Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
10.11.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

7121/5-1

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.
    7121/5-1
    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).
    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.
    7121/5-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST 8310 - 377 SP. 1090
    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.
    468-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    114
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    07.06.1985
    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.
    28.09.1985
    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.
    28.09.1987
    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.
    04.01.2005
    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).
    22.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    336.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3200.0
    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).
    3197.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    4.75
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    115
    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.
    SNADD FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    71° 35' 54.88'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    21° 24' 21.78'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7944421.61
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    514306.93
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    34
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    479

  • Brønnhistorie
    General
    Wildcat well 7121/5-1 is located on the eastern part of the Snøhvit Field. It was drilled about 75 m down flank on the Alpha-structure in the block. The Snøhvit structure consists of an east-west running horst and a rotated normal faulted block. The main objective in the well was to test possible reservoir rocks of Jurassic/Triassic age as seen in neighbouring wells.
    Operations and results
    Well 7121/5-1 was spudded with the semi-submersible installation West Vanguard on 7 June 1985 and drilled to TD at 3200 m. The rig was shut down from 16 June to 30 June due to a strike. Otherwise drilling proceeded without significant problems. The well was drilled with spud mud down to 865 m, with a gypsum/polymer mud from 865 m to 1925 m, and with polymer mud from 1925 m to TD.
    Top reservoir came in at 2369 m with hydrocarbons. From RFT pressure measurements the gas/oil contact was found at 2427.5 m and the oil/water contact at 2442 m. Logs displayed sands with possible hydrocarbons in Triassic sandstones, but increasing shale down hole reduced porosity/permeability and DST test confirmed a tight formation. Geochemical analyses showed immature rocks until 2250 m and marginal to significant maturity in Triassic/Jurassic rocks respectively. Nine cores were cut in the interval 2365 m to 2523 m in the Stø, Nordmela and Tubåen Formations. One core was cut from 3088 m to 3109 m in the Triassic Snadd Formation. Four RFT segregated samples were taken in the upper part of the Stø and Nordmela Formations from 2370 m to 2434 m, one in the Tubåen Formation at 2507 m, and one at 2802.7 m in the Snadd Formation. A small amount of condensate in the sample from 2370 m was the only reported liquid hydrocarbons from the RFT samples. Otherwise gas was recovered in the samples from 2424 m and 2370 m, while the sample from 2507 recovered mainly water/mud filtrate and minor gas. The sample from 2802.7 m contained only minor amounts of mud filtrate and no hydrocarbons. Some weak shows were recorded in the SnaddFormation. The well was permanently abandoned on 28 September 1985 as an oil and gas appraisal.
    Testing
    Three drill stem tests were performed. DST lA from 2802 m to 2820 m in Triassic sandstones gave no response from the formation. DST l tested the interval 2436 m to 2439 m near base of the Stø Formation. The 9-5/8" casing was first perforated with 6 shots/foot, and after that the well was re-perforated by 12 shots/foot (DST l RR) in an attempt to improve flowing rates. DST 1 produced oil and gas during the main flow at a rate of 229.1 Sm3 and 27190 Sm3, respectively through a 12.7 mm choke. The gas/oil ratio was 119 Sm3/Sm3. DST 2 perforated the interval 2394 m to 2403 m in the upper part of the Stø Formation. This test gave no response and the formation was considered tight.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    420.00
    3197.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2365.0
    2392.0
    [m ]
    2
    2392.0
    2400.4
    [m ]
    3
    2400.4
    2428.0
    [m ]
    4
    2428.3
    2442.0
    [m ]
    5
    2442.0
    2470.0
    [m ]
    6
    2470.0
    2498.0
    [m ]
    7
    2498.0
    2509.0
    [m ]
    8
    2509.0
    2509.0
    [m ]
    9
    2509.4
    2536.0
    [m ]
    10
    3082.0
    3103.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    191.3
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2365-2370m
    Kjerne bilde med dybde: 2370-2375m
    Kjerne bilde med dybde: 2375-2380m
    Kjerne bilde med dybde: 2380-2385m
    Kjerne bilde med dybde: 2385-2390m
    2365-2370m
    2370-2375m
    2375-2380m
    2380-2385m
    2385-2390m
    Kjerne bilde med dybde: 2390-2392m
    Kjerne bilde med dybde: 2392-2397m
    Kjerne bilde med dybde: 2397-2400m
    Kjerne bilde med dybde: 2400-2405m
    Kjerne bilde med dybde: 2405-2410m
    2390-2392m
    2392-2397m
    2397-2400m
    2400-2405m
    2405-2410m
    Kjerne bilde med dybde: 2410-2415m
    Kjerne bilde med dybde: 2415-2420m
    Kjerne bilde med dybde: 2420-2425m
    Kjerne bilde med dybde: 2425-2428m
    Kjerne bilde med dybde: 2428-2433m
    2410-2415m
    2415-2420m
    2420-2425m
    2425-2428m
    2428-2433m
    Kjerne bilde med dybde: 2433-2438m
    Kjerne bilde med dybde: 2438-2442m
    Kjerne bilde med dybde: 2442-2447m
    Kjerne bilde med dybde: 2447-2452m
    Kjerne bilde med dybde: 2452-2457m
    2433-2438m
    2438-2442m
    2442-2447m
    2447-2452m
    2452-2457m
    Kjerne bilde med dybde: 2457-2462m
    Kjerne bilde med dybde: 2462-2467m
    Kjerne bilde med dybde: 2467-2470m
    Kjerne bilde med dybde: 2470-2475m
    Kjerne bilde med dybde: 2475-2480m
    2457-2462m
    2462-2467m
    2467-2470m
    2470-2475m
    2475-2480m
    Kjerne bilde med dybde: 2480-2485m
    Kjerne bilde med dybde: 2485-2490m
    Kjerne bilde med dybde: 2490-2495m
    Kjerne bilde med dybde: 2495-2498m
    Kjerne bilde med dybde: 2498-2503m
    2480-2485m
    2485-2490m
    2490-2495m
    2495-2498m
    2498-2503m
    Kjerne bilde med dybde: 2503-2506m
    Kjerne bilde med dybde: 2506-2508m
    Kjerne bilde med dybde: 2508-2509m
    Kjerne bilde med dybde: 2509-2514m
    Kjerne bilde med dybde: 2514-2519m
    2503-2506m
    2506-2508m
    2508-2509m
    2509-2514m
    2514-2519m
    Kjerne bilde med dybde: 2519-2524m
    Kjerne bilde med dybde: 2524-2529m
    Kjerne bilde med dybde: 2529-2534m
    Kjerne bilde med dybde: 2534-2536m
    Kjerne bilde med dybde: 3082-3088m
    2519-2524m
    2524-2529m
    2529-2534m
    2534-2536m
    3082-3088m
    Kjerne bilde med dybde: 3088-3094m
    Kjerne bilde med dybde: 3094-3100m
    Kjerne bilde med dybde: 3100-3103m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3088-3094m
    3094-3100m
    3100-3103m

  • 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
    550.0
    [m]
    DC
    GERH
    560.0
    [m]
    DC
    GERH
    570.0
    [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
    850.0
    [m]
    DC
    GERH
    870.0
    [m]
    DC
    GERH
    900.0
    [m]
    DC
    GERH
    910.0
    [m]
    DC
    GERH
    920.0
    [m]
    DC
    GERH
    930.0
    [m]
    DC
    GERH
    940.0
    [m]
    DC
    GERH
    962.0
    [m]
    DC
    GERH
    974.0
    [m]
    DC
    GERH
    986.0
    [m]
    DC
    GERH
    998.0
    [m]
    DC
    GERH
    1019.0
    [m]
    DC
    GERH
    1031.0
    [m]
    DC
    GERH
    1043.0
    [m]
    DC
    GERH
    1067.0
    [m]
    DC
    GERH
    1079.0
    [m]
    DC
    GERH
    1091.0
    [m]
    DC
    GERH
    1115.0
    [m]
    DC
    GERH
    1127.0
    [m]
    DC
    GERH
    1139.0
    [m]
    DC
    GERH
    1151.0
    [m]
    DC
    GERH
    1169.0
    [m]
    DC
    GERH
    1181.0
    [m]
    DC
    GERH
    1193.0
    [m]
    DC
    GERH
    1200.0
    [m]
    SWC
    GERH
    1217.0
    [m]
    DC
    GERH
    1232.0
    [m]
    DC
    GERH
    1247.0
    [m]
    DC
    GERH
    1262.0
    [m]
    DC
    GERH
    1277.0
    [m]
    DC
    GERH
    1292.0
    [m]
    DC
    GERH
    1307.0
    [m]
    DC
    GERH
    1322.0
    [m]
    DC
    GERH
    1337.0
    [m]
    DC
    GERH
    1367.0
    [m]
    DC
    GERH
    1382.0
    [m]
    DC
    GERH
    1397.0
    [m]
    DC
    GERH
    1412.0
    [m]
    DC
    GERH
    1427.0
    [m]
    DC
    GERH
    1445.0
    [m]
    DC
    GERH
    1469.0
    [m]
    DC
    GERH
    1481.0
    [m]
    DC
    GERH
    1496.0
    [m]
    DC
    GERH
    1511.0
    [m]
    DC
    GERH
    1511.0
    [m]
    DC
    GERH
    1526.0
    [m]
    DC
    GERH
    1550.0
    [m]
    DC
    GERH
    1562.0
    [m]
    DC
    GERH
    1574.0
    [m]
    DC
    GERH
    1589.0
    [m]
    DC
    GERH
    1604.0
    [m]
    DC
    GERH
    1616.0
    [m]
    DC
    GERH
    1646.0
    [m]
    DC
    GERH
    1661.0
    [m]
    DC
    GERH
    1676.0
    [m]
    DC
    GERH
    1691.0
    [m]
    DC
    GERH
    1721.0
    [m]
    DC
    GERH
    1736.0
    [m]
    DC
    GERH
    1751.0
    [m]
    DC
    GERH
    1766.0
    [m]
    DC
    GERH
    1775.0
    [m]
    DC
    GERH
    1781.0
    [m]
    DC
    GERH
    1796.0
    [m]
    DC
    GERH
    1811.0
    [m]
    DC
    GERH
    1826.0
    [m]
    DC
    GERH
    1841.0
    [m]
    DC
    GERH
    1871.0
    [m]
    DC
    GERH
    1886.0
    [m]
    DC
    GERH
    1901.0
    [m]
    DC
    GERH
    1910.0
    [m]
    DC
    GERH
    1925.0
    [m]
    DC
    GERH
    1934.0
    [m]
    DC
    GERH
    1949.0
    [m]
    DC
    GERH
    1952.0
    [m]
    DC
    GERH
    1964.0
    [m]
    DC
    GERH
    1979.0
    [m]
    DC
    GERH
    1994.0
    [m]
    DC
    GERH
    2009.0
    [m]
    DC
    GERH
    2024.0
    [m]
    DC
    GERH
    2028.0
    [m]
    DC
    GERH
    2039.0
    [m]
    DC
    GERH
    2054.0
    [m]
    DC
    GERH
    2069.0
    [m]
    DC
    GERH
    2084.0
    [m]
    DC
    GERH
    2099.0
    [m]
    DC
    GERH
    2114.0
    [m]
    DC
    GERH
    2129.0
    [m]
    DC
    GERH
    2142.0
    [m]
    SWC
    GERH
    2144.0
    [m]
    DC
    GERH
    2159.0
    [m]
    DC
    GERH
    2174.0
    [m]
    DC
    GERH
    2189.0
    [m]
    DC
    GERH
    2204.0
    [m]
    DC
    GERH
    2218.0
    [m]
    SWC
    GERH
    2234.0
    [m]
    DC
    GERH
    2249.0
    [m]
    DC
    GERH
    2256.0
    [m]
    SWC
    GERH
    2264.0
    [m]
    DC
    GERH
    2270.0
    [m]
    DC
    GERH
    2285.0
    [m]
    DC
    GERH
    2294.0
    [m]
    DC
    GERH
    2305.0
    [m]
    DC
    GERH
    2310.0
    [m]
    SWC
    GERH
    2313.5
    [m]
    C
    GERH
    2314.0
    [m]
    SWC
    GERH
    2323.0
    [m]
    C
    GERH
    2327.0
    [m]
    SWC
    GERH
    2334.0
    [m]
    SWC
    GERH
    2344.0
    [m]
    SWC
    GERH
    2349.0
    [m]
    SWC
    GERH
    2355.0
    [m]
    SWC
    GERH
    2359.0
    [m]
    SWC
    GERH
    2365.0
    [m]
    C
    GERH
    2372.0
    [m]
    C
    GERH
    2380.0
    [m]
    C
    GERH
    2390.0
    [m]
    C
    GERH
    2391.0
    [m]
    C
    GERH
    2395.0
    [m]
    C
    GERH
    2399.0
    [m]
    DC
    GERH
    2400.0
    [m]
    C
    GERH
    2407.0
    [m]
    C
    GERH
    2429.0
    [m]
    C
    GERH
    2445.0
    [m]
    C
    GERH
    2452.0
    [m]
    C
    GERH
    2464.0
    [m]
    C
    GERH
    2473.0
    [m]
    C
    GERH
    2483.0
    [m]
    C
    GERH
    2490.7
    [m]
    C
    ICHRON
    2492.0
    [m]
    C
    GERH
    2501.0
    [m]
    C
    GERH
    2509.0
    [m]
    C
    GERH
    2509.0
    [m]
    C
    ICHRON
    2520.0
    [m]
    C
    GERH
    2531.0
    [m]
    C
    GERH
    2535.0
    [m]
    C
    GERH
    2535.9
    [m]
    C
    ICHRON
    2546.0
    [m]
    C
    GERH
    2546.0
    [m]
    DC
    RRI
    2555.0
    [m]
    DC
    RRI
    2558.0
    [m]
    DC
    GERH
    2564.0
    [m]
    DC
    RRI
    2567.0
    [m]
    DC
    RRI
    2570.0
    [m]
    DC
    GERH
    2582.0
    [m]
    DC
    GERH
    2594.0
    [m]
    DC
    GERH
    2606.0
    [m]
    DC
    GERH
    2618.0
    [m]
    DC
    GERH
    2630.0
    [m]
    DC
    GERH
    2643.0
    [m]
    SWC
    GERH
    2654.0
    [m]
    DC
    GERH
    2666.0
    [m]
    DC
    GERH
    2672.0
    [m]
    SWC
    GERH
    2678.0
    [m]
    DC
    GERH
    2682.0
    [m]
    SWC
    GERH
    2687.0
    [m]
    SWC
    GERH
    2695.0
    [m]
    SWC
    GERH
    2702.0
    [m]
    DC
    GERH
    2714.0
    [m]
    DC
    GERH
    2726.0
    [m]
    DC
    GERH
    2738.0
    [m]
    SWC
    GERH
    2750.0
    [m]
    DC
    GERH
    2762.0
    [m]
    DC
    GERH
    2786.0
    [m]
    DC
    GERH
    2796.0
    [m]
    SWC
    GERH
    2810.0
    [m]
    DC
    GERH
    2822.0
    [m]
    DC
    GERH
    2842.0
    [m]
    SWC
    GERH
    2914.0
    [m]
    SWC
    GERH
    2948.0
    [m]
    SWC
    GERH
    2951.0
    [m]
    DC
    GERH
    3074.0
    [m]
    DC
    GERH
    3084.0
    [m]
    C
    GERH
    3091.0
    [m]
    C
    GERH
    3093.0
    [m]
    C
    GERH
    3116.0
    [m]
    DC
    GERH
    3164.0
    [m]
    DC
    GERH

  • 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
    DST1
    2436.00
    2439.00
    04.09.1985 - 00:15
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.58

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    2.05
    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
    0.31
    pdf
    0.25

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    44.00

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.1
    2802
    2820
    0.0
    1.2
    2436
    2439
    12.7
    2.0
    2394
    2403
    0.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.1
    1.2
    3.500
    16.300
    90
    2.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.1
    1.2
    229
    27190
    0.860
    119
    2.0

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    475
    2726
    CET GR
    1500
    2726
    CNL GR CASED
    2350
    2500
    CST
    860
    1903
    CST
    1952
    2738
    CST
    2755
    3178
    DLL MSFL SP GR
    2349
    2534
    ISF SONIC SMFL SP GR
    419
    3200
    LDL CNL GR
    419
    3200
    NGS
    1907
    3201
    RFT HP
    2370
    2518
    RFT HP
    2508
    2662
    RFT ST
    2370
    2507
    RFT ST
    2802
    3118
    SHDT
    848
    3180
    TDT GR
    2350
    2500
    TDT GR
    2350
    2500
    TEMP
    1000
    2000
    VSP
    405
    3200

  • 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
    419.5
    36
    423.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    849.5
    26
    879.0
    1.43
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1912.0
    17 1/2
    1929.0
    1.59
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2739.0
    12 1/4
    2755.0
    1.74
    LOT
    LINER
    7
    3200.0
    8 1/2
    3200.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    877
    1.06
    600.0
    16.0
    WATER BASED
    13.06.1985
    877
    1.06
    600.0
    13.5
    WATER BASED
    14.06.1985
    877
    1.06
    600.0
    13.5
    WATER BASED
    14.06.1985
    879
    1.17
    1200.0
    9.3
    WATER BASED
    17.06.1985
    879
    1.17
    WATER BASED
    17.06.1985
    879
    1.17
    WATER BASED
    19.06.1985
    879
    1.17
    WATER BASED
    20.06.1985
    879
    1.00
    1400.0
    6.8
    WATER BASED
    01.07.1985
    879
    1.06
    600.0
    11.4
    WATER BASED
    17.06.1985
    879
    1.17
    WATER BASED
    24.06.1985
    879
    1.00
    1400.0
    6.8
    WATER BASED
    01.07.1985
    879
    1.17
    WATER BASED
    24.06.1985
    879
    1.17
    1200.0
    9.3
    WATER BASED
    17.06.1985
    879
    1.17
    WATER BASED
    17.06.1985
    879
    1.17
    WATER BASED
    19.06.1985
    879
    1.17
    WATER BASED
    20.06.1985
    885
    1.10
    1500.0
    7.6
    WATER BASED
    03.07.1985
    885
    1.11
    1600.0
    8.9
    WATER BASED
    05.07.1985
    885
    1.11
    1600.0
    8.9
    WATER BASED
    05.07.1985
    1393
    1.11
    1500.0
    9.7
    WATER BASED
    05.07.1985
    1723
    1.12
    1500.0
    6.3
    WATER BASED
    08.07.1985
    1860
    1.12
    1500.0
    7.2
    WATER BASED
    08.07.1985
    1925
    1.14
    1700.0
    8.4
    WATER BASED
    09.07.1985
    1925
    1.14
    6000.0
    6.8
    WATER BASED
    10.07.1985
    1925
    1.14
    6000.0
    6.8
    WATER BASED
    10.07.1985
    2083
    1.15
    1500.0
    8.1
    WATER BASED
    15.07.1985
    2161
    1.15
    1600.0
    8.0
    WATER BASED
    15.07.1985
    2254
    1.15
    1600.0
    7.6
    WATER BASED
    15.07.1985
    2309
    1.15
    1600.0
    8.0
    WATER BASED
    16.07.1985
    2353
    1.30
    1900.0
    8.5
    WATER BASED
    19.07.1985
    2353
    1.30
    1900.0
    8.5
    WATER BASED
    19.07.1985
    2353
    1.30
    1900.0
    7.6
    WATER BASED
    18.07.1985
    2365
    1.30
    1900.0
    10.2
    WATER BASED
    18.07.1985
    2392
    1.30
    1900.0
    7.6
    WATER BASED
    18.07.1985
    2453
    1.34
    1800.0
    11.0
    WATER BASED
    22.07.1985
    2500
    1.34
    1700.0
    9.3
    WATER BASED
    29.07.1985
    2536
    1.34
    1700.0
    10.0
    WATER BASED
    29.07.1985
    2537
    1.34
    1700.0
    10.0
    WATER BASED
    29.07.1985
    2539
    1.34
    1700.0
    9.3
    WATER BASED
    29.07.1985
    2540
    1.23
    1200.0
    5.0
    WATER BASED
    04.09.1985
    2540
    1.23
    1000.0
    4.6
    WATER BASED
    05.09.1985
    2540
    1.23
    1000.0
    5.5
    WATER BASED
    06.09.1985
    2540
    1.23
    1000.0
    5.1
    WATER BASED
    09.09.1985
    2540
    1.23
    900.0
    4.2
    WATER BASED
    10.09.1985
    2540
    1.23
    900.0
    4.2
    WATER BASED
    11.09.1985
    2540
    1.23
    900.0
    4.2
    WATER BASED
    12.09.1985
    2540
    1.23
    800.0
    4.2
    WATER BASED
    13.09.1985
    2544
    1.23
    1400.0
    6.3
    WATER BASED
    30.08.1985
    2544
    1.23
    1400.0
    5.9
    WATER BASED
    02.09.1985
    2546
    1.23
    1500.0
    7.2
    WATER BASED
    30.08.1985
    2548
    1.34
    1700.0
    9.7
    WATER BASED
    30.07.1985
    2572
    1.34
    1900.0
    9.3
    WATER BASED
    31.07.1985
    2600
    1.34
    2200.0
    9.7
    WATER BASED
    01.08.1985
    2607
    1.34
    2000.0
    9.7
    WATER BASED
    01.08.1985
    2628
    1.34
    2100.0
    9.3
    WATER BASED
    02.08.1985
    2653
    1.34
    1900.0
    10.2
    WATER BASED
    05.08.1985
    2697
    1.34
    2100.0
    10.6
    WATER BASED
    05.08.1985
    2747
    1.34
    2100.0
    9.7
    WATER BASED
    06.08.1985
    2747
    1.34
    2100.0
    9.7
    WATER BASED
    06.08.1985
    2747
    1.34
    2100.0
    9.7
    WATER BASED
    05.08.1985
    2755
    1.16
    8.0
    1900.0
    WATER BASED
    12.08.1985
    2755
    1.34
    2100.0
    9.3
    WATER BASED
    08.08.1985
    2755
    1.16
    8.0
    1900.0
    WATER BASED
    12.08.1985
    2792
    1.16
    1700.0
    8.5
    WATER BASED
    12.08.1985
    2802
    1.23
    1500.0
    6.7
    WATER BASED
    28.08.1985
    2855
    1.16
    1700.0
    8.0
    WATER BASED
    12.08.1985
    2933
    1.16
    1500.0
    8.5
    WATER BASED
    13.08.1985
    2980
    1.16
    1500.0
    8.0
    WATER BASED
    14.08.1985
    3044
    1.16
    1600.0
    7.2
    WATER BASED
    15.08.1985
    3082
    1.16
    1600.0
    7.2
    WATER BASED
    16.08.1985
    3161
    1.16
    1500.0
    7.6
    WATER BASED
    26.08.1985
    3161
    1.23
    1400.0
    7.2
    WATER BASED
    27.08.1985
    3161
    1.23
    1500.0
    7.2
    WATER BASED
    26.08.1985

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    2505.00
    [m ]
    2507.00
    [m ]
    2512.35
    [m ]
    2514.35
    [m ]
    2517.00
    [m ]
    2524.65
    [m ]
    2526.65
    [m ]
    2530.00
    [m ]
    2535.35
    [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