Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

7120/6-1

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.
    7120/6-1
    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.
    BARENTS 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.
    7120/6-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NPD 2056 - 82 SP. 855
    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.
    450-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    90
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    02.02.1985
    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.
    02.05.1985
    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.
    02.05.1987
    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.
    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.
    EARLY 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).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    314.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2820.0
    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).
    2820.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    3.8
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    104
    Eldste penetrerte alder
    Alder (iflg. Geologic Time Scale 2004 by F. M. Gradstein, et al. (2004)) til den eldste formasjonen det er blitt boret gjennom. Kan avvike fra alder ved TD for eksempel i avviksbrønner. Eksempler for lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EARLY PERMIAN, EARLY TRIASSIC, EOCENE.
    LATE TRIASSIC
    Eldste penetrerte formasjon
    Navn på den eldste litostratigrafiske enheten som brønnbanen har penetrert. Vises bare på brønner som er frigitt. I de fleste brønnbaner er dette formasjonen eller gruppen påtruffet i bunnen av brønnbanen. Kan avvike fra formasjonen eller gruppen ved TD for eksempel i brønnbaner som er boret med høy avvik eller gjennom forkastninger. Eksempler på lovlige verdier: AMUNDSEN FM, BALDER FM, BASEMENT, BLODØKS FM, BRYNE FM, BURTON FM, COOK FM, DRAKE FM, DRAUPNE FM, EKOFISK FM, SHETLAND GP.
    TUBÅEN FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    71° 37' 11.76'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    20° 55' 59.72'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7946756.85
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    497650.92
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    34
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    456

  • Brønnhistorie
    General
    Wildcat well 7120/6 1 was drilled in the middle eastern part of the block, on a structure comprising an east-west horst block extending into blocks 7121/4 and 7121/5 to the east, and with a central east west oriented fault at Middle Jurassic level. The primary objective of the well was to test Middle Jurassic sand sequences in the Stø Formation. A further objective was to evaluate geologic trends in stratigraphy, structure and reservoir development in a northerly direction in the Hammerfest Basin. The well was prognosed to be drilled into rocks of Triassic age
    Operations and results
    The well was spudded with the semi submersible installation Treasure Scout 2 February 1985 and drilled to TD at 2820 m in Late Triassic rocks (Tubåen Formation). No significant problems occurred during drilling. It was drilled and tested in 90 days with only 4.4 days down time. Of these 3.2 days were wait-on-weather (WOW). The well was drilled with spud mud down to 815 m and with KCl/polymer mud from 815 m to TD.
    The well encountered hydrocarbon bearing Jurassic sands of the Stø Formation from 2385.5 m to 2469.5 m. The interval from 2385.5 to 2427 m was gas bearing and from 2427 to 2443 m oil bearing. In the interval 2559 - 2800 m (Tubåen Formation), thin gas bearing sandstone stringers were encountered. This interval spanned the Jurassic-Triassic boundary, and in the lower intervals below 2660 m net pay was associated with thin interbedded coals. Weak oil shows were observed in claystones in the Cretaceous below 2176 m. Good oil shows in sandstones were recorded throughout the hydrocarbon bearing zone and down to 2500 m. Below this level oil shows were in general associated either with mud stones or with coal seams and fragments.
    Geochemical studies indicated that the Tertiary and Cretaceous sediments were immature. Above 2300 m there were alternating poor source rocks for oil and gas and very good oil-prone source rocks. The top Jurassic interval from 2300 m to 2335 m there was rich oil potential source rocks, whilst below 2335 m there was rich potential for oil or for oil and gas. All indications are that there has been significant oil generation below 2320 m. Mature, good source rocks for gas with oil were present in the Tubåen Formation. Organic geochemical analyses also detected strong shows of a relatively waxy, medium gravity crude within the Stø and Nordmela Formation sandstones over the interval 2420 m to 2540 m. Geochemical fingerprinting indicated this oil to be compatible with the source facies present within the Tubåen Formation and the base of the Nordmela Formation.
    A total of 12 consecutive cores were taken from 2371 m, above the main objective to a depth of 2565 m in the Tubåen Formation. A total of 63 pre-tests in three RFT runs were taken, of which 23 were either too tight or experienced seal failure. Three segregated samples were taken at 2430 m (32 °API oil, gas, and filtrate), 2427.3 m (gas and filtrate), and 2399.5 m (gas, filtrate and a small amount of 50 °API condensate). A total of 107 sidewall cores were recovered from 904 m down to 2811.5 m. Sidewall cores taken in the interval 2040 - 2368 m were taken especially to be used in a Jurassic Shale Geochemical study.
    The well was permanently abandoned as an oil and gas appraisal on 2 May 1985.
    Testing
    Four Drill Stem Tests (DST's) were carried out in the Stø Formation, one water, one oil, and two gas tests.
    DST 1 perforated the interval: 2459 m to 2465 m and flowed 447 Sm3 water/day through an 80/64" choke.
    DST 2 perforated the interval 2432,05 m to 2436,05 m and flowed 1526 Sm3 oil and 178400 Sm3 gas per day through an 80/64" choke. Oil gravity was 31.9 °AP and gas gravity was 0.705 (air = 1). GOR was 117 Sm3/Sm3.
    DST 3 perforated the interval: 2418,35 m to 2424,35 m and gave no flow.
    DST 4 perforated the interval 2386,4 m to 2401,4 m and flowed 1262930 Sm3 gas and 162 Sm3 condensate per day through a 1" choke. Condensate gravity was 57 °API and gas gravity was 0.695 (air = 1). GOR was 7780 Sm3/Sm3.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    410.00
    2820.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2371.0
    2373.5
    [m ]
    2
    2373.6
    2377.0
    [m ]
    3
    2381.0
    2398.0
    [m ]
    4
    2398.0
    2417.6
    [m ]
    5
    2418.5
    2440.0
    [m ]
    6
    2443.5
    2470.0
    [m ]
    7
    2470.5
    2476.0
    [m ]
    8
    2476.5
    2492.0
    [m ]
    9
    2492.5
    2503.0
    [m ]
    10
    2505.0
    2530.5
    [m ]
    11
    2530.5
    2549.0
    [m ]
    12
    2549.0
    2565.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    182.1
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2371-2373m
    Kjerne bilde med dybde: 2373-2377m
    Kjerne bilde med dybde: 2381-2386m
    Kjerne bilde med dybde: 2386-2391m
    Kjerne bilde med dybde: 2391-2396m
    2371-2373m
    2373-2377m
    2381-2386m
    2386-2391m
    2391-2396m
    Kjerne bilde med dybde: 2396-2398m
    Kjerne bilde med dybde: 2398-2403m
    Kjerne bilde med dybde: 2403-2408m
    Kjerne bilde med dybde: 2408-2413m
    Kjerne bilde med dybde: 2413-2417m
    2396-2398m
    2398-2403m
    2403-2408m
    2408-2413m
    2413-2417m
    Kjerne bilde med dybde: 2418-2423m
    Kjerne bilde med dybde: 2423-2428m
    Kjerne bilde med dybde: 2428-2433m
    Kjerne bilde med dybde: 2433-2438m
    Kjerne bilde med dybde: 2438-2440m
    2418-2423m
    2423-2428m
    2428-2433m
    2433-2438m
    2438-2440m
    Kjerne bilde med dybde: 2443-2448m
    Kjerne bilde med dybde: 2448-2453m
    Kjerne bilde med dybde: 2453-2458m
    Kjerne bilde med dybde: 2458-2463m
    Kjerne bilde med dybde: 2463-2468m
    2443-2448m
    2448-2453m
    2453-2458m
    2458-2463m
    2463-2468m
    Kjerne bilde med dybde: 2468-2470m
    Kjerne bilde med dybde: 2470-2475m
    Kjerne bilde med dybde: 2475-2476m
    Kjerne bilde med dybde: 2476-2481m
    Kjerne bilde med dybde: 2481-2486m
    2468-2470m
    2470-2475m
    2475-2476m
    2476-2481m
    2481-2486m
    Kjerne bilde med dybde: 2486-2491m
    Kjerne bilde med dybde: 2491-2492m
    Kjerne bilde med dybde: 2492-2497m
    Kjerne bilde med dybde: 2497-2502m
    Kjerne bilde med dybde: 2502-2503m
    2486-2491m
    2491-2492m
    2492-2497m
    2497-2502m
    2502-2503m
    Kjerne bilde med dybde: 2505-2510m
    Kjerne bilde med dybde: 2510-2515m
    Kjerne bilde med dybde: 2515-2520m
    Kjerne bilde med dybde: 2520-2525m
    Kjerne bilde med dybde: 2525-2530m
    2505-2510m
    2510-2515m
    2515-2520m
    2520-2525m
    2525-2530m
    Kjerne bilde med dybde: 2530-2531m
    Kjerne bilde med dybde: 2530-2535m
    Kjerne bilde med dybde: 2535-2540m
    Kjerne bilde med dybde: 2540-2545m
    Kjerne bilde med dybde: 2545-2549m
    2530-2531m
    2530-2535m
    2535-2540m
    2540-2545m
    2545-2549m
    Kjerne bilde med dybde: 2549-2554m
    Kjerne bilde med dybde: 2554-2559m
    Kjerne bilde med dybde: 2559-2564m
    Kjerne bilde med dybde: 2564-2565m
    Kjerne bilde med dybde:  
    2549-2554m
    2554-2559m
    2559-2564m
    2564-2565m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    904.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    1010.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1055.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1073.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    1078.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    1107.5
    [m]
    SWC
    STRAT
    1118.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    1123.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    1145.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1160.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1171.1
    [m]
    SWC
    STRAT
    1190.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1205.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1220.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1235.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1256.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    1265.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1280.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1295.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1310.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1325.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1343.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    1355.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1370.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1380.1
    [m]
    SWC
    STRAT
    1385.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1400.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1415.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1430.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1445.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1460.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1490.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1505.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1520.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1535.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1555.1
    [m]
    SWC
    STRAT
    1565.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1580.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1604.8
    [m]
    SWC
    STRAT
    1610.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1625.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1640.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1655.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1670.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1685.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1700.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1718.8
    [m]
    SWC
    STRAT
    1730.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1745.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1775.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1791.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    1805.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1820.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1837.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    1840.1
    [m]
    SWC
    STRAT
    1844.8
    [m]
    SWC
    STRAT
    1848.9
    [m]
    SWC
    STRAT
    1854.9
    [m]
    SWC
    STRAT
    1868.9
    [m]
    SWC
    STRAT
    1891.7
    [m]
    SWC
    STRAT
    1910.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1920.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    1940.1
    [m]
    SWC
    STRAT
    1955.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1980.1
    [m]
    SWC
    STRAT
    2005.9
    [m]
    SWC
    STRAT
    2015.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2040.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2063.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2080.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2090.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2105.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2120.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2135.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2136.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2150.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2160.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2165.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2173.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2177.5
    [m]
    SWC
    STRAT
    2180.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2196.5
    [m]
    SWC
    STRAT
    2203.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2220.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2225.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2230.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2240.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2250.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2255.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2260.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2268.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2280.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2285.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2290.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2300.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2310.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2315.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2320.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2330.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2340.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2345.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2350.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2355.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2360.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2370.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2371.4
    [m]
    C
    STRAT
    2371.9
    [m]
    C
    STRAT
    2372.5
    [m]
    C
    STRAT
    2373.0
    [m]
    C
    STRAT
    2373.5
    [m]
    C
    STRAT
    2373.7
    [m]
    C
    STRAT
    2374.3
    [m]
    C
    STRAT
    2375.3
    [m]
    C
    STRAT
    2375.7
    [m]
    C
    STRAT
    2376.3
    [m]
    C
    STRAT
    2380.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2381.3
    [m]
    C
    STRAT
    2384.0
    [m]
    C
    ICHRON
    2388.2
    [m]
    C
    ICHRON
    2391.4
    [m]
    C
    STRAT
    2400.6
    [m]
    C
    STRAT
    2406.7
    [m]
    C
    ICHRON
    2410.9
    [m]
    C
    STRAT
    2418.9
    [m]
    C
    ICHRON
    2420.5
    [m]
    C
    STRAT
    2423.4
    [m]
    C
    ICHRON
    2449.9
    [m]
    C
    STRAT
    2470.5
    [m]
    C
    STRAT
    2475.1
    [m]
    C
    ICHRON
    2480.8
    [m]
    C
    STRAT
    2482.4
    [m]
    C
    ICHRON
    2490.9
    [m]
    C
    STRAT
    2494.5
    [m]
    C
    ICHRON
    2502.0
    [m]
    C
    STRAT
    2511.0
    [m]
    C
    STRAT
    2512.0
    [m]
    C
    ICHRON
    2520.6
    [m]
    C
    STRAT
    2530.5
    [m]
    C
    STRAT
    2530.5
    [m]
    C
    ICHRON
    2540.6
    [m]
    C
    STRAT
    2550.2
    [m]
    C
    STRAT
    2560.8
    [m]
    C
    ICHRON
    2570.0
    [m]
    C
    STRAT
    2580.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2600.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2605.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2614.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2630.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2637.5
    [m]
    SWC
    STRAT
    2640.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2660.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2670.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2678.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2690.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2700.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2713.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2714.5
    [m]
    SWC
    STRAT
    2717.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2723.5
    [m]
    SWC
    STRAT
    2733.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2737.5
    [m]
    SWC
    STRAT
    2753.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2759.5
    [m]
    SWC
    STRAT
    2765.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2779.5
    [m]
    SWC
    STRAT
    2799.0
    [m]
    SWC
    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
    DST2
    2432.05
    2436.05
    OIL
    13.04.1985 - 00:00
    YES
    DST
    DST4
    2386.00
    2401.00
    CONDENSATE
    25.04.1985 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.47

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    3.61
    pdf
    5.05

  • 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
    0.29
    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
    15.85

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2459
    2465
    20.6
    2.0
    2432
    2436
    31.7
    3.0
    2418
    2424
    0.0
    4.0
    2386
    2401
    25.4
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    4.000
    26.000
    2.0
    6.700
    3.0
    4.0
    14.000
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    2.0
    1526
    178542
    0.866
    0.705
    117
    3.0
    4.0
    162
    1260360
    0.752
    0.695
    7783

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CST
    904
    2006
    CST
    2040
    2355
    CST
    2340
    2811
    DLL MSFL
    2272
    2578
    DLL MSFL
    2674
    2807
    HDT GR
    805
    2032
    ISF LSS GR SP
    399
    2581
    ISF LSS GR SP
    2580
    2810
    LDT CNL GR
    805
    2811
    NGT
    2081
    2727
    NGT
    2282
    2582
    NGT
    2674
    2811
    RFT
    2386
    2562
    RFT
    2455
    2797
    SHDT GR
    2029
    2727
    SHDT GR
    2674
    2811
    VELOCITY
    400
    2800

  • 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
    399.0
    36
    404.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    804.0
    26
    815.0
    1.74
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2031.0
    17 1/2
    2046.0
    1.73
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2820.0
    12 1/4
    2820.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    387
    1.25
    WATER BASED
    04.02.1985
    404
    1.25
    WATER BASED
    04.02.1985
    404
    1.05
    WATER BASED
    06.02.1985
    404
    1.05
    WATER BASED
    06.02.1985
    670
    1.08
    10.0
    20.0
    WATER BASED
    07.02.1985
    815
    1.09
    10.0
    22.0
    WATER BASED
    10.02.1985
    815
    1.11
    11.0
    22.0
    WATER BASED
    10.02.1985
    815
    1.09
    WATER BASED
    12.02.1985
    815
    1.10
    14.0
    9.0
    WATER BASED
    13.02.1985
    815
    1.10
    13.0
    9.0
    WATER BASED
    14.02.1985
    815
    1.11
    14.0
    10.0
    WATER BASED
    18.02.1985
    815
    1.11
    11.0
    22.0
    WATER BASED
    10.02.1985
    815
    1.09
    10.0
    22.0
    WATER BASED
    10.02.1985
    815
    1.09
    WATER BASED
    12.02.1985
    815
    1.10
    14.0
    9.0
    WATER BASED
    13.02.1985
    815
    1.10
    13.0
    9.0
    WATER BASED
    14.02.1985
    815
    1.11
    14.0
    10.0
    WATER BASED
    18.02.1985
    815
    1.09
    10.0
    22.0
    WATER BASED
    10.02.1985
    824
    1.10
    9.0
    10.0
    WATER BASED
    18.02.1985
    1174
    1.13
    15.0
    12.0
    WATER BASED
    18.02.1985
    1355
    1.16
    15.0
    12.0
    WATER BASED
    18.02.1985
    1564
    1.18
    15.0
    12.0
    WATER BASED
    19.02.1985
    1653
    1.20
    20.0
    16.0
    WATER BASED
    21.02.1985
    1805
    1.20
    18.0
    15.0
    WATER BASED
    25.02.1985
    1892
    1.22
    19.0
    16.0
    WATER BASED
    25.02.1985
    1993
    1.22
    20.0
    14.0
    WATER BASED
    25.02.1985
    2046
    1.22
    19.0
    14.0
    WATER BASED
    26.02.1985
    2046
    1.22
    19.0
    14.0
    WATER BASED
    27.02.1985
    2046
    1.22
    20.0
    9.0
    WATER BASED
    01.03.1985
    2046
    1.22
    19.0
    14.0
    WATER BASED
    27.02.1985
    2046
    1.22
    20.0
    9.0
    WATER BASED
    01.03.1985
    2147
    1.22
    20.0
    12.0
    WATER BASED
    03.03.1985
    2249
    1.22
    21.0
    13.0
    WATER BASED
    03.03.1985
    2371
    1.22
    18.0
    12.0
    WATER BASED
    03.03.1985
    2373
    1.22
    18.0
    12.0
    WATER BASED
    04.03.1985
    2383
    1.22
    15.0
    10.0
    WATER BASED
    05.03.1985
    2398
    1.22
    16.0
    8.0
    WATER BASED
    08.03.1985
    2418
    1.22
    16.0
    10.0
    WATER BASED
    08.03.1985
    2440
    1.22
    18.0
    14.0
    WATER BASED
    10.03.1985
    2443
    1.23
    19.0
    12.0
    WATER BASED
    10.03.1985
    2476
    1.23
    18.0
    12.0
    WATER BASED
    10.03.1985
    2503
    1.22
    17.0
    12.0
    WATER BASED
    11.03.1985
    2530
    1.22
    19.0
    12.0
    WATER BASED
    12.03.1985
    2549
    1.22
    19.0
    12.0
    WATER BASED
    13.03.1985
    2565
    1.22
    17.0
    13.0
    WATER BASED
    14.03.1985
    2584
    1.22
    19.0
    12.0
    WATER BASED
    18.03.1985
    2584
    1.22
    15.0
    11.0
    WATER BASED
    18.03.1985
    2584
    1.22
    15.0
    11.0
    WATER BASED
    18.03.1985
    2604
    1.22
    18.0
    11.0
    WATER BASED
    18.03.1985
    2640
    1.22
    16.0
    10.0
    WATER BASED
    19.03.1985
    2694
    1.22
    17.0
    10.0
    WATER BASED
    19.03.1985
    2732
    1.22
    15.0
    10.0
    WATER BASED
    20.03.1985
    2742
    1.22
    16.0
    11.0
    WATER BASED
    21.03.1985
    2759
    1.22
    16.0
    10.0
    WATER BASED
    29.03.1985
    2759
    1.22
    14.0
    9.0
    WATER BASED
    29.03.1985
    2759
    1.22
    12.0
    7.0
    WATER BASED
    03.04.1985
    2759
    1.22
    15.0
    7.0
    WATER BASED
    03.04.1985
    2759
    1.22
    20.0
    5.0
    WATER BASED
    03.04.1985
    2759
    1.22
    18.0
    7.0
    WATER BASED
    03.04.1985
    2759
    1.22
    13.0
    7.0
    WATER BASED
    09.04.1985
    2759
    1.20
    12.0
    6.0
    WATER BASED
    09.04.1985
    2759
    1.22
    15.0
    9.0
    WATER BASED
    09.04.1985
    2759
    1.22
    19.0
    11.0
    WATER BASED
    15.04.1985
    2759
    1.22
    18.0
    11.0
    WATER BASED
    15.04.1985
    2759
    1.22
    17.0
    10.0
    WATER BASED
    17.04.1985
    2759
    1.22
    17.0
    13.0
    WATER BASED
    18.04.1985
    2759
    1.22
    16.0
    12.0
    WATER BASED
    19.04.1985
    2759
    1.22
    16.0
    10.0
    WATER BASED
    29.03.1985
    2759
    1.22
    14.0
    9.0
    WATER BASED
    29.03.1985
    2759
    1.22
    12.0
    7.0
    WATER BASED
    03.04.1985
    2759
    1.22
    15.0
    7.0
    WATER BASED
    03.04.1985
    2759
    1.22
    20.0
    5.0
    WATER BASED
    03.04.1985
    2759
    1.22
    18.0
    7.0
    WATER BASED
    03.04.1985
    2759
    1.20
    12.0
    6.0
    WATER BASED
    09.04.1985
    2759
    1.22
    15.0
    9.0
    WATER BASED
    09.04.1985
    2759
    1.22
    19.0
    11.0
    WATER BASED
    15.04.1985
    2759
    1.22
    18.0
    11.0
    WATER BASED
    15.04.1985
    2759
    1.22
    17.0
    10.0
    WATER BASED
    17.04.1985
    2759
    1.22
    16.0
    12.0
    WATER BASED
    19.04.1985
    2759
    1.22
    WATER BASED
    27.03.1985
    2759
    1.22
    13.0
    7.0
    WATER BASED
    09.04.1985
    2759
    1.22
    19.0
    12.0
    WATER BASED
    16.04.1985
    2759
    1.22
    17.0
    13.0
    WATER BASED
    18.04.1985
    2759
    1.22
    19.0
    12.0
    WATER BASED
    16.04.1985
    2812
    1.22
    19.0
    16.0
    WATER BASED
    24.03.1985
    2820
    1.22
    16.0
    10.0
    WATER BASED
    25.03.1985
    2820
    1.22
    15.0
    7.0
    WATER BASED
    23.04.1985
    2820
    1.22
    14.0
    8.0
    WATER BASED
    23.04.1985
    2820
    1.22
    16.0
    19.0
    WATER BASED
    23.04.1985
    2820
    1.22
    15.0
    10.0
    WATER BASED
    23.04.1985
    2820
    1.22
    18.0
    12.0
    WATER BASED
    26.04.1985
    2820
    1.22
    17.0
    12.0
    WATER BASED
    26.04.1985
    2820
    1.22
    17.0
    12.0
    WATER BASED
    29.04.1985
    2820
    1.22
    17.0
    10.0
    WATER BASED
    29.04.1985
    2820
    1.22
    15.0
    7.0
    WATER BASED
    23.04.1985
    2820
    1.22
    14.0
    8.0
    WATER BASED
    23.04.1985
    2820
    1.22
    16.0
    19.0
    WATER BASED
    23.04.1985
    2820
    1.22
    15.0
    10.0
    WATER BASED
    23.04.1985
    2820
    1.22
    14.0
    10.0
    WATER BASED
    25.04.1985
    2820
    1.22
    18.0
    12.0
    WATER BASED
    26.04.1985
    2820
    1.22
    17.0
    10.0
    WATER BASED
    29.04.1985
    2820
    1.22
    WATER BASED
    30.04.1985
    2820
    1.22
    17.0
    12.0
    WATER BASED
    26.04.1985
    2820
    1.22
    17.0
    12.0
    WATER BASED
    29.04.1985
    2820
    1.22
    14.0
    10.0
    WATER BASED
    25.04.1985
    2820
    1.22
    WATER BASED
    30.04.1985

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    2389.65
    [m ]
    2398.65
    [m ]
    2401.70
    [m ]
    2406.75
    [m ]
    2420.00
    [m ]
    2428.75
    [m ]
    2444.35
    [m ]
    2451.00
    [m ]
    2471.35
    [m ]
    2485.63
    [m ]
    2492.66
    [m ]
    2495.30
    [m ]
    2546.40
    [m ]
    2562.66
    [m ]
    2388.65
    [m ]
    2395.35
    [m ]
    2398.40
    [m ]
    2401.65
    [m ]
    2403.35
    [m ]
    2429.65
    [m ]
    2431.65
    [m ]
    2444.35
    [m ]
    2447.65
    [m ]
    2450.65
    [m ]
    2453.65
    [m ]
    2457.00
    [m ]
    2460.35
    [m ]
    2462.65
    [m ]
    2465.35
    [m ]
    2470.35
    [m ]
    2472.65
    [m ]
    2474.35
    [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