Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
26.12.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6506/12-9 S

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.
    6506/12-9 S
    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.
    6506/12-9
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST 8801- CDP 789 (RAD) & KOLONNE 790
    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.
    760-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    160
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    04.04.1993
    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.
    10.09.1993
    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.
    10.09.1995
    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.
    24.09.2002
    Opprinnelig formål
    Formålet med brønnbanen definert før borestart.Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS. Eksempler på lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner: OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION.
    APPRAISAL
    Gjenåpnet
    Status om brønnbanen er gjenåpnet (YES) eller ikke (NO). Når en teller antall brønnbaner på norsk sokkel, teller en bare de som ikke er gjenåpnet (NO).
    NO
    Innhold
    For letebrønnbaner, funn status.

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

    For utvinningsbrønnbaner, type produsert eller injisert fluid.
    Lovlige verdier: WATER, CUTTINGS, NOT AVAILABLE, OIL, GAS/CONDENSATE, OIL/GAS, CO2, GAS, WATER/GAS, NOT APPLICABLE.
    OIL/GAS
    Funnbrønnbane
    Indikator som forteller om brønnbanen påviste et nytt funn. Lovlige verdier: YES, NO. For brønnbaner der resultatet ikke er pressemeldt eller på annet vis avklart, blir «NO» benyttet.
    NO
    1. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    MIDDLE JURASSIC
    1. nivå med hydrokarboner, formasjon.
    Navn på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor hydrokarboner er blitt påvist. Vises bare på brønner som er frigitt. Eksempler på lovlige verdier: BASEMENT, COOK FM, EKOFISK FM, HEIMDAL FM, SANDNES FM, SOGNEFJORD FM, TARBERT FM, BRENT GP. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    FANGST GP
    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.
    EARLY 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.
    BÅT GP
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    294.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4910.0
    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).
    4903.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    9.3
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    166
    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° 6' 52.02'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    6° 45' 15.7'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7223265.37
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    394568.52
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2128

  • Brønnhistorie
    General
    The main objective of well 6506/12-9 S was to appraise the oil and gas potential within the Ile and Tilje Formations.
    Operations and results
    Appraisal well 6506/12-9 S was spudded 5 April 1993 with the semi-submersible installation "Ross Isle" and drilled to a total depth of 4910 m driller's depth (4903 m TVD), 4915.2 m loggers depth (4908.2 m TVD), into rocks of Early Jurassic age. Oil and gas was encountered in the Early to Middle Jurassic Båt and Fangst Groups. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 802 m, Gyp/PAC mud from 802 m to 2242 m, Anco 2000 with glycols (Anco 208) from 2242 to 4378 m, and with Ancotherm mud from 4378 to TD. A total of 13 cores were cut in this well. Two were cut in the Paleocene Tang formation but these only 0,35m was recoverd(1%)The other 11 cores were cut in the interval 4415 m to 4846.9 m in the Båt and Fangst Groups. Recoveries for these were from 65 to 100%. Three FMT samples were taken in the Tilje Formation. The well was abandoned as an oil and gas appraisal on 11 September 1993.
    Testing
    Five production tests were performed in the Jurassic sandstone section. Drill stem test no 1 in the Åre formation in the interval 4846.0 to 4876 m produced a near-critical gas condensate. The well production was 444 000 Sm3/day of gas and 840 Sm3/day of condensate through a 44/64" (17,46 mm) choke size. Density of the gas was 0.832 (air = 1) and condensate density was 0.814 g/cm3. Drill stem test no 2 tested the Tilje formation in the interval 4805.0 to 4834 m, and it produced a light oil. The well production was 249 000 Sm3/day of gas and 900 Sm3/day of oil through a 56/64" (22,23 mm) choke size. Density of the gas was 0.832 (air = 1) and condensate density was 0.855 g/cm3. Drill stem test no 3 tested the Tilje formation in the interval 4742.0 to 4751.0 m, and it produced a light oil. The well production was 138 000 Sm3/day of gas and 567 Sm3/day of oil through a 44/64" (17.46 mm) choke size. Density of the gas was 0.794 (air = 1) and oil density was 0.825 g/cm3. Drill stem test no 4 perforated two zones in Tilje Formation. First the interval 4712 to 4730 m was perforated. No production was observed from this interval. The zone 4695 to 4709 m was then perforated. Just a minor influx into the well was observed. The rate measured was approximately 60 liter/hrs. Drill stem test no 5 tested the Ile formation in the interval 4477.0 to 4510.0 m, and produced gas condensate. The well production was 33 000 Sm3/day of gas and 17 Sm3/day of condensate through a 110/64" (43.66 mm) choke size. Density of the gas was 0.781 (air = 1) and condensate density was 0.807 g/cm3.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    810.00
    4910.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    4415.0
    4434.2
    [m ]
    2
    4462.0
    4489.7
    [m ]
    3
    4489.7
    4515.0
    [m ]
    4
    4598.0
    4634.9
    [m ]
    5
    4635.0
    4654.5
    [m ]
    6
    4671.5
    4703.0
    [m ]
    7
    4703.3
    4741.0
    [m ]
    8
    4741.1
    4778.0
    [m ]
    9
    4779.0
    4815.3
    [m ]
    10
    4815.3
    4825.0
    [m ]
    11
    4830.0
    4846.9
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    297.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 4415-4420m
    Kjerne bilde med dybde: 4420-4425m
    Kjerne bilde med dybde: 4425-4430m
    Kjerne bilde med dybde: 4430-4434m
    Kjerne bilde med dybde: 4462-4467m
    4415-4420m
    4420-4425m
    4425-4430m
    4430-4434m
    4462-4467m
    Kjerne bilde med dybde: 4467-4472m
    Kjerne bilde med dybde: 4472-4477m
    Kjerne bilde med dybde: 4477-4482m
    Kjerne bilde med dybde: 4482-4487m
    Kjerne bilde med dybde: 4487-4489m
    4467-4472m
    4472-4477m
    4477-4482m
    4482-4487m
    4487-4489m
    Kjerne bilde med dybde: 4489-4494m
    Kjerne bilde med dybde: 4494-4499m
    Kjerne bilde med dybde: 4499-4504m
    Kjerne bilde med dybde: 4504-4509m
    Kjerne bilde med dybde: 4509-4514m
    4489-4494m
    4494-4499m
    4499-4504m
    4504-4509m
    4509-4514m
    Kjerne bilde med dybde: 4514-4515m
    Kjerne bilde med dybde: 4598-4603m
    Kjerne bilde med dybde: 4603-4608m
    Kjerne bilde med dybde: 4608-4613m
    Kjerne bilde med dybde: 4613-4618m
    4514-4515m
    4598-4603m
    4603-4608m
    4608-4613m
    4613-4618m
    Kjerne bilde med dybde: 4618-4623m
    Kjerne bilde med dybde: 4623-4628m
    Kjerne bilde med dybde: 4628-4633m
    Kjerne bilde med dybde: 4633-4635m
    Kjerne bilde med dybde: 4635-4640m
    4618-4623m
    4623-4628m
    4628-4633m
    4633-4635m
    4635-4640m
    Kjerne bilde med dybde: 4640-4645m
    Kjerne bilde med dybde: 4645-4650m
    Kjerne bilde med dybde: 4650-4654m
    Kjerne bilde med dybde: 4671-4676m
    Kjerne bilde med dybde: 4676-4681m
    4640-4645m
    4645-4650m
    4650-4654m
    4671-4676m
    4676-4681m
    Kjerne bilde med dybde: 4681-4686m
    Kjerne bilde med dybde: 4686-4691m
    Kjerne bilde med dybde: 4691-4696m
    Kjerne bilde med dybde: 4696-4701m
    Kjerne bilde med dybde: 4701-4703m
    4681-4686m
    4686-4691m
    4691-4696m
    4696-4701m
    4701-4703m
    Kjerne bilde med dybde: 4703-4708m
    Kjerne bilde med dybde: 4708-4713m
    Kjerne bilde med dybde: 4713-4718m
    Kjerne bilde med dybde: 4718-4723m
    Kjerne bilde med dybde: 4723-4728m
    4703-4708m
    4708-4713m
    4713-4718m
    4718-4723m
    4723-4728m
    Kjerne bilde med dybde: 4728-4733m
    Kjerne bilde med dybde: 4733-4738m
    Kjerne bilde med dybde: 4738-4741m
    Kjerne bilde med dybde: 4741-4746m
    Kjerne bilde med dybde: 4746-4751m
    4728-4733m
    4733-4738m
    4738-4741m
    4741-4746m
    4746-4751m
    Kjerne bilde med dybde: 4751-4756m
    Kjerne bilde med dybde: 4756-4761m
    Kjerne bilde med dybde: 4761-4766m
    Kjerne bilde med dybde: 4766-4771m
    Kjerne bilde med dybde: 4771-4776m
    4751-4756m
    4756-4761m
    4761-4766m
    4766-4771m
    4771-4776m
    Kjerne bilde med dybde: 4776-4779m
    Kjerne bilde med dybde: 4779-4784m
    Kjerne bilde med dybde: 4784-4789m
    Kjerne bilde med dybde: 4789-4794m
    Kjerne bilde med dybde: 4794-4799m
    4776-4779m
    4779-4784m
    4784-4789m
    4789-4794m
    4794-4799m
    Kjerne bilde med dybde: 4799-4804m
    Kjerne bilde med dybde: 4804-4809m
    Kjerne bilde med dybde: 4809-4814m
    Kjerne bilde med dybde: 4814-4815m
    Kjerne bilde med dybde: 4815-4820m
    4799-4804m
    4804-4809m
    4809-4814m
    4814-4815m
    4815-4820m
    Kjerne bilde med dybde: 4820-4825m
    Kjerne bilde med dybde: 4825-4826m
    Kjerne bilde med dybde: 4830-4835m
    Kjerne bilde med dybde: 4835-4840m
    Kjerne bilde med dybde: 4840-4845m
    4820-4825m
    4825-4826m
    4830-4835m
    4835-4840m
    4840-4845m
    Kjerne bilde med dybde: 4845-4847m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    4845-4847m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1910.0
    [m]
    DC
    RRI
    1930.0
    [m]
    DC
    RRI
    1950.0
    [m]
    DC
    RRI
    1970.0
    [m]
    DC
    RRI
    1990.0
    [m]
    DC
    RRI
    2010.0
    [m]
    DC
    RRI
    2030.0
    [m]
    DC
    RRI
    2050.0
    [m]
    DC
    RRI
    2070.0
    [m]
    DC
    RRI
    2090.0
    [m]
    DC
    RRI
    2110.0
    [m]
    DC
    RRI
    2130.0
    [m]
    DC
    RRI
    2150.0
    [m]
    DC
    RRI
    2170.0
    [m]
    DC
    RRI
    2190.0
    [m]
    DC
    RRI
    2210.0
    [m]
    DC
    RRI
    2230.0
    [m]
    DC
    RRI
    2250.0
    [m]
    DC
    RRI
    2270.0
    [m]
    DC
    RRI
    2290.0
    [m]
    DC
    RRI
    2310.0
    [m]
    DC
    RRI
    2330.0
    [m]
    DC
    RRI
    2350.0
    [m]
    DC
    RRI
    2370.0
    [m]
    DC
    RRI
    2390.0
    [m]
    DC
    RRI
    2410.0
    [m]
    DC
    RRI
    2430.0
    [m]
    DC
    RRI
    2450.0
    [m]
    DC
    RRI
    2470.0
    [m]
    DC
    RRI
    2490.0
    [m]
    DC
    RRI
    2510.0
    [m]
    DC
    RRI
    2530.0
    [m]
    DC
    RRI
    2550.0
    [m]
    DC
    RRI
    2570.0
    [m]
    DC
    RRI
    2590.0
    [m]
    DC
    RRI
    2610.0
    [m]
    DC
    RRI
    2630.0
    [m]
    DC
    RRI
    2650.0
    [m]
    DC
    RRI
    2670.0
    [m]
    DC
    RRI
    2690.0
    [m]
    DC
    RRI
    2710.0
    [m]
    DC
    RRI
    2730.0
    [m]
    DC
    RRI
    2750.0
    [m]
    DC
    RRI
    2770.0
    [m]
    DC
    RRI
    2790.0
    [m]
    DC
    RRI
    2810.0
    [m]
    DC
    RRI
    2830.0
    [m]
    DC
    RRI
    2850.0
    [m]
    DC
    RRI
    2870.0
    [m]
    DC
    RRI
    2890.0
    [m]
    DC
    RRI
    2910.0
    [m]
    DC
    RRI
    2930.0
    [m]
    DC
    RRI
    2950.0
    [m]
    DC
    RRI
    2970.0
    [m]
    DC
    RRI
    2990.0
    [m]
    DC
    RRI
    3010.0
    [m]
    DC
    RRI
    3030.0
    [m]
    DC
    RRI
    3070.0
    [m]
    DC
    RRI
    3090.0
    [m]
    DC
    RRI
    3110.0
    [m]
    DC
    RRI
    3130.0
    [m]
    DC
    RRI
    3150.0
    [m]
    DC
    RRI
    3170.0
    [m]
    DC
    RRI
    3190.0
    [m]
    DC
    RRI
    3210.0
    [m]
    DC
    RRI
    3230.0
    [m]
    DC
    RRI
    3250.0
    [m]
    DC
    RRI
    3271.0
    [m]
    DC
    RRI
    3289.0
    [m]
    DC
    RRI
    3310.0
    [m]
    DC
    RRI
    3321.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3332.5
    [m]
    SWC
    STATO
    3350.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3373.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3391.0
    [m]
    DC
    RRI
    3421.0
    [m]
    DC
    STATO
    3440.0
    [m]
    DC
    RRI
    3460.0
    [m]
    DC
    RRI
    3480.0
    [m]
    DC
    RRI
    3500.0
    [m]
    DC
    RRI
    3520.0
    [m]
    DC
    RRI
    3540.0
    [m]
    DC
    RRI
    3560.0
    [m]
    DC
    RRI
    3580.0
    [m]
    DC
    RRI
    3600.0
    [m]
    DC
    RRI
    3620.0
    [m]
    DC
    RRI
    3640.0
    [m]
    DC
    RRI
    3660.0
    [m]
    DC
    RRI
    3700.0
    [m]
    DC
    RRI
    3720.0
    [m]
    DC
    RRI
    3740.0
    [m]
    DC
    RRI
    3760.0
    [m]
    DC
    RRI
    3807.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3837.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3860.0
    [m]
    DC
    RRI
    3880.0
    [m]
    DC
    RRI
    3896.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3909.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3960.0
    [m]
    DC
    RRI
    4000.0
    [m]
    DC
    RRI
    4020.0
    [m]
    DC
    RRI
    4040.0
    [m]
    DC
    RRI
    4060.0
    [m]
    DC
    RRI
    4130.0
    [m]
    SWC
    STATO
    4137.5
    [m]
    SWC
    STATO
    4171.0
    [m]
    SWC
    STATO
    4185.0
    [m]
    SWC
    STATO
    4193.0
    [m]
    SWC
    STATO
    4198.0
    [m]
    SWC
    STATO
    4207.5
    [m]
    SWC
    STATO
    4370.0
    [m]
    DC
    RRI
    4374.0
    [m]
    SWC
    STATO
    4377.0
    [m]
    SWC
    STATO
    4378.0
    [m]
    DC
    RRI
    4388.0
    [m]
    DC
    RRI
    4412.0
    [m]
    DC
    RRI
    4416.5
    [m]
    C
    RRI
    4419.3
    [m]
    C
    RRI
    4426.8
    [m]
    C
    RRI
    4432.0
    [m]
    C
    RRI
    4433.3
    [m]
    C
    RRI
    4443.0
    [m]
    SWC
    STATO
    4451.0
    [m]
    DC
    RRI
    4454.0
    [m]
    SWC
    STATO
    4459.0
    [m]
    SWC
    STATO
    4461.0
    [m]
    SWC
    STATO
    4462.2
    [m]
    C
    RRI
    4466.8
    [m]
    C
    RRI
    4469.1
    [m]
    C
    RRI
    4472.7
    [m]
    C
    RRI
    4478.7
    [m]
    C
    RRI
    4484.9
    [m]
    C
    RRI
    4491.8
    [m]
    C
    RRI
    4497.3
    [m]
    C
    RRI
    4500.2
    [m]
    C
    RRI
    4503.3
    [m]
    C
    RRI
    4506.7
    [m]
    C
    RRI
    4508.7
    [m]
    C
    RRI
    4511.9
    [m]
    C
    RRI
    4525.0
    [m]
    SWC
    STATO
    4535.0
    [m]
    SWC
    STATO
    4537.0
    [m]
    SWC
    STATO
    4545.0
    [m]
    SWC
    STATO
    4559.6
    [m]
    SWC
    STATO
    4573.0
    [m]
    SWC
    STATO
    4583.0
    [m]
    SWC
    STATO
    4589.5
    [m]
    SWC
    STATO
    4596.0
    [m]
    SWC
    STATO
    4598.9
    [m]
    C
    RRI
    4607.3
    [m]
    C
    RRI
    4627.2
    [m]
    C
    RRI
    4638.6
    [m]
    C
    RRI
    4643.1
    [m]
    C
    RRI
    4646.7
    [m]
    C
    RRI
    4650.0
    [m]
    C
    RRI
    4654.3
    [m]
    C
    RRI
    4660.5
    [m]
    SWC
    STATO
    4664.0
    [m]
    SWC
    STATO
    4668.0
    [m]
    SWC
    STATO
    4671.6
    [m]
    C
    RRI
    4678.0
    [m]
    C
    RRI
    4681.6
    [m]
    C
    RRI
    4684.0
    [m]
    C
    RRI
    4690.9
    [m]
    C
    RRI
    4691.9
    [m]
    C
    RRI
    4696.1
    [m]
    C
    RRI
    4696.8
    [m]
    C
    RRI
    4699.6
    [m]
    C
    RRI
    4701.6
    [m]
    C
    RRI
    4708.1
    [m]
    C
    RRI
    4708.7
    [m]
    C
    RRI
    4712.7
    [m]
    C
    RRI
    4716.4
    [m]
    C
    RRI
    4719.8
    [m]
    C
    RRI
    4723.4
    [m]
    C
    RRI
    4728.0
    [m]
    C
    RRI
    4729.0
    [m]
    C
    RRI
    4731.4
    [m]
    C
    RRI
    4734.6
    [m]
    C
    RRI
    4737.1
    [m]
    C
    RRI
    4737.5
    [m]
    C
    RRI
    4741.8
    [m]
    C
    RRI
    4744.4
    [m]
    C
    RRI
    4748.7
    [m]
    C
    RRI
    4752.1
    [m]
    C
    RRI
    4755.8
    [m]
    C
    RRI
    4758.2
    [m]
    C
    RRI
    4759.7
    [m]
    C
    RRI
    4763.4
    [m]
    C
    RRI
    4766.6
    [m]
    C
    RRI
    4768.5
    [m]
    C
    RRI
    4772.8
    [m]
    C
    RRI
    4776.6
    [m]
    C
    RRI
    4780.1
    [m]
    C
    RRI
    4783.0
    [m]
    C
    RRI
    4810.0
    [m]
    C
    RRI
    4812.4
    [m]
    C
    RRI
    4815.0
    [m]
    C
    RRI
    4819.6
    [m]
    C
    RRI
    4823.3
    [m]
    C
    RRI
    4830.8
    [m]
    C
    RRI
    4837.6
    [m]
    C
    RRI
    4841.3
    [m]
    C
    RRI
    4845.2
    [m]
    C
    RRI
    4855.0
    [m]
    SWC
    STATO
    4861.3
    [m]
    SWC
    STATO
    4864.0
    [m]
    SWC
    STATO
    4884.0
    [m]
    SWC
    STATO
    4889.5
    [m]
    SWC
    STATO
    4895.3
    [m]
    SWC
    STATO
    4904.0
    [m]
    SWC
    STATO
    4910.0
    [m]
    DC
    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
    DST5
    0.00
    0.00
    OIL
    29.08.1993 - 18:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.63

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.86
    pdf
    1.59
    pdf
    0.95

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    54.33

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    4846
    4876
    17.5
    2.0
    4805
    4834
    22.2
    3.0
    4742
    4751
    17.5
    4.0
    4730
    4712
    0.0
    5.0
    4477
    4510
    43.6
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    163
    3.0
    164
    4.0
    5.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    840
    444000
    0.815
    0.832
    749
    2.0
    900
    249000
    0.850
    0.830
    390
    3.0
    567
    138000
    0.825
    0.794
    292
    4.0
    5.0
    17
    33000
    0.807
    0.781
    1379

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    1200
    2229
    CBL VDL GR
    3205
    4892
    COREGUN
    3321
    4904
    DIFL AC CHT GR
    2229
    4914
    DIP GR
    2235
    2460
    DIP GR
    4365
    4914
    DLL MLL SP GR
    4365
    4914
    FMT CHT GR
    3334
    3845
    FMT GR
    4390
    4886
    MWD
    387
    4910
    VSP
    1880
    4903
    ZDL CN SL
    2229
    4914

  • 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
    378.0
    36
    378.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    790.0
    26
    790.0
    1.52
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2228.0
    17 1/2
    2230.0
    1.89
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    4363.0
    12 1/4
    4365.0
    1.87
    LOT
    LINER
    7
    4910.0
    8 1/2
    4910.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    606
    1.03
    WATER BASED
    808
    1.03
    12.0
    WATER BASED
    1050
    1.25
    15.0
    WATER BASED
    1491
    1.25
    19.0
    WATER BASED
    1640
    1.25
    20.0
    WATER BASED
    1982
    1.39
    21.0
    WATER BASED
    2210
    1.50
    24.0
    WATER BASED
    2242
    1.52
    25.0
    WATER BASED
    2323
    1.70
    28.0
    WATER BASED
    2357
    1.70
    31.0
    WATER BASED
    2415
    1.70
    28.0
    WATER BASED
    2729
    1.70
    25.0
    WATER BASED
    2884
    1.70
    27.0
    WATER BASED
    2965
    1.70
    28.0
    WATER BASED
    3057
    1.70
    30.0
    WATER BASED
    3077
    1.70
    30.0
    WATER BASED
    3146
    1.70
    29.0
    WATER BASED
    3222
    1.70
    32.0
    WATER BASED
    3227
    1.70
    32.0
    WATER BASED
    3252
    1.70
    31.0
    WATER BASED
    3311
    1.70
    32.0
    WATER BASED
    3356
    1.70
    31.0
    WATER BASED
    3357
    1.70
    30.0
    WATER BASED
    3405
    1.70
    27.0
    WATER BASED
    3409
    1.70
    25.0
    WATER BASED
    3434
    1.70
    25.0
    WATER BASED
    3492
    1.70
    36.0
    WATER BASED
    3535
    1.70
    35.0
    WATER BASED
    3578
    1.70
    35.0
    WATER BASED
    3640
    1.70
    34.0
    WATER BASED
    3699
    1.70
    35.0
    WATER BASED
    3763
    1.70
    28.0
    WATER BASED
    3826
    1.75
    28.0
    WATER BASED
    3885
    1.75
    32.0
    WATER BASED
    3927
    1.75
    30.0
    WATER BASED
    3995
    1.75
    30.0
    WATER BASED
    4000
    1.75
    30.0
    WATER BASED
    4064
    1.75
    29.0
    WATER BASED
    4130
    1.75
    30.0
    WATER BASED
    4195
    1.75
    30.0
    WATER BASED
    4258
    1.75
    36.0
    WATER BASED
    4314
    1.75
    34.0
    WATER BASED
    4363
    1.20
    23.0
    DUMMY
    4363
    1.20
    14.0
    WATER BASED
    4375
    1.75
    36.0
    WATER BASED
    4378
    1.75
    31.0
    WATER BASED
    4415
    1.20
    20.0
    WATER BASED
    4438
    1.20
    16.0
    WATER BASED
    4462
    1.20
    14.0
    WATER BASED
    4477
    1.23
    28.0
    WATER BASED
    4490
    1.20
    17.0
    WATER BASED
    4516
    1.20
    17.0
    WATER BASED
    4598
    1.20
    15.0
    WATER BASED
    4635
    1.20
    17.0
    WATER BASED
    4669
    1.20
    19.0
    WATER BASED
    4703
    1.20
    21.0
    WATER BASED
    4741
    1.20
    19.0
    WATER BASED
    4742
    1.12
    24.0
    WATER BASED
    4765
    1.20
    24.0
    DUMMY
    4805
    1.20
    16.0
    DUMMY
    4805
    1.12
    24.0
    WATER BASED
    4805
    1.12
    WATER BASED
    4814
    1.20
    50.0
    DUMMY
    4846
    1.14
    WATER BASED
    4850
    1.20
    23.0
    DUMMY
    4910
    1.14
    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
    0.29