Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
10.05.2024 - 01:33
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

7120/5-1

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.
    7120/5-1
    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).
    WILDCAT
    Status
    Status for brønnbanen. Lovlige verdier:

    BLOWOUT: Det har vært blowout i brønnen.
    CLOSED: Utvinningsbrønnbane som er stengt for produksjon/injeksjon i kortere eller lengre periode. Statusen er også brukt på ferdig borete brønnbaner, der månedlig produksjon/injeksjon ikke har blitt rapportert enda.
    DRILLING: Brønnen er i borefasen. Kan være i aktiv boring, logging, testing eller plugging.
    JUNKED: Boringen ble avsluttet pga tekniske problemer,
    P&A: For letebrønnbane: brønnbanen er plugget og forlatt, og kan ikke re-entres for videre bruk. For utvinningsbrønnbane: produksjon/injeksjon er avsluttet og brønnen er plugget. Brønnhodet er fjernet eller på annet vis gjort utilgjengelig for nye brønnoperasjoner.
    PLUGGED: Brønnbane som er plugget, men øvre deler av brønnbanen kan brukes til å bore nye sidesteg mot nye boremål.
    PRODUCING: Det ble produsert fra brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    INJECTING: Det ble injisert i brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    SUSPENDED: Brønnbane der boringen er midlertidig stoppet. Rettighetshaverne planlegger å fortsette boringen på et senere tidspunkt.
    WILL NEVER BE DRILLED: Brønnbane som er registrert med navn og WellID av Sokkeldirektoratet, men som av ulike årsaker ikke vil bli boret.
    P&A
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    BARENTS SEA
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    7120/5-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    TN 6583-346 SP. 495
    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.
    461-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    51
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    17.04.1985
    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.
    06.06.1985
    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.
    06.06.1987
    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.
    18.05.2004
    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.
    SHOWS
    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
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    22.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    296.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2700.0
    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).
    2699.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    4.4
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    66
    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.
    FRUHOLMEN FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    71° 34' 51.86'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    20° 26' 12.26'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7942513.53
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    480135.74
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    34
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    471

  • Brønnhistorie
    General
    Wildcat well 7120/5-1 was drilled west of the Snøhvit Field on a separate structure, the Alpha structure in the Hammerfest Basin. The main objective of the well was to test possible hydrocarbon accumulations in the Alpha structure of Middle to Lower Jurassic age. A secondary objective was to drill into rocks of upper Triassic age at a prognosed depth of 3047 m.
    Operations and results
    Well 7120/5-1 was spudded by Smedvigs semi-submersible rig West Vanguard 17 April 1985, and completed 6 June 1985. The well was drilled with spud mud down to 885 m and with gypsum/polymer mud from 885 m to TD. Seventy-four meter below the 20" casing shoe, after the well had penetrated a fault at 954 m, high background gas with heavy components was encountered. The high background gas persisted throughout this section down to the 13 3/8" casing point at 1975 m. Drilling went on without any serious problems.
    The lithology in the Tertiary and Cretaceous comprises clay with scattered Lime-, Dolomite- and Siltstone layers. The Jurassic Stø Formation was encountered at 2285 m represented by clayey sands, while the clean part of that formation came in at 2341 m. Nordmela Formation was found at 2427 m, and top of Triassic rocks, Fruholmen Formation, came in at 2648 m. Both Stø- and Nordmela Formations were water bearing, but with good oil shows. Geochemical analyses of extracts from this interval showed a waxy oil. In a sandy zone between 2405 m to 2420 m high resistivity values were encountered, but RFT tests and pressure measurements gave negative results. Good source potentials were found in mudstones below ca 1900 m. Shales from 1900 m to 2230 m had TOC in the range 1 % - 3.5 %. A 20 m thick, very organic rich shale with 6 - 19 % TOC was encountered from 2251 m to 2271 m in the Hekkingen Formation. Below this level to TD, frequent claystone interbeds had TOC in the range 0.5 % - 5.5 % in cuttings (up to 13.42 % in a swc from 2351.2 m). The highest hydrogen index was seen in the rich Hekkingen shale (200 - 250 mg/g), which correspond to potential for gas with some oil. Six cores were cut in the interval 2286- 2425.5 m, all in the Stø Formation. Close to all of the Stø Formation was cored. A segregated RFT sample was taken at 2346 m. It recovered water with some gas.
    The well was permanently abandoned on 6 June 1985 as dry well with shows.
    Testing
    No drill stem test was performed

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    380.00
    2696.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2286.0
    2312.8
    [m ]
    2
    2313.0
    2323.1
    [m ]
    3
    2323.0
    2351.0
    [m ]
    4
    2351.0
    2377.4
    [m ]
    5
    2378.0
    2398.0
    [m ]
    6
    2398.0
    2424.7
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    137.9
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2286-2290m
    Kjerne bilde med dybde: 2291-2295m
    Kjerne bilde med dybde: 2296-2300m
    Kjerne bilde med dybde: 2301-2305m
    Kjerne bilde med dybde: 2306-2310m
    2286-2290m
    2291-2295m
    2296-2300m
    2301-2305m
    2306-2310m
    Kjerne bilde med dybde: 2311-2312m
    Kjerne bilde med dybde: 2313-2317m
    Kjerne bilde med dybde: 2318-2322m
    Kjerne bilde med dybde: 2323-2323m
    Kjerne bilde med dybde: 2296-2300m
    2311-2312m
    2313-2317m
    2318-2322m
    2323-2323m
    2296-2300m
    Kjerne bilde med dybde: 2328-2332m
    Kjerne bilde med dybde: 2333-2337m
    Kjerne bilde med dybde: 2338-2342m
    Kjerne bilde med dybde: 2343-2347m
    Kjerne bilde med dybde: 2348-2350m
    2328-2332m
    2333-2337m
    2338-2342m
    2343-2347m
    2348-2350m
    Kjerne bilde med dybde: 2351-2355m
    Kjerne bilde med dybde: 2356-2360m
    Kjerne bilde med dybde: 2361-2365m
    Kjerne bilde med dybde: 2366-2370m
    Kjerne bilde med dybde: 2371-2375m
    2351-2355m
    2356-2360m
    2361-2365m
    2366-2370m
    2371-2375m
    Kjerne bilde med dybde: 2376-2377m
    Kjerne bilde med dybde: 2378-1282m
    Kjerne bilde med dybde: 2383-2387m
    Kjerne bilde med dybde: 2388-2392m
    Kjerne bilde med dybde: 2393-2397m
    2376-2377m
    2378-1282m
    2383-2387m
    2388-2392m
    2393-2397m
    Kjerne bilde med dybde: 2398-2402m
    Kjerne bilde med dybde: 2403-2407m
    Kjerne bilde med dybde: 2408-2412m
    Kjerne bilde med dybde: 2413-2417m
    Kjerne bilde med dybde: 2418-2422m
    2398-2402m
    2403-2407m
    2408-2412m
    2413-2417m
    2418-2422m
    Kjerne bilde med dybde: 2423-2424m
    Kjerne bilde med dybde: 2323-2327m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2423-2424m
    2323-2327m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    500.0
    [m]
    DC
    GERH
    510.0
    [m]
    DC
    GERH
    520.0
    [m]
    DC
    GERH
    530.0
    [m]
    DC
    GERH
    540.0
    [m]
    DC
    GERH
    550.0
    [m]
    DC
    GERH
    560.0
    [m]
    DC
    GERH
    570.0
    [m]
    DC
    GERH
    580.0
    [m]
    DC
    GERH
    590.0
    [m]
    DC
    GERH
    600.0
    [m]
    DC
    GERH
    610.0
    [m]
    DC
    GERH
    620.0
    [m]
    DC
    GERH
    630.0
    [m]
    DC
    GERH
    640.0
    [m]
    DC
    GERH
    650.0
    [m]
    DC
    GERH
    660.0
    [m]
    DC
    GERH
    670.0
    [m]
    DC
    GERH
    680.0
    [m]
    DC
    GERH
    690.0
    [m]
    DC
    GERH
    700.0
    [m]
    DC
    GERH
    710.0
    [m]
    DC
    GERH
    720.0
    [m]
    DC
    GERH
    730.0
    [m]
    DC
    GERH
    740.0
    [m]
    DC
    GERH
    750.0
    [m]
    DC
    GERH
    760.0
    [m]
    DC
    GERH
    770.0
    [m]
    DC
    GERH
    780.0
    [m]
    DC
    GERH
    790.0
    [m]
    DC
    GERH
    800.0
    [m]
    DC
    GERH
    810.0
    [m]
    DC
    GERH
    820.0
    [m]
    DC
    GERH
    830.0
    [m]
    DC
    GERH
    840.0
    [m]
    DC
    GERH
    870.0
    [m]
    DC
    GERH
    880.0
    [m]
    DC
    GERH
    890.0
    [m]
    DC
    GERH
    901.0
    [m]
    SWC
    GERH
    910.0
    [m]
    DC
    GERH
    920.0
    [m]
    DC
    GERH
    930.0
    [m]
    DC
    GERH
    940.0
    [m]
    DC
    GERH
    950.0
    [m]
    DC
    GERH
    960.0
    [m]
    DC
    GERH
    970.0
    [m]
    DC
    GERH
    980.0
    [m]
    DC
    GERH
    990.0
    [m]
    DC
    GERH
    1000.0
    [m]
    SWC
    GERH
    1010.0
    [m]
    DC
    GERH
    1020.0
    [m]
    DC
    GERH
    1030.0
    [m]
    DC
    GERH
    1040.0
    [m]
    DC
    GERH
    1050.0
    [m]
    DC
    GERH
    1060.0
    [m]
    DC
    GERH
    1070.0
    [m]
    DC
    GERH
    1080.0
    [m]
    DC
    GERH
    1124.0
    [m]
    DC
    GERH
    1136.0
    [m]
    DC
    GERH
    1148.0
    [m]
    DC
    GERH
    1163.0
    [m]
    DC
    GERH
    1205.0
    [m]
    SWC
    GERH
    1209.0
    [m]
    SWC
    GERH
    1234.0
    [m]
    SWC
    GERH
    1256.0
    [m]
    DC
    GERH
    1270.0
    [m]
    SWC
    GERH
    1292.0
    [m]
    DC
    GERH
    1304.0
    [m]
    DC
    GERH
    1316.0
    [m]
    DC
    GERH
    1328.0
    [m]
    DC
    GERH
    1340.0
    [m]
    DC
    GERH
    1352.0
    [m]
    DC
    GERH
    1364.0
    [m]
    DC
    GERH
    1376.0
    [m]
    DC
    GERH
    1388.0
    [m]
    DC
    GERH
    1406.0
    [m]
    DC
    GERH
    1412.0
    [m]
    DC
    GERH
    1448.0
    [m]
    DC
    GERH
    1460.0
    [m]
    DC
    GERH
    1472.0
    [m]
    DC
    GERH
    1484.0
    [m]
    DC
    GERH
    1496.0
    [m]
    DC
    GERH
    1508.0
    [m]
    DC
    GERH
    1520.0
    [m]
    DC
    GERH
    1532.0
    [m]
    DC
    GERH
    1544.0
    [m]
    DC
    GERH
    1565.0
    [m]
    SWC
    GERH
    1580.0
    [m]
    DC
    GERH
    1592.0
    [m]
    DC
    GERH
    1604.0
    [m]
    DC
    GERH
    1616.0
    [m]
    DC
    GERH
    1628.0
    [m]
    DC
    GERH
    1643.0
    [m]
    DC
    GERH
    1663.0
    [m]
    SWC
    GERH
    1673.0
    [m]
    DC
    GERH
    1688.0
    [m]
    DC
    GERH
    1703.0
    [m]
    DC
    GERH
    1718.0
    [m]
    DC
    GERH
    1737.0
    [m]
    SWC
    GERH
    1748.0
    [m]
    DC
    GERH
    1763.0
    [m]
    DC
    GERH
    1778.0
    [m]
    DC
    GERH
    1801.0
    [m]
    SWC
    GERH
    1812.0
    [m]
    SWC
    GERH
    1823.0
    [m]
    DC
    GERH
    1860.0
    [m]
    SWC
    GERH
    1883.0
    [m]
    DC
    GERH
    1906.0
    [m]
    SWC
    GERH
    1928.0
    [m]
    DC
    GERH
    1950.0
    [m]
    SWC
    GERH
    1973.0
    [m]
    DC
    GERH
    1988.0
    [m]
    DC
    GERH
    2000.0
    [m]
    DC
    GERH
    2018.0
    [m]
    DC
    GERH
    2033.0
    [m]
    DC
    GERH
    2048.0
    [m]
    DC
    GERH
    2063.0
    [m]
    DC
    GERH
    2078.0
    [m]
    DC
    GERH
    2100.0
    [m]
    SWC
    GERH
    2123.0
    [m]
    DC
    GERH
    2138.0
    [m]
    DC
    GERH
    2150.0
    [m]
    SWC
    GERH
    2168.0
    [m]
    DC
    GERH
    2183.0
    [m]
    DC
    GERH
    2200.0
    [m]
    SWC
    GERH
    2210.0
    [m]
    SWC
    GERH
    2228.0
    [m]
    DC
    GERH
    2242.0
    [m]
    SWC
    GERH
    2253.0
    [m]
    SWC
    GERH
    2261.5
    [m]
    SWC
    GERH
    2267.0
    [m]
    SWC
    GERH
    2276.0
    [m]
    DC
    RRI
    2284.0
    [m]
    SWC
    GERH
    2286.1
    [m]
    C
    RRI
    2289.2
    [m]
    C
    RRI
    2292.0
    [m]
    C
    RRI
    2295.2
    [m]
    C
    RRI
    2297.9
    [m]
    C
    RRI
    2299.2
    [m]
    C
    RRI
    2301.4
    [m]
    C
    RRI
    2303.0
    [m]
    DC
    GERH
    2304.6
    [m]
    C
    RRI
    2306.8
    [m]
    C
    RRI
    2308.8
    [m]
    C
    RRI
    2311.4
    [m]
    C
    RRI
    2312.0
    [m]
    DC
    GERH
    2312.4
    [m]
    C
    RRI
    2313.6
    [m]
    C
    RRI
    2314.2
    [m]
    C
    RRI
    2314.7
    [m]
    C
    RRI
    2317.6
    [m]
    C
    RRI
    2318.0
    [m]
    DC
    GERH
    2320.6
    [m]
    C
    RRI
    2322.8
    [m]
    C
    RRI
    2323.6
    [m]
    C
    RRI
    2325.6
    [m]
    C
    RRI
    2328.6
    [m]
    C
    RRI
    2331.9
    [m]
    C
    RRI
    2333.0
    [m]
    DC
    GERH
    2334.9
    [m]
    C
    RRI
    2337.8
    [m]
    C
    RRI
    2342.0
    [m]
    DC
    GERH
    2354.0
    [m]
    DC
    GERH
    2363.0
    [m]
    DC
    GERH
    2381.0
    [m]
    DC
    GERH
    2389.5
    [m]
    C
    RRI
    2391.9
    [m]
    C
    RRI
    2393.0
    [m]
    C
    ICHRON
    2393.0
    [m]
    DC
    GERH
    2393.5
    [m]
    C
    RRI
    2396.0
    [m]
    C
    RRI
    2397.5
    [m]
    C
    RRI
    2399.7
    [m]
    C
    RRI
    2403.2
    [m]
    C
    ICHRON
    2403.6
    [m]
    C
    RRI
    2405.9
    [m]
    C
    RRI
    2408.0
    [m]
    DC
    GERH
    2418.8
    [m]
    C
    RRI
    2421.8
    [m]
    C
    RRI
    2426.0
    [m]
    SWC
    GERH
    2429.0
    [m]
    SWC
    GERH
    2435.0
    [m]
    DC
    RRI
    2435.0
    [m]
    DC
    RRI
    2441.0
    [m]
    DC
    RRI
    2441.0
    [m]
    DC
    RRI
    2444.0
    [m]
    DC
    GERH
    2447.0
    [m]
    DC
    RRI
    2447.0
    [m]
    DC
    RRI
    2453.0
    [m]
    DC
    RRI
    2453.0
    [m]
    DC
    RRI
    2456.0
    [m]
    DC
    GERH
    2459.0
    [m]
    DC
    RRI
    2459.0
    [m]
    DC
    RRI
    2465.0
    [m]
    DC
    RRI
    2465.0
    [m]
    DC
    RRI
    2468.0
    [m]
    DC
    GERH
    2477.0
    [m]
    DC
    RRI
    2477.0
    [m]
    DC
    RRI
    2480.0
    [m]
    DC
    GERH
    2483.0
    [m]
    DC
    RRI
    2495.0
    [m]
    DC
    RRI
    2495.0
    [m]
    DC
    RRI
    2501.0
    [m]
    DC
    RRI
    2501.0
    [m]
    DC
    RRI
    2506.0
    [m]
    SWC
    GERH
    2528.0
    [m]
    DC
    GERH
    2540.0
    [m]
    DC
    GERH
    2552.0
    [m]
    DC
    GERH
    2588.0
    [m]
    DC
    GERH
    2600.0
    [m]
    DC
    GERH
    2654.0
    [m]
    SWC
    GERH
    2660.0
    [m]
    SWC
    GERH
    2662.0
    [m]
    SWC
    GERH
    2666.0
    [m]
    SWC
    GERH
    2690.0
    [m]
    DC
    GERH
    2699.0
    [m]
    DC
    GERH

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.53

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    2.68

  • 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
    0.28
    pdf
    0.22

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    43.46

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL
    340
    1975
    CST
    901
    1960
    CST
    1698
    2100
    DLL
    2274
    2694
    DLWD
    885
    2607
    ISF SON MSFL GR SP CAL
    318
    2700
    LDT CNL GR
    381
    1976
    LDT CNL GR NGT
    1975
    2701
    RFT HP
    2286
    2670
    RFT HP
    2286
    2416
    RFT SG
    2286
    2670
    RFT SG
    2286
    2416
    SHDT
    850
    1969
    SHDT
    1975
    2701
    VSP
    540
    2685

  • 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
    381.0
    36
    386.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    850.0
    26
    865.0
    1.55
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1975.0
    17 1/2
    1988.0
    1.47
    LOT
    OPEN HOLE
    2700.0
    12 1/4
    2700.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    382
    1.06
    1000.0
    10.6
    WATER BASED
    18.04.1985
    865
    1.07
    600.0
    12.0
    WATER BASED
    21.04.1985
    865
    1.25
    1100.0
    11.0
    WATER BASED
    25.04.1985
    865
    1.07
    WATER BASED
    29.04.1985
    865
    1.05
    800.0
    7.2
    WATER BASED
    29.04.1985
    865
    1.24
    1100.0
    10.2
    WATER BASED
    26.04.1985
    865
    1.07
    WATER BASED
    29.04.1985
    865
    1.05
    800.0
    7.2
    WATER BASED
    29.04.1985
    865
    1.24
    1100.0
    10.2
    WATER BASED
    26.04.1985
    865
    1.25
    1100.0
    11.0
    WATER BASED
    25.04.1985
    885
    1.05
    800.0
    7.6
    WATER BASED
    29.04.1985
    1082
    1.08
    1300.0
    8.9
    WATER BASED
    30.04.1985
    1299
    1.10
    1200.0
    13.1
    WATER BASED
    02.05.1985
    1440
    1.11
    1100.0
    8.9
    WATER BASED
    02.05.1985
    1637
    1.17
    1200.0
    8.9
    WATER BASED
    03.05.1985
    1666
    1.22
    1200.0
    8.0
    WATER BASED
    06.05.1985
    1788
    1.22
    1300.0
    8.0
    WATER BASED
    06.05.1985
    1843
    1.22
    1300.0
    8.0
    WATER BASED
    06.05.1985
    1918
    1.22
    5.5
    1900.0
    WATER BASED
    08.05.1985
    2089
    1.15
    1100.0
    5.1
    WATER BASED
    14.05.1985
    2250
    1.15
    1100.0
    5.0
    WATER BASED
    20.05.1985
    2286
    1.24
    1100.0
    5.0
    WATER BASED
    20.05.1985
    2330
    1.24
    1500.0
    6.4
    WATER BASED
    20.05.1985
    2368
    1.24
    1500.0
    5.9
    WATER BASED
    20.05.1985
    2378
    1.24
    1500.0
    5.9
    WATER BASED
    21.05.1985
    2411
    1.24
    1600.0
    6.8
    WATER BASED
    22.05.1985
    2425
    1.24
    1500.0
    5.9
    WATER BASED
    23.05.1985
    2456
    1.24
    1500.0
    5.9
    WATER BASED
    24.05.1985
    2545
    1.24
    1600.0
    5.9
    WATER BASED
    28.05.1985
    2581
    1.24
    1600.0
    5.5
    WATER BASED
    28.05.1985
    2613
    1.24
    1700.0
    7.2
    WATER BASED
    28.05.1985
    2681
    1.24
    1800.0
    5.1
    WATER BASED
    28.05.1985
    2700
    1.24
    1800.0
    6.3
    WATER BASED
    29.05.1985
    2700
    1.24
    1700.0
    6.3
    WATER BASED
    30.05.1985
    2700
    1.24
    1700.0
    7.6
    WATER BASED
    31.05.1985
    2700
    1.24
    1700.0
    7.6
    WATER BASED
    31.05.1985
    2700
    1.24
    1700.0
    6.3
    WATER BASED
    30.05.1985

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    2379.35
    [m ]
    2401.65
    [m ]
    2405.65
    [m ]
    2423.65
    [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
    0.27