Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
08.05.2024 - 01:33
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

31/6-6

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.
    31/6-6
    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.
    NORTH 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.
    31/6-6
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH 8007-129 SP. 156
    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.
    416-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    69
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    22.05.1984
    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.
    29.07.1984
    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.
    29.07.1986
    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.
    23.05.2006
    Opprinnelig formål
    Formålet med brønnbanen definert før borestart.Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS. Eksempler på lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner: OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION.
    APPRAISAL
    Gjenåpnet
    Status om brønnbanen er gjenåpnet (YES) eller ikke (NO). Når en teller antall brønnbaner på norsk sokkel, teller en bare de som ikke er gjenåpnet (NO).
    NO
    Innhold
    For letebrønnbaner, funn status.

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

    For utvinningsbrønnbaner, type produsert eller injisert fluid.
    Lovlige verdier: WATER, CUTTINGS, NOT AVAILABLE, OIL, GAS/CONDENSATE, OIL/GAS, CO2, GAS, WATER/GAS, NOT APPLICABLE.
    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.
    LATE 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.
    INTRA HEATHER FM SS
    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 JURASSIC
    2. nivå med hydrokarboner, formasjon
    Navn på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor hydrokarboner er blitt påvist. Vises bare på brønner som er frigitt.Eksempler på lovlige verdier: BASEMENT, COOK FM, EKOFISK FM, HEIMDAL FM, SANDNES FM, SOGNEFJORD FM, TARBERT FM, BRENT GP.
    SOGNEFJORD 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.
    313.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2293.0
    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).
    2291.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    67
    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.
    HEGRE GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 41' 57.08'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 56' 4.61'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6729804.22
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    551028.07
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    127

  • Brønnhistorie
    General
    Well 31/6-6 was drilled in the Troll East gas province. It was designed to test possible gas accumulations in the Late to Middle Jurassic sandstones and to test the quality of a reservoir siltstone in the Heather Formation.
    Operations and results
    Well 31/6-6 was spudded with the semi-submersible installation Deepsea Bergen on 22 May 1984 and drilled to TD 2293 m in the Late Triassic Hegre Group. No significant problem was encountered in the operations. The well was drilled with spud mud down to 716 m, with KCl/polymer mud from 716 m to 1771.5 m, and with pre-hydrated bentonite/CMC mud from 1771.5 m to TD.
    The well encountered gas from top Heather reservoir at 1516 m to a GWC at 1568.5 m, 7.5 m into the Sognefjord Formation. No oil shows were reported from the well. Nine conventional cores were cut in the interval 1525 m to 1771.5 m in the Middle to Late Jurassic. FMT samples were taken at 1571.8 m and 1576.5 m in the Sognefjord Formation. Both contained formation water and mud filtrate.
    The well was completed on 29 July 1984 as a gas appraisal.
    Testing
    Two drill stem tests were performed in the well. DST 1A tested 1562 m to 1567.5 m in the Sognefjord Formation sandstone. It produced maximum 779 x 10 Sm3 gas /day on a 64/64" choke. DST 2 from 1523 m to 1536 m in the Heather Formation siltstone showed a very low production rate, 10.7 x 10 Sm3/day. The reservoir temperature was 62.5 deg. C in DST 1A and 58 deg. C in DST 2.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    440.00
    2290.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1525.0
    1544.9
    [m ]
    2
    1552.0
    1575.9
    [m ]
    3
    1579.5
    1607.4
    [m ]
    4
    1607.0
    1633.5
    [m ]
    5
    1634.5
    1662.3
    [m ]
    6
    1662.3
    1689.4
    [m ]
    7
    1689.4
    1716.4
    [m ]
    8
    1716.4
    1744.6
    [m ]
    9
    1744.6
    1772.6
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    236.2
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1525-1530m
    Kjerne bilde med dybde: 1530-1535m
    Kjerne bilde med dybde: 1535-1540m
    Kjerne bilde med dybde: 1540-1544m
    Kjerne bilde med dybde: 1552-1557m
    1525-1530m
    1530-1535m
    1535-1540m
    1540-1544m
    1552-1557m
    Kjerne bilde med dybde: 1557-1562m
    Kjerne bilde med dybde: 1562-1567m
    Kjerne bilde med dybde: 1567-1572m
    Kjerne bilde med dybde: 1572-1575m
    Kjerne bilde med dybde: 1579-1584m
    1557-1562m
    1562-1567m
    1567-1572m
    1572-1575m
    1579-1584m
    Kjerne bilde med dybde: 1584-1589m
    Kjerne bilde med dybde: 1589-1594m
    Kjerne bilde med dybde: 1594-1599m
    Kjerne bilde med dybde: 1599-1604m
    Kjerne bilde med dybde: 1604-1607m
    1584-1589m
    1589-1594m
    1594-1599m
    1599-1604m
    1604-1607m
    Kjerne bilde med dybde: 1607-1612m
    Kjerne bilde med dybde: 1612-1617m
    Kjerne bilde med dybde: 1617-1622m
    Kjerne bilde med dybde: 1622-1627m
    Kjerne bilde med dybde: 1627-1632m
    1607-1612m
    1612-1617m
    1617-1622m
    1622-1627m
    1627-1632m
    Kjerne bilde med dybde: 1632-1633m
    Kjerne bilde med dybde: 1634-1639m
    Kjerne bilde med dybde: 1639-1644m
    Kjerne bilde med dybde: 1644-1649m
    Kjerne bilde med dybde: 1649-1654m
    1632-1633m
    1634-1639m
    1639-1644m
    1644-1649m
    1649-1654m
    Kjerne bilde med dybde: 1654-1659m
    Kjerne bilde med dybde: 1659-1662m
    Kjerne bilde med dybde: 1662-1667m
    Kjerne bilde med dybde: 1667-1672m
    Kjerne bilde med dybde: 1672-1677m
    1654-1659m
    1659-1662m
    1662-1667m
    1667-1672m
    1672-1677m
    Kjerne bilde med dybde: 1677-1682m
    Kjerne bilde med dybde: 1682-1687m
    Kjerne bilde med dybde: 1687-1689m
    Kjerne bilde med dybde: 1689-1694m
    Kjerne bilde med dybde: 1694-1699m
    1677-1682m
    1682-1687m
    1687-1689m
    1689-1694m
    1694-1699m
    Kjerne bilde med dybde: 1699-1704m
    Kjerne bilde med dybde: 1704-1709m
    Kjerne bilde med dybde: 1709-1714m
    Kjerne bilde med dybde: 1714-1716m
    Kjerne bilde med dybde: 1716-1721m
    1699-1704m
    1704-1709m
    1709-1714m
    1714-1716m
    1716-1721m
    Kjerne bilde med dybde: 1721-1726m
    Kjerne bilde med dybde: 1726-1731m
    Kjerne bilde med dybde: 1731-1736m
    Kjerne bilde med dybde: 1736-1741m
    Kjerne bilde med dybde: 1741-1744m
    1721-1726m
    1726-1731m
    1731-1736m
    1736-1741m
    1741-1744m
    Kjerne bilde med dybde: 1744-1749m
    Kjerne bilde med dybde: 1749-1754m
    Kjerne bilde med dybde: 1754-1759m
    Kjerne bilde med dybde: 1759-1764m
    Kjerne bilde med dybde: 1764-1769m
    1744-1749m
    1749-1754m
    1754-1759m
    1759-1764m
    1764-1769m
    Kjerne bilde med dybde: 1769-1772m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    1769-1772m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    837.0
    [m]
    SWC
    LAP
    1015.0
    [m]
    SWC
    LAP
    1242.0
    [m]
    SWC
    LAP
    1395.0
    [m]
    SWC
    LAP
    1410.0
    [m]
    SWC
    LAP
    1425.0
    [m]
    SWC
    LAP
    1447.0
    [m]
    SWC
    STAT
    1450.0
    [m]
    SWC
    LAP
    1455.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1460.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1471.0
    [m]
    SWC
    LAP
    1481.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1485.5
    [m]
    SWC
    STATO
    1495.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1498.5
    [m]
    SWC
    LAP
    1505.5
    [m]
    SWC
    STATO
    1510.0
    [m]
    SWC
    LAP
    1513.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1516.0
    [m]
    SWC
    STAT
    1522.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1525.1
    [m]
    C
    OD
    1526.5
    [m]
    C
    OD
    1529.5
    [m]
    C
    OD
    1532.8
    [m]
    C
    OD
    1536.0
    [m]
    C
    OD
    1537.7
    [m]
    C
    OD
    1544.0
    [m]
    C
    OD
    1547.0
    [m]
    SWC
    LAP
    1547.0
    [m]
    SWC
    STAT
    1552.0
    [m]
    C
    OD
    1552.1
    [m]
    C
    OD
    1555.6
    [m]
    C
    OD
    1556.5
    [m]
    C
    OD
    1558.5
    [m]
    C
    OD
    1560.5
    [m]
    C
    OD
    1561.7
    [m]
    C
    OD
    1562.2
    [m]
    C
    OD
    1562.5
    [m]
    C
    OD
    1562.9
    [m]
    C
    OD
    1563.5
    [m]
    C
    OD
    1564.0
    [m]
    C
    OD
    1566.1
    [m]
    C
    OD
    1567.5
    [m]
    C
    OD
    1571.1
    [m]
    C
    OD
    1572.8
    [m]
    C
    OD
    1575.9
    [m]
    C
    OD
    1577.0
    [m]
    SWC
    LAP
    1577.0
    [m]
    SWC
    STAT
    1579.5
    [m]
    C
    OD
    1580.0
    [m]
    C
    OD
    1582.6
    [m]
    C
    OD
    1583.1
    [m]
    C
    OD
    1585.0
    [m]
    C
    OD
    1585.6
    [m]
    C
    OD
    1589.6
    [m]
    C
    OD
    1591.2
    [m]
    C
    OD
    1595.6
    [m]
    C
    OD
    1596.1
    [m]
    C
    OD
    1596.5
    [m]
    C
    OD
    1602.5
    [m]
    C
    OD
    1604.5
    [m]
    C
    OD
    1605.5
    [m]
    C
    OD
    1607.0
    [m]
    C
    OD
    1607.5
    [m]
    C
    OD
    1612.4
    [m]
    C
    OD
    1613.2
    [m]
    C
    OD
    1613.3
    [m]
    C
    OD
    1615.5
    [m]
    C
    OD
    1618.3
    [m]
    C
    OD
    1620.1
    [m]
    C
    OD
    1621.7
    [m]
    C
    OD
    1624.0
    [m]
    C
    OD
    1624.5
    [m]
    C
    OD
    1624.6
    [m]
    C
    OD
    1627.0
    [m]
    C
    OD
    1631.4
    [m]
    C
    OD
    1636.0
    [m]
    C
    OD
    1636.5
    [m]
    C
    OD
    1643.6
    [m]
    C
    OD
    1644.5
    [m]
    C
    OD
    1647.1
    [m]
    C
    OD
    1650.5
    [m]
    C
    OD
    1654.5
    [m]
    C
    OD
    1654.6
    [m]
    C
    OD
    1655.0
    [m]
    C
    OD
    1658.8
    [m]
    C
    OD
    1658.9
    [m]
    C
    OD
    1662.9
    [m]
    C
    OD
    1669.3
    [m]
    C
    OD
    1669.5
    [m]
    C
    OD
    1672.6
    [m]
    C
    OD
    1672.8
    [m]
    C
    OD
    1675.4
    [m]
    C
    OD
    1680.2
    [m]
    C
    OD
    1684.5
    [m]
    C
    OD
    1687.8
    [m]
    C
    OD
    1694.9
    [m]
    C
    OD
    1698.0
    [m]
    C
    OD
    1706.4
    [m]
    C
    OD
    1707.6
    [m]
    C
    OD
    1711.0
    [m]
    C
    OD
    1713.8
    [m]
    C
    OD
    1718.4
    [m]
    C
    OD
    1725.4
    [m]
    C
    OD
    1727.4
    [m]
    C
    OD
    1734.4
    [m]
    C
    OD
    1735.4
    [m]
    C
    OD
    1738.0
    [m]
    C
    OD
    1741.4
    [m]
    C
    OD
    1745.8
    [m]
    C
    OD
    1753.7
    [m]
    C
    OD
    1754.0
    [m]
    C
    OD
    1762.9
    [m]
    C
    OD
    1763.6
    [m]
    C
    OD
    1767.8
    [m]
    C
    OD
    1768.6
    [m]
    C
    OD
    1775.0
    [m]
    SWC
    LAP
    1780.0
    [m]
    SWC
    STAT
    1795.0
    [m]
    SWC
    STAT
    1805.0
    [m]
    SWC
    STAT
    1810.0
    [m]
    SWC
    LAP
    1820.0
    [m]
    SWC
    STAT
    1835.0
    [m]
    SWC
    STAT
    1840.0
    [m]
    SWC
    LAP
    1850.0
    [m]
    SWC
    STAT
    1860.0
    [m]
    SWC
    STAT
    1870.0
    [m]
    SWC
    LAP
    1880.0
    [m]
    SWC
    STAT
    1890.0
    [m]
    SWC
    STAT
    1900.0
    [m]
    SWC
    STAT
    1900.0
    [m]
    SWC
    LAP
    1910.0
    [m]
    SWC
    STAT
    1925.0
    [m]
    SWC
    STAT
    1935.0
    [m]
    SWC
    LAP
    1995.0
    [m]
    SWC
    LAP
    2020.0
    [m]
    SWC
    LAP
    2035.0
    [m]
    SWC
    LAP
    2056.0
    [m]
    SWC
    LAP
    2111.8
    [m]
    SWC
    LAP
    2134.2
    [m]
    SWC
    LAP
    2184.0
    [m]
    SWC
    LAP
    2221.9
    [m]
    SWC
    LAP
    2241.0
    [m]
    SWC
    LAP

  • 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
    DST1A
    0.00
    0.00
    15.07.1984 - 00:00
    YES
    PROD
    TEST1A
    0.00
    0.00
    CONDENSATE
    15.07.1984 - 03:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.36

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    1.19
    pdf
    0.26
    pdf
    4.73

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.24
    pdf
    0.25

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    23.66
    pdf
    8.01
    pdf
    0.39
    pdf
    3.77
    pdf
    0.34
    pdf
    1.14
    pdf
    3.82
    pdf
    0.16
    pdf
    6.33
    pdf
    12.62
    pdf
    11.08
    pdf
    13.55
    pdf
    5.05
    pdf
    1.33
    pdf
    55.71

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    1563
    1567
    25.4
    2.0
    1520
    1533
    12.5
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    62
    2.0
    44.000
    11.000
    62
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    7790
    2.0
    107

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    ACBL VDL GR
    333
    1440
    ACBL VDL GR
    1100
    1750
    CDL CNL GR CAL
    1439
    2286
    CDL GR CAL
    695
    1455
    DIFL BHC AC GR SP CAL
    330
    2286
    DIPLOG
    1443
    2286
    DLL MLL GR
    1439
    1768
    FMT
    1523
    1601
    VELOCITY
    510
    2275

  • 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
    423.0
    36
    425.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    699.0
    26
    723.0
    1.53
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1443.0
    17 1/2
    1460.0
    1.55
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1755.0
    12 1/4
    1771.5
    1.49
    LOT
    OPEN HOLE
    2290.0
    8 1/2
    2290.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    336
    1.03
    120.0
    WATER BASED
    24.05.1984
    417
    1.03
    120.0
    WATER BASED
    24.05.1984
    425
    1.03
    120.0
    WATER BASED
    24.05.1984
    425
    1.03
    120.0
    WATER BASED
    25.05.1984
    430
    1.03
    46.0
    WATER BASED
    28.05.1984
    723
    1.06
    40.0
    WATER BASED
    28.05.1984
    726
    1.22
    39.0
    WATER BASED
    01.06.1984
    821
    1.22
    44.0
    WATER BASED
    01.06.1984
    1099
    1.23
    46.0
    WATER BASED
    04.06.1984
    1253
    1.23
    46.0
    WATER BASED
    04.06.1984
    1372
    1.23
    48.0
    19.0
    WATER BASED
    04.06.1984
    1460
    1.23
    50.0
    19.0
    WATER BASED
    05.06.1984
    1460
    1.23
    51.0
    18.0
    WATER BASED
    06.06.1984
    1460
    1.23
    54.0
    18.0
    WATER BASED
    07.06.1984
    1460
    1.23
    52.0
    19.0
    WATER BASED
    08.06.1984
    1460
    1.23
    50.0
    18.0
    WATER BASED
    12.06.1984
    1460
    1.23
    50.0
    19.0
    WATER BASED
    05.06.1984
    1460
    1.23
    51.0
    18.0
    WATER BASED
    06.06.1984
    1460
    1.23
    54.0
    18.0
    WATER BASED
    07.06.1984
    1460
    1.23
    52.0
    19.0
    WATER BASED
    08.06.1984
    1460
    1.23
    50.0
    18.0
    WATER BASED
    12.06.1984
    1525
    1.21
    49.0
    20.0
    WATER BASED
    12.06.1984
    1552
    1.21
    52.0
    17.0
    WATER BASED
    12.06.1984
    1586
    1.21
    51.0
    17.0
    WATER BASED
    12.06.1984
    1627
    1.21
    52.0
    16.0
    WATER BASED
    13.06.1984
    1666
    1.21
    49.0
    17.0
    WATER BASED
    14.06.1984
    1712
    1.21
    49.0
    17.0
    WATER BASED
    15.06.1984
    1746
    1.21
    49.0
    9.0
    WATER BASED
    18.06.1984
    1755
    1.10
    53.0
    7.0
    WATER BASED
    20.06.1984
    1772
    1.21
    49.0
    8.0
    WATER BASED
    18.06.1984
    1897
    1.10
    49.0
    8.0
    WATER BASED
    20.06.1984
    2105
    1.10
    50.0
    7.0
    WATER BASED
    22.06.1984
    2229
    1.10
    48.0
    13.0
    WATER BASED
    22.06.1984
    2290
    1.10
    43.0
    12.0
    WATER BASED
    25.06.1984
    2290
    1.10
    41.0
    11.0
    WATER BASED
    25.06.1984

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    0.00
    [m ]
    1637.00
    [m ]
    1568.00
    [m ]
    1517.50
    [m ]
    1513.80
    [m ]
    1505.60
    [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
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.22