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

7119/12-3

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.
    7119/12-3
    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.
    BARENTS SEA
    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.
    7119/12-3
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    738 - 232 SP 676
    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.
    376-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    116
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    20.05.1983
    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.
    12.09.1983
    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.
    12.09.1985
    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.
    11.02.2005
    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.
    GAS/CONDENSATE
    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.
    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.
    STØ 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.
    211.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3314.0
    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).
    3308.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    7
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    136
    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.
    NORDMELA FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    71° 14' 20.18'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    19° 44' 37.92'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7904727.31
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    454909.86
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    34
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    17

  • Brønnhistorie
    General
    The primary objective of wildcat 7119/12-3 was to test possible hydrocarbon accumulations in sandstones of Middle to Lower Jurassic age. Gas and condensate were discovered in the sandstone sequences. Planned TD was 3765 m.
    Operations and results
    Exploration well 7119/12-3 was spudded with the semi-submersible installation Dyvi Delta on 20 may 1982 and drilled to TD at 3314 m in the Early Jurassic Nordmela Formation. A total of 121 days was spent on this well including testing and a 9.5 days seamen's strike. The time estimate was 106 days. No major problems occurred due to drilling. The well was drilled using spud mud down to 303 m, with gel/seawater from 303 m to 716 m, with gypsum/polymer from 716 m to 1618 m, and with gel/lignosulphonate from 1618 m to TD.
    Hydrocarbon accumulations were discovered in sandstone sequences between 3144 - 3285 m in the Stø Formation. From log evaluation the interval contained 118 m net sand. The gas/water contact at 3285 m is based on the log evaluation. Due to very tight and hard formation only two RFT pressure points were obtained out of 16 attempts (seal failures). Organic geochemical analyses found only poor source rock potential in the well. Shales in the Late Jurassic Hekkingen Formation from 3026 m to 3107 m had high TOC levels in the range 3% to 9%. However, with Hydrogen Indexes only in the range 30 - 40 mg HC/g TOC in non-caved, high-TOC samples, these shales are gas prone, and can not produce any significant quantities of liquid hydrocarbons. The well is immature down to ca 2300 m and reaches oil window maturity at ca 3000 m. Three cores were cut in the sandstones of the Middle to Early Jurassic Stø Formation. The two first were cut in the interval 3145 m to 3154.85 m with 100 % recovery. The third was cut from 3250 m to 3267 m with 97 % recovery. One RFT segregated sample was taken at 3187 m. The 2 3/4 -gallon chamber was bled off on the rig. It had an opening pressure of 38.9 bar and contained 0.226 m3 of gas and 9.5 1 of mud filtrate with a condensate film on the top of the filtrate. The 1-gallon chamber was drained onshore and had an opening pressure of 54 bar at 17°C. It contained 22.2 1 of gas and 3.525 1 mud filtrate.
    The well was permanently abandoned on 12 September 1983 as a gas/condensate discovery.
    Testing
    One DST was performed. The interval from 3185 m to 3195 m in the Stø Formation was perforated and production tested. The test flowed 956 900 Sm3 /day of gas with 15.2 Sm3 /day of condensate through a 64/64" choke. The gas contained 12.4 % CO2. The permeability of the tested zone was estimated to 17.42 mD with an average porosity of 5.3 % and an average water saturation of 28.9 %. After the DST three runs with cased hole RFT was performed. The result from these was bad due to tight formation or sealing failures.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    310.00
    3315.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3145.0
    3148.3
    [m ]
    2
    3148.3
    3154.9
    [m ]
    3
    3250.0
    3266.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    26.4
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3145-3148m
    Kjerne bilde med dybde: 3148-3154m
    Kjerne bilde med dybde: 3256-3262m
    Kjerne bilde med dybde: 3250-3256m
    Kjerne bilde med dybde: 3262-3266m
    3145-3148m
    3148-3154m
    3256-3262m
    3250-3256m
    3262-3266m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    310.0
    [m]
    DC
    RRI
    330.0
    [m]
    DC
    RRI
    350.0
    [m]
    DC
    RRI
    370.0
    [m]
    DC
    RRI
    390.0
    [m]
    DC
    RRI
    410.0
    [m]
    DC
    RRI
    430.0
    [m]
    DC
    RRI
    450.0
    [m]
    DC
    RRI
    470.0
    [m]
    DC
    RRI
    490.0
    [m]
    DC
    RRI
    510.0
    [m]
    DC
    RRI
    530.0
    [m]
    DC
    RRI
    550.0
    [m]
    DC
    RRI
    570.0
    [m]
    DC
    RRI
    590.0
    [m]
    DC
    RRI
    610.0
    [m]
    DC
    RRI
    630.0
    [m]
    DC
    RRI
    650.0
    [m]
    DC
    RRI
    670.0
    [m]
    DC
    RRI
    690.0
    [m]
    DC
    RRI
    710.0
    [m]
    DC
    RRI
    730.0
    [m]
    DC
    RRI
    750.0
    [m]
    SWC
    RRI
    770.0
    [m]
    DC
    RRI
    790.0
    [m]
    DC
    RRI
    810.0
    [m]
    DC
    RRI
    817.0
    [m]
    SWC
    RRI
    830.0
    [m]
    DC
    RRI
    850.0
    [m]
    DC
    RRI
    870.0
    [m]
    DC
    RRI
    890.0
    [m]
    SWC
    RRI
    915.0
    [m]
    SWC
    RRI
    930.0
    [m]
    DC
    RRI
    945.0
    [m]
    SWC
    RRI
    960.0
    [m]
    DC
    RRI
    975.0
    [m]
    DC
    RRI
    990.0
    [m]
    DC
    RRI
    1005.0
    [m]
    DC
    RRI
    1016.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1030.0
    [m]
    DC
    RRI
    1045.0
    [m]
    DC
    RRI
    1060.0
    [m]
    DC
    RRI
    1070.0
    [m]
    DC
    RRI
    1086.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1100.0
    [m]
    DC
    RRI
    1130.0
    [m]
    DC
    RRI
    1145.0
    [m]
    DC
    RRI
    1180.0
    [m]
    DC
    RRI
    1195.0
    [m]
    DC
    RRI
    1205.0
    [m]
    DC
    RRI
    1212.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1225.0
    [m]
    DC
    RRI
    1240.0
    [m]
    DC
    RRI
    1255.0
    [m]
    DC
    RRI
    1270.0
    [m]
    DC
    RRI
    1285.0
    [m]
    DC
    RRI
    1295.0
    [m]
    DC
    RRI
    1309.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1325.0
    [m]
    DC
    RRI
    1340.0
    [m]
    DC
    RRI
    1355.0
    [m]
    DC
    RRI
    1363.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1380.0
    [m]
    DC
    RRI
    1395.0
    [m]
    DC
    RRI
    1410.0
    [m]
    DC
    RRI
    1425.0
    [m]
    DC
    RRI
    1441.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1455.0
    [m]
    DC
    RRI
    1470.0
    [m]
    DC
    RRI
    1495.0
    [m]
    DC
    RRI
    1495.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1510.0
    [m]
    DC
    RRI
    1525.0
    [m]
    DC
    RRI
    1540.0
    [m]
    DC
    RRI
    1555.0
    [m]
    DC
    RRI
    1575.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1595.0
    [m]
    DC
    RRI
    1600.0
    [m]
    DC
    RRI
    1615.0
    [m]
    DC
    RRI
    1625.0
    [m]
    DC
    RRI
    1630.0
    [m]
    DC
    RRI
    1645.0
    [m]
    DC
    RRI
    1660.0
    [m]
    DC
    RRI
    1675.0
    [m]
    DC
    RRI
    1690.0
    [m]
    DC
    RRI
    1695.0
    [m]
    DC
    RRI
    1705.0
    [m]
    DC
    RRI
    1720.0
    [m]
    DC
    RRI
    1735.0
    [m]
    DC
    RRI
    1750.0
    [m]
    DC
    RRI
    1765.0
    [m]
    DC
    RRI
    1780.0
    [m]
    DC
    RRI
    1795.0
    [m]
    DC
    RRI
    1810.0
    [m]
    DC
    RRI
    1825.0
    [m]
    DC
    RRI
    1835.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1840.0
    [m]
    DC
    RRI
    1855.0
    [m]
    DC
    RRI
    1870.0
    [m]
    DC
    RRI
    1885.0
    [m]
    DC
    RRI
    1895.0
    [m]
    DC
    RRI
    1900.0
    [m]
    DC
    RRI
    1915.0
    [m]
    DC
    RRI
    1930.0
    [m]
    DC
    RRI
    1945.0
    [m]
    DC
    RRI
    1960.0
    [m]
    DC
    RRI
    1975.0
    [m]
    DC
    RRI
    1990.0
    [m]
    DC
    RRI
    1995.0
    [m]
    DC
    RRI
    2005.0
    [m]
    DC
    RRI
    2020.0
    [m]
    DC
    RRI
    2035.0
    [m]
    DC
    RRI
    2050.0
    [m]
    DC
    RRI
    2065.0
    [m]
    DC
    RRI
    2080.0
    [m]
    DC
    RRI
    2095.0
    [m]
    DC
    RRI
    2110.0
    [m]
    DC
    RRI
    2125.0
    [m]
    DC
    RRI
    2140.0
    [m]
    DC
    RRI
    2155.0
    [m]
    DC
    RRI
    2170.0
    [m]
    DC
    RRI
    2185.0
    [m]
    DC
    RRI
    2195.0
    [m]
    DC
    RRI
    2200.0
    [m]
    DC
    RRI
    2208.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2215.0
    [m]
    DC
    RRI
    2230.0
    [m]
    DC
    RRI
    2245.0
    [m]
    DC
    RRI
    2260.0
    [m]
    DC
    RRI
    2260.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2275.0
    [m]
    DC
    RRI
    2290.0
    [m]
    DC
    RRI
    2293.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2297.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2305.0
    [m]
    DC
    RRI
    2320.0
    [m]
    DC
    RRI
    2335.0
    [m]
    DC
    RRI
    2348.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2350.0
    [m]
    DC
    RRI
    2365.0
    [m]
    DC
    RRI
    2380.0
    [m]
    DC
    RRI
    2395.0
    [m]
    DC
    RRI
    2397.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2400.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2410.0
    [m]
    DC
    RRI
    2425.0
    [m]
    DC
    RRI
    2440.0
    [m]
    DC
    RRI
    2450.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2450.0
    [m]
    DC
    RRI
    2455.0
    [m]
    DC
    RRI
    2470.0
    [m]
    DC
    RRI
    2480.0
    [m]
    DC
    RRI
    2489.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2495.0
    [m]
    DC
    RRI
    2510.0
    [m]
    DC
    RRI
    2525.0
    [m]
    DC
    RRI
    2542.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2550.0
    [m]
    DC
    RRI
    2555.0
    [m]
    DC
    RRI
    2570.0
    [m]
    DC
    RRI
    2591.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2600.0
    [m]
    DC
    RRI
    2615.0
    [m]
    DC
    RRI
    2630.0
    [m]
    DC
    RRI
    2645.0
    [m]
    DC
    RRI
    2650.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2650.0
    [m]
    DC
    RRI
    2660.0
    [m]
    DC
    RRI
    2687.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2705.0
    [m]
    DC
    RRI
    2712.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2735.0
    [m]
    DC
    RRI
    2750.0
    [m]
    DC
    RRI
    2755.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2765.0
    [m]
    DC
    RRI
    2780.0
    [m]
    DC
    RRI
    2795.0
    [m]
    DC
    RRI
    2810.0
    [m]
    DC
    RRI
    2825.0
    [m]
    DC
    RRI
    2850.0
    [m]
    DC
    RRI
    2855.0
    [m]
    DC
    RRI
    2870.0
    [m]
    DC
    RRI
    2900.0
    [m]
    DC
    RRI
    2915.0
    [m]
    DC
    RRI
    2930.0
    [m]
    DC
    RRI
    2950.0
    [m]
    DC
    RRI
    2955.0
    [m]
    DC
    RRI
    2960.0
    [m]
    DC
    RRI
    2965.0
    [m]
    DC
    RRI
    2975.0
    [m]
    DC
    RRI
    2980.0
    [m]
    DC
    RRI
    3005.0
    [m]
    DC
    RRI
    3035.0
    [m]
    DC
    RRI
    3050.0
    [m]
    DC
    RRI
    3080.0
    [m]
    DC
    RRI
    3102.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3110.0
    [m]
    DC
    RRI
    3123.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3140.0
    [m]
    DC
    RRI
    3155.0
    [m]
    DC
    RRI
    3170.0
    [m]
    DC
    RRI
    3200.0
    [m]
    DC
    RRI
    3300.0
    [m]
    DC
    RRI
    3314.0
    [m]
    C
    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
    TEST1
    3185.00
    3195.00
    03.09.1983 - 13:15
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.52

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    2.69

  • 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
    0.17
    pdf
    0.31

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    15.64
    pdf
    1.50

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3185
    3195
    25.4
    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
    17
    957000
    0.797
    0.722

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL
    450
    1603
    CBL VDL
    1000
    3136
    CBL VDL
    2800
    3234
    CST
    700
    1618
    CST
    1629
    3118
    CST
    2293
    2790
    CST
    2815
    3135
    CST
    3165
    3307
    DLL GR
    3136
    3315
    DLL GR
    3136
    3315
    HDT
    1603
    3144
    ISF BHC GR SP CAL
    240
    1617
    ISF BHC MSFL GR SP CAL
    1603
    3315
    LDL CNL GR
    302
    709
    LDL CNL GR
    3136
    3315
    LDL GR
    700
    3142
    RFT
    3147
    3283
    SHDT
    3136
    3315
    VELOCITY
    840
    3314

  • 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
    302.0
    36
    303.5
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    700.0
    26
    716.0
    1.76
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1603.0
    17 1/2
    1618.0
    1.90
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3135.0
    12 1/4
    3140.0
    2.06
    LOT
    LINER
    7
    3314.0
    8 1/2
    3314.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    716
    1.25
    45.0
    36.0
    spud mud
    1510
    1.15
    50.0
    25.0
    water based
    1860
    1.35
    51.0
    13.0
    water based
    2372
    1.47
    52.0
    18.0
    water based
    2800
    1.65
    51.0
    15.0
    water based
    3005
    1.65
    56.0
    18.0
    water based
    3144
    1.72
    60.0
    14.0
    water based

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    3265.60
    [m ]
    3253.85
    [m ]
    3154.80
    [m ]
    3147.90
    [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
    0.18