Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
27.11.2024 - 01:27
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

3/7-4

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.
    3/7-4
    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.
    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.
    3/7-4
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    EL 8201 - 219 SP 220
    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.
    A/S Norske Shell
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    619-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    126
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    20.09.1989
    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.
    23.01.1990
    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.
    23.01.1992
    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.
    19.10.2006
    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.
    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.
    MIDDLE JURASSIC
    1. nivå med hydrokarboner, formasjon.
    Navn på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor hydrokarboner er blitt påvist. Vises bare på brønner som er frigitt. Eksempler på lovlige verdier: BASEMENT, COOK FM, EKOFISK FM, HEIMDAL FM, SANDNES FM, SOGNEFJORD FM, TARBERT FM, BRENT GP. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    SANDNES 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.
    MIDDLE 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.
    BRYNE FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    66.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3723.0
    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).
    3721.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    7.3
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    136
    Eldste penetrerte alder
    Alder (iflg. Geologic Time Scale 2004 by F. M. Gradstein, et al. (2004)) til den eldste formasjonen det er blitt boret gjennom. Kan avvike fra alder ved TD for eksempel i avviksbrønner. Eksempler for lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EARLY PERMIAN, EARLY TRIASSIC, EOCENE.
    LATE PERMIAN
    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.
    ZECHSTEIN GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    56° 24' 15.6'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    4° 14' 22.24'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6251910.40
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    576498.02
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1467

  • Brønnhistorie
    General
    Well 3/7-4 was designed to drill a prospect on the Lulita culmination. The Lulita prospect extends in to Danish waters, and forms part of an elongated, N-S trending, salt induced feature on the western margin of the Søgne Basin. The present structural features were developed during mid Cretaceous time, and closure at Late Cretaceous and Tertiary levels essentially reflects compaction and drape over the Jurassic high. The Jurassic Lulita closure is separated from the area tested by the 3/7-3 well by a faulted saddle, which also is well expressed at Tertiary and Cretaceous levels, providing a vertical closure of some 75 metres. The well had as primary objective to test the hydrocarbon potential of Middle Jurassic sandstones within a structural/stratigraphic trap, and as secondary objective to testing the potential in possible Late Jurassic and Early Cretaceous sandstones, within a structural trap. Additional objectives included testing of Late Cretaceous Chalk, found hydrocarbon bearing in the nearby Harald field, Paleocene/Eocene turbiditic sandstones, and the reservoir quality of the Triassic sequence. The well should drill some 150 m into rocks of Triassic age. Shallow gas could be encountered at 317 to 388 m, at 485, and at 515 m according to seismic anomalies.
    Operations and results
    Wildcat well 3/7-4 was spudded with the semi-submersible installation Hunter on 20 September 1989 and drilled to TD at 3723 m in the Permian Zechstein Group. At 3472.9 m the string was backed off, and a cement kick off plug was set. The hole was sidetracked from 3405 m. The well was drilled with seawater and hi-vis spud mud down to 622 m, with KCl polymer from 622 m to 3473 m, and with seawater/polymer from 3473 m to TD. No shallow gas was encountered.
    A 160 m hydrocarbon column from top Ula Formation and down to 3572 m in the Bryne Formation was found from well-logs, core shows, and RFT pressure gradients. Strong shows were recorded throughout the reservoir. Below the ODT shows died out, and were not seen below 3600 m. The RFT pressures indicated a light condensate-type fluid gradient of 0.39 bar/10m in the hydrocarbon-bearing zone. The secondary and additional objective levels were evaluated: A 29 m thick sequence of Maureen Formation sandstone was encountered in the Tertiary, no reservoir quality sands or chalk was found in the Late Jurassic and Cretaceous, and the Triassic was missing. Weak shows were recorded in the Maureen sandstone.
    Two segregated RFT fluid samples were obtained. The first (No. 1) from 3564.5 m contained gas, condensate and water, whilst the second (No. 2) from 3442.5 m contained gas and water only. A total of 123.5 m conventional core was recovered in eight cores in the interval 3416 m to 3574 in the Ula and Bryne Formations. Core no 1 was cut in the first hole, the remaining seven cores were cut in the sidetrack.
    The well was permanently abandoned on 23 January 1990 as a gas/condensate discovery.
    Testing
    Two DST tests were performed in this well. Test no 1A in the interval 3473 to 3537 m produced 665 Sm3/d liquid hydrocarbons of  0.804 g/cm3 and 884450 Sm3 gas through  a 19 mm choke. The Gas/Liquid ratio was 1330 Sm3/Sm3. Test no 1B in the interval 3440 to 3537 m produced 611 Sm3/d of 0.796 g/cm3 liquid and 838292 Sm3 gas through a 19 mm choke.  The GLR was 1372 Sm3/Sm3. The gas gravity (air = 1) was 0.72 in both tests. Temperature measurements during the tests gave a reservoir temperature of 131 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    630.00
    3721.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3416.0
    3436.0
    [m ]
    2
    3437.0
    3464.7
    [m ]
    3
    3464.4
    3487.9
    [m ]
    4
    3492.0
    3501.2
    [m ]
    5
    3504.0
    3514.0
    [m ]
    6
    3514.0
    3520.0
    [m ]
    7
    3526.0
    3553.4
    [m ]
    8
    3553.4
    3574.3
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    144.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3416-3421m
    Kjerne bilde med dybde: 3421-3426m
    Kjerne bilde med dybde: 3426-3431m
    Kjerne bilde med dybde: 3431-3434m
    Kjerne bilde med dybde: 3437-3442m
    3416-3421m
    3421-3426m
    3426-3431m
    3431-3434m
    3437-3442m
    Kjerne bilde med dybde: 3442-3447m
    Kjerne bilde med dybde: 3447-3452m
    Kjerne bilde med dybde: 3452-3457m
    Kjerne bilde med dybde: 3457-3462m
    Kjerne bilde med dybde: 3462-3465m
    3442-3447m
    3447-3452m
    3452-3457m
    3457-3462m
    3462-3465m
    Kjerne bilde med dybde: 3464-3469m
    Kjerne bilde med dybde: 3469-3474m
    Kjerne bilde med dybde: 3474-3479m
    Kjerne bilde med dybde: 3479-3484m
    Kjerne bilde med dybde: 3484-3487m
    3464-3469m
    3469-3474m
    3474-3479m
    3479-3484m
    3484-3487m
    Kjerne bilde med dybde: 3492-3497m
    Kjerne bilde med dybde: 3497-3501m
    Kjerne bilde med dybde: 3504-3509m
    Kjerne bilde med dybde: 3509-3514m
    Kjerne bilde med dybde: 3514-3519m
    3492-3497m
    3497-3501m
    3504-3509m
    3509-3514m
    3514-3519m
    Kjerne bilde med dybde: 3519-3524m
    Kjerne bilde med dybde: 3524-3525m
    Kjerne bilde med dybde: 3526-3531m
    Kjerne bilde med dybde: 3531-3536m
    Kjerne bilde med dybde: 3536-3541m
    3519-3524m
    3524-3525m
    3526-3531m
    3531-3536m
    3536-3541m
    Kjerne bilde med dybde: 3541-3546m
    Kjerne bilde med dybde: 3546-3551m
    Kjerne bilde med dybde: 3551-3553m
    Kjerne bilde med dybde: 3553-3558m
    Kjerne bilde med dybde: 3558-3563m
    3541-3546m
    3546-3551m
    3551-3553m
    3553-3558m
    3558-3563m
    Kjerne bilde med dybde: 3563-3568m
    Kjerne bilde med dybde: 3568-3573m
    Kjerne bilde med dybde: 3573-3574m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3563-3568m
    3568-3573m
    3573-3574m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1980.0
    [m]
    DC
    RRI
    1980.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2010.0
    [m]
    DC
    RRI
    2010.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2040.0
    [m]
    DC
    RRI
    2040.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2070.0
    [m]
    DC
    RRI
    2070.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2080.0
    [m]
    DC
    RRI
    2090.0
    [m]
    DC
    RRI
    2100.0
    [m]
    DC
    RRI
    2100.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2120.0
    [m]
    DC
    RRI
    2130.0
    [m]
    DC
    RRI
    2130.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2140.0
    [m]
    DC
    RRI
    2160.0
    [m]
    DC
    RRI
    2160.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2170.0
    [m]
    DC
    RRI
    2180.0
    [m]
    DC
    RRI
    2190.0
    [m]
    DC
    RRI
    2190.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2200.0
    [m]
    DC
    RRI
    2210.0
    [m]
    DC
    RRI
    2220.0
    [m]
    DC
    RRI
    2220.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2240.0
    [m]
    DC
    RRI
    2250.0
    [m]
    DC
    RRI
    2250.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2260.0
    [m]
    DC
    RRI
    2280.0
    [m]
    DC
    RRI
    2280.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2290.0
    [m]
    DC
    RRI
    2300.0
    [m]
    DC
    RRI
    2310.0
    [m]
    DC
    RRI
    2310.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2320.0
    [m]
    DC
    RRI
    2330.0
    [m]
    DC
    RRI
    2340.0
    [m]
    DC
    RRI
    2340.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2360.0
    [m]
    DC
    RRI
    2370.0
    [m]
    DC
    RRI
    2370.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2380.0
    [m]
    DC
    RRI
    2400.0
    [m]
    DC
    RRI
    2400.0
    [m]
    DC
    RRI
    2400.0
    [m]
    DC
    RRI
    2410.0
    [m]
    DC
    RRI
    2420.0
    [m]
    DC
    RRI
    2430.0
    [m]
    DC
    RRI
    2430.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2440.0
    [m]
    DC
    RRI
    2450.0
    [m]
    DC
    RRI
    2460.0
    [m]
    DC
    RRI
    2460.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2480.0
    [m]
    DC
    RRI
    2490.0
    [m]
    DC
    RRI
    2490.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2500.0
    [m]
    DC
    RRI
    2520.0
    [m]
    DC
    RRI
    2520.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2540.0
    [m]
    DC
    RRI
    2550.0
    [m]
    DC
    RRI
    2550.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2560.0
    [m]
    DC
    RRI
    2570.0
    [m]
    DC
    RRI
    2580.0
    [m]
    DC
    RRI
    2580.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2600.0
    [m]
    DC
    RRI
    2610.0
    [m]
    DC
    RRI
    2610.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2620.0
    [m]
    DC
    RRI
    2640.0
    [m]
    DC
    RRI
    2640.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2650.0
    [m]
    DC
    RRI
    2660.0
    [m]
    DC
    RRI
    2670.0
    [m]
    DC
    RRI
    2670.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2680.0
    [m]
    DC
    RRI
    2690.0
    [m]
    DC
    RRI
    2700.0
    [m]
    DC
    RRI
    2700.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2710.0
    [m]
    DC
    RRI
    2720.0
    [m]
    DC
    RRI
    2730.0
    [m]
    DC
    RRI
    2740.0
    [m]
    DC
    RRI
    2750.0
    [m]
    DC
    RRI
    2760.0
    [m]
    DC
    RRI
    2770.0
    [m]
    DC
    RRI
    2780.0
    [m]
    DC
    RRI
    2780.0
    [m]
    DC
    RRI
    2790.0
    [m]
    DC
    RRI
    2790.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2800.0
    [m]
    DC
    RRI
    2800.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2810.0
    [m]
    DC
    RRI
    2810.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2820.0
    [m]
    DC
    RRI
    2820.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2830.0
    [m]
    DC
    RRI
    2830.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2840.0
    [m]
    DC
    RRI
    2840.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2850.0
    [m]
    DC
    RRI
    2850.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2860.0
    [m]
    DC
    RRI
    2860.0
    [m]
    DC
    AMOCO
    2880.0
    [m]
    DC
    RRI
    2890.0
    [m]
    DC
    RRI
    2900.0
    [m]
    DC
    RRI
    2920.0
    [m]
    DC
    RRI
    2930.0
    [m]
    DC
    RRI
    2940.0
    [m]
    DC
    RRI
    2960.0
    [m]
    DC
    RRI
    2970.0
    [m]
    DC
    RRI
    2980.0
    [m]
    DC
    RRI
    3000.0
    [m]
    DC
    RRI
    3382.2
    [m]
    C
    APT
    3417.0
    [m]
    C
    APT
    3426.0
    [m]
    C
    APT
    3428.0
    [m]
    C
    APT
    3430.0
    [m]
    C
    APT
    3432.0
    [m]
    C
    APT
    3434.0
    [m]
    C
    APT
    3436.0
    [m]
    C
    APT
    3438.0
    [m]
    C
    APT
    3440.0
    [m]
    C
    APT
    3440.9
    [m]
    C
    APT
    3441.9
    [m]
    C
    APT
    3442.3
    [m]
    C
    APT
    3446.4
    [m]
    C
    APT
    3447.1
    [m]
    C
    APT
    3447.9
    [m]
    C
    APT
    3448.2
    [m]
    C
    APT
    3448.2
    [m]
    C
    APT
    3450.5
    [m]
    C
    APT
    3451.8
    [m]
    C
    APT
    3459.2
    [m]
    C
    APT
    3459.4
    [m]
    C
    APT
    3459.5
    [m]
    C
    APT
    3463.4
    [m]
    C
    APT
    3464.4
    [m]
    C
    APT
    3466.0
    [m]
    C
    APT
    3467.8
    [m]
    C
    APT
    3469.0
    [m]
    C
    APT
    3469.3
    [m]
    C
    APT
    3471.0
    [m]
    C
    APT
    3471.8
    [m]
    C
    APT
    3473.4
    [m]
    C
    APT
    3475.8
    [m]
    C
    APT
    3476.0
    [m]
    C
    APT
    3480.8
    [m]
    C
    APT
    3486.5
    [m]
    C
    APT
    3495.5
    [m]
    C
    APT
    3497.8
    [m]
    C
    APT
    3498.4
    [m]
    C
    APT
    3507.5
    [m]
    C
    APT
    3509.1
    [m]
    C
    APT
    3511.2
    [m]
    C
    APT
    3513.1
    [m]
    C
    APT
    3514.8
    [m]
    C
    APT
    3516.8
    [m]
    C
    APT
    3519.4
    [m]
    C
    APT
    3522.6
    [m]
    C
    APT
    3527.7
    [m]
    C
    APT
    3534.0
    [m]
    C
    APT
    3539.7
    [m]
    C
    APT
    3541.3
    [m]
    C
    APT
    3551.6
    [m]
    C
    APT
    3552.5
    [m]
    C
    APT
    3554.0
    [m]
    C
    APT
    3554.0
    [m]
    C
    APT
    3558.5
    [m]
    C
    APT
    3559.5
    [m]
    C
    APT
    3563.0
    [m]
    C
    APT
    3563.5
    [m]
    C
    APT
    3568.0
    [m]
    C
    APT
    3568.0
    [m]
    C
    APT
    3568.2
    [m]
    C
    APT
    3574.3
    [m]
    C
    APT

  • 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
    3440.00
    3537.00
    01.01.1990 - 00:00
    YES
    DST
    DST1B
    3470.00
    3440.00
    03.01.1990 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    5.53

  • 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
    0.27
    pdf
    0.20

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    48.76

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3473
    3537
    19.0
    2.0
    3440
    3473
    19.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    131
    2.0
    131
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    665
    884450
    0.804
    0.720
    1330
    2.0
    611
    838292
    0.796
    0.720
    1372

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL CCL GR
    92
    2092
    CBL VDL CCL GR
    1890
    2400
    CBL VDL CCL GR
    3186
    3636
    CDL CNL SPL CAL
    3370
    3723
    CND CNL DISL GR CAL
    575
    2103
    CND CNL SPL CAL
    2092
    3470
    DIFL AC GR
    180
    619
    DIFL AC SP GR
    2070
    3502
    DIFL AC SP GR
    3382
    3722
    DIFL AC SP GR CAL
    545
    2108
    DIPLOG GR
    3150
    3469
    DIPLOG GR
    3393
    3722
    DLL MLL CAL GR
    3382
    3721
    DLL MLL GR
    2091
    3470
    FMT GR
    2825
    3260
    FMT GR
    3415
    3684
    FMT GR
    3443
    3443
    GYRO MULTISHOT
    92
    2055
    GYRO MULTISHOT
    2055
    3640
    MWD - GR RES DIR
    187
    3603
    PLT GR
    3430
    3549
    SWS GR
    627
    2088
    SWS GR
    3404
    3707
    VSP
    2700
    3723

  • 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
    177.0
    36
    187.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    610.0
    26
    622.0
    1.86
    LOT
    INTERM.
    20
    611.0
    26
    622.0
    1.86
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2093.0
    17 1/2
    2110.0
    1.88
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3383.0
    12 1/4
    3603.0
    1.95
    LOT
    LINER
    7
    3710.0
    8 3/8
    3723.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    187
    1.07
    WATER BASED
    346
    1.07
    WATER BASED
    622
    1.32
    50.0
    WATER BASED
    1011
    1.34
    54.0
    WATER BASED
    1182
    1.33
    56.0
    WATER BASED
    1363
    1.33
    53.0
    WATER BASED
    1649
    1.33
    65.0
    WATER BASED
    2110
    1.50
    62.0
    WATER BASED
    2450
    1.50
    53.0
    WATER BASED
    2889
    1.52
    53.0
    WATER BASED
    3068
    1.50
    45.0
    WATER BASED
    3256
    1.52
    40.0
    WATER BASED
    3390
    1.56
    46.0
    WATER BASED
    3405
    1.55
    48.0
    WATER BASED
    3416
    1.55
    38.0
    WATER BASED
    3506
    1.55
    40.0
    WATER BASED
    3571
    1.55
    40.0
    WATER BASED
    3723
    1.53
    53.0
    WATER BASED
    3725
    1.54
    48.0
    WATER BASED

  • Trykkplott
    Trykkplott
    Porertrykksdataene kommer fra logging i brønnen hvis ingen annen kilde er oppgitt. I noen brønner der trykk ikke er logget, er det brukt informasjon fra formasjonstester eller brønnspark. Trykkdataene er rapportert inn til Oljedirektoratet og videre prosessert og kvalitetssikret av IHS Markit.
    Trykkplott
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.22