263m
    Kjerne bilde med dybde: 4263-4269m
    Kjerne bilde med dybde: 4269-4270m
    4245-4251m
    4251-4157m
    4257-4263m
    4263-4269m
    4269-4270m
    Kjerne bilde med dybde: 4271-4277m
    Kjerne bilde med dybde: 4217-4283m
    Kjerne bilde med dybde: 4283-4285m
    Kjerne bilde med dybde: 4286-4292m
    Kjerne bilde med dybde: 4292-4298m
    4271-4277m
    4217-4283m
    4283-4285m
    4286-4292m
    4292-4298m
    Kjerne bilde med dybde: 4298-4299m
    Kjerne bilde med dybde: 4305-4311m
    Kjerne bilde med dybde: 4311-4317m
    Kjerne bilde med dybde: 3217-4323m
    Kjerne bilde med dybde: 4323-4324m
    4298-4299m
    4305-4311m
    4311-4317m
    3217-4323m
    4323-4324m
    Kjerne bilde med dybde: 4327-4333m
    Kjerne bilde med dybde: 4333-4334m
    Kjerne bilde med dybde: 4335-4341m
    Kjerne bilde med dybde: 4341-4347m
    Kjerne bilde med dybde: 4347-4353m
    4327-4333m
    4333-4334m
    4335-4341m
    4341-4347m
    4347-4353m
    Kjerne bilde med dybde: 4353-4359m
    Kjerne bilde med dybde: 4359-4362m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    4353-4359m
    4359-4362m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    3148.9
    [m]
    C
    OD
    3149.5
    [m]
    C
    3155.0
    [m]
    C
    3155.6
    [m]
    C
    OD
    3156.5
    [m]
    C
    3159.4
    [m]
    C
    3160.3
    [m]
    C
    OD
    3161.2
    [m]
    C
    OD
    3161.9
    [m]
    C
    3165.0
    [m]
    C
    OD
    3165.9
    [m]
    C
    3166.0
    [m]
    C
    OD
    3166.3
    [m]
    C
    3168.0
    [m]
    C
    3170.0
    [m]
    C
    3170.4
    [m]
    C
    OD
    3172.0
    [m]
    C
    3173.5
    [m]
    C
    3174.7
    [m]
    C
    OD
    3174.8
    [m]
    C
    3175.3
    [m]
    C
    3177.3
    [m]
    C
    3178.0
    [m]
    C
    3178.8
    [m]
    C
    OD
    3179.3
    [m]
    C
    3180.5
    [m]
    C
    3182.6
    [m]
    C
    3182.7
    [m]
    C
    OD
    3183.9
    [m]
    C
    OD
    3184.0
    [m]
    C
    3184.6
    [m]
    C
    3185.4
    [m]
    C
    OD
    3185.5
    [m]
    C
    3185.8
    [m]
    C
    3185.9
    [m]
    C
    OD
    3187.0
    [m]
    C
    3187.4
    [m]
    C
    3188.0
    [m]
    C
    3436.0
    [m]
    SWC
    STAT
    3636.0
    [m]
    SWC
    STAT
    3680.0
    [m]
    SWC
    STAT
    3735.0
    [m]
    SWC
    STAT
    3747.0
    [m]
    SWC
    STAT
    3785.0
    [m]
    SWC
    STAT
    3792.0
    [m]
    SWC
    STAT
    3795.5
    [m]
    SWC
    STAT
    3796.5
    [m]
    SWC
    STAT
    3802.0
    [m]
    SWC
    STAT
    3806.5
    [m]
    SWC
    STAT
    3810.0
    [m]
    SWC
    STAT
    3812.0
    [m]
    SWC
    STAT
    3830.5
    [m]
    SWC
    STAT
    3832.0
    [m]
    SWC
    STAT
    3880.0
    [m]
    SWC
    STAT
    3945.8
    [m]
    C
    HYDRO
    3950.2
    [m]
    C
    HYDRO
    3963.4
    [m]
    C
    HYDRO
    3966.9
    [m]
    C
    HYDRO
    3974.5
    [m]
    C
    HYDRO
    3981.5
    [m]
    C
    HYDRO
    3986.5
    [m]
    C
    HYDRO
    3993.3
    [m]
    C
    HYDRO
    4004.5
    [m]
    C
    HYDRO
    4014.8
    [m]
    C
    HYDRO
    4021.5
    [m]
    C
    HYDRO
    4037.8
    [m]
    C
    HYDRO
    4043.5
    [m]
    C
    HYDRO
    4048.5
    [m]
    C
    HYDRO
    4052.7
    [m]
    C
    HYDRO
    4056.6
    [m]
    C
    HYDRO
    4056.6
    [m]
    C
    HYDRO
    4061.4
    [m]
    C
    HYDRO
    4065.6
    [m]
    C
    HYDRO
    4067.5
    [m]
    C
    HYDRO
    4071.8
    [m]
    C
    HYDRO
    4073.4
    [m]
    C
    HYDRO
    4077.6
    [m]
    C
    HYDRO
    4079.4
    [m]
    C
    HYDRO
    4088.6
    [m]
    C
    HYDRO
    4096.8
    [m]
    C
    HYDRO
    4102.3
    [m]
    C
    HYDRO
    4117.4
    [m]
    C
    HYDRO
    4123.5
    [m]
    C
    HYDRO
    4135.1
    [m]
    C
    HYDRO
    4141.6
    [m]
    C
    HYDRO
    4271.1
    [m]
    C
    OD
    4273.1
    [m]
    C
    OD
    4274.0
    [m]
    C
    OD
    4274.2
    [m]
    C
    OD
    4275.1
    [m]
    C
    OD
    4275.6
    [m]
    C
    OD
    4275.9
    [m]
    C
    OD
    4276.9
    [m]
    C
    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
    DST2
    4004.00
    4009.50
    21.02.1986 - 21:46
    YES
    DST
    DST2B
    0.00
    0.00
    23.02.1986 - 06:45
    YES
    DST
    DST4
    3145.00
    3148.50
    12.03.1986 - 23:10
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.64
    pdf
    7.99
    pdf
    0.58
    pdf
    4.88
    pdf
    14.84
    pdf
    0.09

  • 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
    0.30

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    3.08
    pdf
    3.21

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    4040
    4025
    19.0
    1.1
    4040
    4025
    19.0
    2.0
    4004
    4010
    19.0
    2.1
    4004
    4010
    19.0
    4.0
    3174
    3178
    15.9
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    1.000
    1.000
    10.000
    141
    1.1
    2.0
    41.000
    140
    2.1
    40.000
    16.000
    41.000
    4.0
    45.000
    8.000
    24.000
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    1.1
    2.0
    208
    55000
    0.827
    264
    2.1
    208
    55000
    0.827
    264
    4.0
    590
    116000
    0.800
    196

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL GR
    325
    3827
    CBL GR
    979
    2273
    CBL GR
    3066
    3224
    CBL GR
    3069
    3222
    CBL GR
    3740
    4124
    CBL VDL
    3736
    4018
    CBL VDL GR
    3080
    3880
    CDL CNS GR
    388
    4584
    CET GR
    3080
    4038
    DIL BCS GR
    3880
    4584
    DIL LSS GR
    388
    3898
    DLL MSF GR
    3129
    3247
    DLL MSF GR
    3900
    4584
    DLL MSFL GR
    3880
    4150
    FED GR
    3097
    3899
    ISF LSS MSFL GR
    2274
    4176
    LDL CNL GR
    2274
    4177
    LDL CNL NGS
    3880
    4586
    LSAL
    3883
    4587
    MWD - GR RES DIR
    388
    3897
    NGS
    3880
    4586
    RFT GR
    3158
    3183
    RFT GR
    3967
    4484
    RFT GR
    3983
    4161
    SDT
    3880
    4581
    SHDT GR
    3880
    4586
    SWC GR
    3423
    3890
    VELOCITY
    2218
    4580

  • 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
    392.0
    36
    400.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    1055.0
    26
    1080.0
    1.69
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2280.0
    17 1/2
    2296.0
    1.91
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3885.0
    12 1/4
    3901.0
    1.95
    LOT
    LINER
    7
    4178.0
    0.0
    0.00

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    1080
    1.12
    15.0
    10.0
    WATER BASED
    28.10.1985
    1080
    1.12
    8.0
    10.1
    WATER BASED
    29.10.1985
    1198
    1.12
    5.0
    8.0
    WATER BASED
    05.11.1985
    1320
    1.20
    12.0
    9.0
    WATER BASED
    05.11.1985
    1607
    1.30
    12.0
    10.0
    WATER BASED
    07.11.1985
    1932
    1.35
    15.0
    110.9
    WATER BASED
    07.11.1985
    2129
    1.45
    18.0
    12.8
    WATER BASED
    08.11.1985
    2217
    1.57
    20.0
    17.3
    WATER BASED
    11.11.1985
    2217
    1.50
    18.0
    14.8
    WATER BASED
    11.11.1985
    2289
    1.60
    20.0
    13.9
    WATER BASED
    11.11.1985
    2289
    1.64
    17.0
    9.0
    WATER BASED
    12.11.1985
    2539
    1.65
    22.0
    9.0
    WATER BASED
    18.11.1985
    2539
    1.72
    24.0
    8.0
    WATER BASED
    18.11.1985
    2540
    1.72
    23.0
    8.0
    WATER BASED
    18.11.1985
    2585
    1.72
    23.0
    8.0
    WATER BASED
    18.11.1985
    2677
    1.72
    24.0
    8.0
    WATER BASED
    18.11.1985
    3000
    1.72
    27.0
    8.0
    WATERBASED
    17.03.1986
    3105
    1.72
    20.0
    9.0
    WATER BASED
    25.11.1985
    3174
    1.61
    14.0
    8.0
    WATERBASED
    12.03.1986
    3883
    1.21
    5.8
    5.0
    WATER BASED
    24.12.1985
    3903
    1.22
    13.0
    6.0
    WATER BASED
    24.12.1985
    3914
    1.17
    14.0
    4.9
    WATER BASED
    11.02.1986
    3914
    1.17
    17.0
    4.9
    WATER BASED
    16.01.1986
    3914
    1.17
    17.0
    4.9
    WATER BASED
    11.02.1986
    3914
    1.17
    15.0
    4.9
    WATER BASED
    11.02.1986
    3914
    1.17
    14.0
    4.9
    WATER BASED
    14.02.1986
    3929
    1.22
    15.0
    4.1
    WATER BASED
    02.01.1986
    4046
    1.17
    10.0
    3.9
    WATER BASED
    06.01.1986
    4180
    1.12
    16.0
    3.3
    WATER BASED
    14.01.1986

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    3175.05
    [m ]
    3178.65
    [m ]
    3182.35
    [m ]
    3184.75
    [m ]
    3158.10
    [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
    0.23