Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
28.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6507/2-2

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.
    6507/2-2
    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.
    6507/2-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH 9010 - 102 & SP 565
    Utvinningstillatelse
    Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).
    Boreoperatør
    Navn på rettighetshaver som på vegne av den aktive utvinningstillatelsen (ved brønnhodeposisjon) starter boreoperasjonen. Dette tilsvarer vanligvis operatørselskapet for den aktuelle utvinningstillatelsen.
    Norsk Hydro Produksjon AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    702-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    148
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    21.10.1991
    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.
    16.03.1992
    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.
    16.03.1994
    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.
    19.12.2007
    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.
    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.
    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.
    LATE CRETACEOUS
    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.
    LANGE FM
    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.
    384.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3958.0
    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).
    3953.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    10
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    141
    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° 55' 1.69'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 30' 54.56'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7311658.69
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    432391.00
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1840

  • Brønnhistorie
    General
    The Dønna Terrace forms a large down faulted block on the western margin of the Trøndelag Platform, situated between the Nordland Ridge and the Vøring Basin. The structure to be tested by 6507/2-2 is situated on the western edge of the Dønna Terrace. This structure was earlier tested by well 6507/2-1, which however left a considerable untested column up-dip from the well position. The main target of the well was the Jurassic reservoirs of Garn, Ile, and Tilje Formation. The secondary objectives were to test the prospectivity of the Cretaceous sands in the Lysing and Lange Formations or at least to obtain stratigraphic information from these formations.
    Operations and results
    Wildcat well 6507/2-2 was spudded with the semi-submersible installation Polar Pioneer on 21 October 1991 and drilled to TD at 3958 m in Early Jurassic sediments of the Åre Formation. The well had 37% downtime due mainly to repeated occurrences of stuck drill pipe. Drilling went relatively smooth down to setting of the 9 5/8" casing shoe at 2760 m. After having cut two cores in the 8 1/2" section the well was shut in due to an influx at 3336 m. The well was killed with increased mud weight, but the pipe was found to be stuck. The pipe could not be freed and was cut at 3175 m. The well was then plugged back and sidetracked from 2989 m and drilled to 3326 m with minor problems. A 7" liner was run and set with shoe at 3324 m and the 6" section was then drilled to 3737 where parts of the bit sub was lost in the hole. This led to 20 days lost while attempting to recover the fish and sidetrack past the fish. Eventually the fish was partly recovered and drilling commenced to TD. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 685 m and with a KCl/polymer mud from 685 m to TD.
    Oil shows were recorded on sandstone laminae in the interval 2208 ? 2750 m in the Shetland Group. The Cretaceous Lysing Formation was encountered at 2817.5 m, and the Lange Formation at 2831 m. A total of 23 m net sand was interpreted in the Cretaceous interval. Both Lysing and Lange Formation proved to be gas filled and the reservoirs were tested and exhibited fair to good production rates. Top Jurassic was encountered at 3380 m with a 292.5 m thick Melke Formation. Top Garn Formation came in at 3672.5 m. A total of 65.8 m net sand with an average porosity of 14.8% was penetrated in the Early and Middle Jurassic. The Jurassic sands were water filled, but weak to moderate shows were recorded on all cores from the Jurassic.
    Six cores were cut in the well. The two first were cut in the first hole from 2822 m to 2849.4 m in the Lysing and top Lange Formation and from 3278 m to 3296 m in the hydrocarbon-bearing Intra-Lange Formation sandstone. Cores 3 to 6 were cut in the sidetrack. Core 3 was cut over a second Intra-Lange sand from 3330 m to 3339.4 m; core 4 was cut from 3685 m to 3700 m in the Middle Jurassic Fangst Group, while core 5 and 6 were cut at 3770 m to 3778.5 m and at 3921 m to 3930 in sandstones of the Early Jurassic Båt Group. RFT fluid samples were taken at 3270.5 m (water and filtrate), 3280 m, 2825 m (water/filtrate and gas), and 3331.6 m (water/filtrate and gas).
    The well was permanently abandoned on 16 March 1992 as a gas condensate discovery.
    Testing
    Two DST tests were performed in the Cretaceous.
    DST 1A from the interval 3285.4 m to 3294.4 m in an intra- Lange Formation sandstone flowed 676000 Sm3 gas and 107 Sm3 oil/condensate per day through a 25.4mm choke. The GOR was 4950 Sm3/Sm3, the condensate density was 0.796 g/cm3, the gas gravity (air =1) was 0.63, and the gas contained 0.65 % CO2 and 0.2 ppm H2S. The bottom hole temperature recorded in the test was 118.4 deg C.
    DST 2 from 2820 m to 2831 m in the Lysing Formation flowed 865000 Sm3 gas and 80 Sm3 oil/condensate per day through a 25.5 mm choke. The GOR was 10800 Sm3/Sm3, the condensate density was 0.787 g/cm3, the gas gravity (air =1) was 0.645, and the gas contained 0.7 % CO2 and 0.1 ppm H2S. The bottom hole temperature recorded in the test was 99.1 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    690.00
    3957.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2822.0
    2849.5
    [m ]
    2
    3273.0
    3295.8
    [m ]
    3
    3330.0
    3339.3
    [m ]
    4
    3685.4
    3700.4
    [m ]
    5
    3770.0
    3778.5
    [m ]
    6
    3921.0
    3929.3
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    91.4
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2822-2827m
    Kjerne bilde med dybde: 2827-2832m
    Kjerne bilde med dybde: 2832-2837m
    Kjerne bilde med dybde: 2837-2842m
    Kjerne bilde med dybde: 2842-2847m
    2822-2827m
    2827-2832m
    2832-2837m
    2837-2842m
    2842-2847m
    Kjerne bilde med dybde: 2847-2849m
    Kjerne bilde med dybde: 3273-3278m
    Kjerne bilde med dybde: 3278-3283m
    Kjerne bilde med dybde: 3283-3288m
    Kjerne bilde med dybde: 3288-3293m
    2847-2849m
    3273-3278m
    3278-3283m
    3283-3288m
    3288-3293m
    Kjerne bilde med dybde: 3293-3295m
    Kjerne bilde med dybde: 3330-3335m
    Kjerne bilde med dybde: 3335-3339m
    Kjerne bilde med dybde: 3685-3690m
    Kjerne bilde med dybde: 3690-3695m
    3293-3295m
    3330-3335m
    3335-3339m
    3685-3690m
    3690-3695m
    Kjerne bilde med dybde: 3695-3700m
    Kjerne bilde med dybde: 3700-3701m
    Kjerne bilde med dybde: 3770-3775m
    Kjerne bilde med dybde: 3775-3778m
    Kjerne bilde med dybde: 3921-3926m
    3695-3700m
    3700-3701m
    3770-3775m
    3775-3778m
    3921-3926m
    Kjerne bilde med dybde: 3926-3929m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3926-3929m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1456.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1530.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1560.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1590.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1600.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1620.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1650.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1670.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1680.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1700.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1710.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1740.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1760.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1770.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1780.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1790.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1800.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1810.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1820.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1830.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1851.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1855.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1860.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1890.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1899.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1920.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1930.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1940.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1980.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1982.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1992.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2010.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2040.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2070.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2070.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2100.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2130.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2140.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2160.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2190.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2208.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2220.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2235.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2260.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2280.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2290.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2320.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2345.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2350.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2380.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2424.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2440.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2470.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2555.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2615.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2675.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2700.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2725.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2750.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2765.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2775.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2795.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2800.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2810.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2818.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2820.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2822.2
    [m]
    C
    OD
    2822.6
    [m]
    C
    STRAT
    2822.7
    [m]
    DC
    STRAT
    2823.1
    [m]
    C
    OD
    2823.1
    [m]
    C
    STRAT
    2823.6
    [m]
    C
    STRAT
    2824.6
    [m]
    C
    STRAT
    2827.0
    [m]
    C
    STRAT
    2827.3
    [m]
    C
    STRAT
    2828.5
    [m]
    C
    STRAT
    2828.8
    [m]
    C
    OD
    2829.2
    [m]
    C
    STRAT
    2831.4
    [m]
    C
    STRAT
    2832.0
    [m]
    C
    STRAT
    2832.5
    [m]
    C
    STRAT
    2832.9
    [m]
    C
    STRAT
    2833.0
    [m]
    C
    STRAT
    2833.1
    [m]
    C
    STRAT
    2833.3
    [m]
    C
    OD
    2834.8
    [m]
    C
    STRAT
    2836.8
    [m]
    C
    OD
    2836.9
    [m]
    C
    STRAT
    2839.0
    [m]
    C
    STRAT
    2840.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2840.4
    [m]
    C
    STRAT
    2841.8
    [m]
    C
    STRAT
    2844.0
    [m]
    C
    STRAT
    2845.1
    [m]
    C
    STRAT
    2849.0
    [m]
    C
    STRAT
    2849.4
    [m]
    C
    STRAT
    2860.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2870.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2880.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2890.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2900.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2901.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2910.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2920.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2930.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2950.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2960.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2970.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2980.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3000.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3020.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3025.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3030.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3040.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3050.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3060.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3070.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3075.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3080.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3110.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3122.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3130.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3140.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3150.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3160.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3163.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3170.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3173.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3180.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3190.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3194.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3210.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3225.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3240.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3251.0
    [m]
    SWC
    HYDR0
    3255.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3260.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3265.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3270.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3270.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3273.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3274.0
    [m]
    C
    STRAT
    3275.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3275.0
    [m]
    C
    STRAT
    3277.0
    [m]
    C
    STRAT
    3279.0
    [m]
    C
    STRAT
    3286.9
    [m]
    C
    STRAT
    3287.0
    [m]
    C
    STRAT
    3288.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3294.3
    [m]
    C
    STRAT
    3294.7
    [m]
    C
    STRAT
    3295.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3295.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3300.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3305.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3307.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3310.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3320.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3325.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3326.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3327.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3329.9
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3330.1
    [m]
    C
    STRAT
    3335.0
    [m]
    C
    STRAT
    3335.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3338.6
    [m]
    C
    STRAT
    3345.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3350.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3355.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3360.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3365.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3367.3
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3370.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3373.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3375.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3380.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3383.2
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3385.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3395.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3400.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3405.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3410.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3415.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3420.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3425.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3430.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3435.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3440.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3445.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3450.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3455.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3460.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3465.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3470.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3475.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3480.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3485.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3490.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3495.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3500.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3508.4
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3510.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3517.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3530.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3540.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3545.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3550.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3555.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3560.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3570.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3580.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3590.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3600.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3610.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3612.2
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3620.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3630.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3640.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3650.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3660.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3665.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3670.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3680.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3685.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3685.7
    [m]
    C
    STRAT
    3700.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3700.4
    [m]
    C
    STRAT
    3705.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3710.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3715.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3720.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3725.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3730.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3735.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3737.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3740.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3743.2
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3745.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3750.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3760.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3770.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3772.8
    [m]
    C
    STRAT
    3774.8
    [m]
    C
    STRAT
    3778.4
    [m]
    C
    STRAT
    3780.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3784.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3784.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3785.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3790.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3795.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3800.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3810.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3820.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3830.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3842.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3851.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3852.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3862.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3872.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3882.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3892.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3902.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3912.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3920.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3922.0
    [m]
    C
    STRAT
    3923.6
    [m]
    C
    STRAT
    3925.0
    [m]
    C
    STRAT
    3928.5
    [m]
    C
    STRAT
    3929.0
    [m]
    C
    STRAT
    3929.4
    [m]
    C
    STRAT
    3932.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3940.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3950.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3957.0
    [m]
    DC
    STRAT

  • 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
    TEST1A
    3294.00
    3285.00
    CONDENSATE
    16.02.1992 - 23:00
    YES
    DST
    TEST2
    2831.00
    2820.00
    02.03.1992 - 03:57
    YES
    DST
    0.00
    0.00
    WATER
    17.02.1992 - 00:31
    YES
    DST
    0.00
    0.00
    WATER
    02.03.1992 - 02:15
    YES
    DST
    0.00
    0.00
    CONDENSATE
    16.02.1992 - 23:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.51
    pdf
    1.50
    pdf
    0.67
    pdf
    0.33
    pdf
    2.28
    pdf
    1.35

  • 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
    0.89
    pdf
    0.22

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    20.03

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3285
    3294
    25.4
    2.0
    2820
    2831
    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
    107
    676000
    0.790
    0.630
    6317
    2.0
    80
    865000
    0.780
    0.640
    1081

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR CCC
    1900
    2597
    CST
    1940
    2097
    CST
    2115
    2591
    CST
    2610
    3249
    DLL MSFL GR SP
    2100
    2602
    ISF BHC MSFL GR SP
    474
    3250
    LDT CNL GR
    1026
    3250
    MWD
    474
    3262
    RFT
    2205
    2574
    SHDT GR
    1026
    3250
    TEMP
    500
    2025
    TEMP
    998
    2551
    VSP
    474
    3250

  • 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
    491.0
    36
    491.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    18 5/8
    671.0
    24
    685.0
    1.48
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1399.0
    17 1/2
    1414.0
    1.72
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2761.0
    12 1/4
    2777.0
    2.02
    LOT
    INTERM.
    7
    3324.0
    8 1/2
    3958.0
    2.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    407
    1.00
    WATER BASED
    430
    1.61
    16.0
    WATER BASED
    491
    1.05
    18.0
    WATER BASED
    505
    1.05
    18.0
    WATER BASED
    685
    1.05
    18.0
    WATER BASED
    1051
    1.26
    17.0
    WATER BASED
    1238
    1.60
    12.0
    WATER BASED
    1259
    1.26
    13.0
    WATER BASED
    1414
    1.26
    14.0
    WATER BASED
    1600
    1.30
    14.0
    WATER BASED
    1959
    1.51
    20.0
    WATER BASED
    2100
    1.55
    18.0
    WATER BASED
    2355
    1.55
    25.0
    WATER BASED
    2449
    1.55
    24.0
    WATER BASED
    2517
    1.57
    25.0
    WATER BASED
    2568
    1.70
    13.0
    WATER BASED
    2568
    1.70
    15.0
    WATER BASED
    2727
    1.57
    23.0
    WATER BASED
    2775
    1.60
    28.0
    WATER BASED
    2777
    1.60
    28.0
    WATER BASED
    2783
    1.50
    22.0
    WATER BASED
    2821
    1.50
    19.0
    WATER BASED
    2843
    1.50
    20.0
    WATER BASED
    2863
    1.50
    20.0
    WATER BASED
    2900
    1.70
    22.0
    WATER BASED
    2924
    1.50
    19.0
    WATER BASED
    2987
    1.50
    19.0
    WATER BASED
    2989
    1.70
    23.0
    WATER BASED
    3013
    1.50
    17.0
    WATER BASED
    3045
    1.50
    17.0
    WATER BASED
    3084
    1.70
    25.0
    WATER BASED
    3112
    1.70
    26.0
    WATER BASED
    3154
    1.70
    24.0
    WATER BASED
    3156
    1.50
    15.0
    WATER BASED
    3161
    1.70
    24.0
    WATER BASED
    3175
    1.70
    22.0
    WATER BASED
    3188
    1.70
    25.0
    WATER BASED
    3212
    1.86
    26.0
    WATER BASED
    3257
    1.70
    28.0
    WATER BASED
    3265
    1.50
    16.0
    WATER BASED
    3274
    1.86
    27.0
    WATER BASED
    3283
    1.62
    13.0
    WATER BASED
    3296
    1.50
    16.0
    WATER BASED
    3307
    1.86
    27.0
    WATER BASED
    3326
    1.70
    24.0
    WATER BASED
    3330
    1.75
    20.0
    WATER BASED
    3336
    1.70
    25.0
    WATER BASED
    3448
    1.75
    20.0
    WATER BASED
    3570
    1.75
    23.0
    WATER BASED
    3626
    1.86
    31.0
    WATER BASED
    3638
    1.75
    24.0
    WATER BASED
    3670
    1.86
    28.0
    WATER BASED
    3678
    1.75
    23.0
    WATER BASED
    3684
    1.86
    30.0
    WATER BASED
    3685
    1.86
    27.0
    WATER BASED
    3696
    1.86
    27.0
    WATER BASED
    3700
    1.86
    28.0
    WATER BASED
    3702
    1.86
    29.0
    WATER BASED
    3705
    1.86
    31.0
    WATER BASED
    3710
    1.86
    31.0
    WATER BASED
    3712
    1.86
    29.0
    WATER BASED
    3721
    1.86
    30.0
    WATER BASED
    3736
    1.86
    31.0
    WATER BASED
    3737
    1.86
    27.0
    WATER BASED
    3739
    1.86
    32.0
    WATER BASED
    3741
    1.86
    30.0
    WATER BASED
    3751
    1.86
    30.0
    WATER BASED
    3770
    1.86
    31.0
    WATER BASED
    3796
    1.86
    31.0
    WATER BASED
    3910
    1.86
    31.0
    WATER BASED
    3958
    1.86
    28.0
    WATER BASED
    3958
    1.86
    33.0
    WATER BASED

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    2824.25
    [m ]
    2825.00
    [m ]
    2826.25
    [m ]
    2828.05
    [m ]
    2831.25
    [m ]
    3281.00
    [m ]
    3282.50
    [m ]
    3284.00
    [m ]
    3286.50
    [m ]
    3287.75
    [m ]
    3291.75
    [m ]
    3335.50
    [m ]
    3337.25
    [m ]
    3337.50
    [m ]
    3687.50
    [m ]
    3690.00
    [m ]
    3691.65
    [m ]
    3692.45
    [m ]
    3694.22
    [m ]
    3695.50
    [m ]
    3698.50
    [m ]
    3698.75
    [m ]
    3771.25
    [m ]
    3777.00
    [m ]
    3275.25
    [m ]
    3281.01
    [m ]
    3285.50
    [m ]
    3286.75
    [m ]
    3293.00
    [m ]
    3295.00
    [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
    0.28