Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
27.04.2024 - 01:34
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6706/11-1

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.
    6706/11-1
    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.
    NORWEGIAN SEA
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    6706/11-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    3D- ST 9603- INLINE 3840& CROSSLINE 2090
    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.
    907-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    162
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    12.10.1997
    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.
    22.03.1998
    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.
    22.03.2000
    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.
    15.11.2001
    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.
    DRY
    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).
    26.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    1238.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4317.0
    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).
    4306.0
    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 CRETACEOUS
    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.
    LANGE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    67° 4' 24.77'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    6° 27' 47.7'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7442018.41
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    389745.19
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    3202

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6706/11-1 was drilled on the Ægir prospect on the Vema Dome in the north of the Vøring basin. The main objectives for the well were to test the hydrocarbon potential of the Ægir prospect and to obtain data to allow for efficient exploration of the remaining licence area.
    Operations and results
    The original well was spudded and drilled to a total depth of 1988 m MD RT, with the 30" casing at 1340 m and 20" casing at 1685 m, respectively. This well was abandoned due to technical problems (no BOP test was obtained). The well was named 6706/11-1Z. The 1st respud was drilled to 1740 m MD RT. The 30" and the 20" casings were set at 1340 m and 1711 m, respectively. Technical problems were again the reason for abandoning this well. A bootstrap tool used to tighten the conductor and the 20" casings got stuck. The 1st re-spud was named 6706/11-1Y. The second and successful re-spud was named 6706/11-1. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 1648 m and with Barasilc silicate mud from 1648 m to TD. In the section from 2255 m to 3476 m GEM GP (glycols) were added to the Barasilc mud. The Brygge Formation consisted mainly of ooze sediments with very low densities (bulk density of 1.4 g/cm3 was measured). Small fractures/ faults were interpreted in the intersection between Paleocene sandstone and the Springar Formation. It was assumed that the ooze lithology as well as unstable and fractured formation were the predomominant cause of the drilling problems that were encountered in the top section of the wellbores.
    The dominant part of the sediments proved to be of Cretaceous age. The well intersects a single fault just below the base Quaternary and several faults at base Tertiary level. Both the Nise Sandstone 1 and the Nise Sandstone 2 formations were developed. No significant amounts of hydrocarbons were encountered only small amounts of very dry gas in an MDT sample from 3740 m. Five cores were cut in the NISE Formation. The well was permanently plugged and abandoned as a dry hole.
    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]
    1660.00
    4311.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2297.0
    2304.2
    [m ]
    2
    2306.5
    2323.0
    [m ]
    3
    3107.5
    3112.0
    [m ]
    4
    3112.0
    3136.7
    [m ]
    5
    3744.0
    3749.6
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    58.5
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2297-2302m
    Kjerne bilde med dybde: 2302-2304m
    Kjerne bilde med dybde: 2306-2311m
    Kjerne bilde med dybde: 2311-2316m
    Kjerne bilde med dybde: 2316-2321m
    2297-2302m
    2302-2304m
    2306-2311m
    2311-2316m
    2316-2321m
    Kjerne bilde med dybde: 2321-2323m
    Kjerne bilde med dybde: 3107-3212m
    Kjerne bilde med dybde: 3112-3117m
    Kjerne bilde med dybde: 3117-3122m
    Kjerne bilde med dybde: 3122-3127m
    2321-2323m
    3107-3212m
    3112-3117m
    3117-3122m
    3122-3127m
    Kjerne bilde med dybde: 3127-3232m
    Kjerne bilde med dybde: 3132-3136m
    Kjerne bilde med dybde: 3744-3749m
    Kjerne bilde med dybde: 3749-3750m
    Kjerne bilde med dybde:  
    3127-3232m
    3132-3136m
    3744-3749m
    3749-3750m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1660.0
    [m]
    DC
    RRI
    1670.0
    [m]
    DC
    RRI
    1690.0
    [m]
    DC
    RRI
    1700.0
    [m]
    DC
    RRI
    1720.0
    [m]
    DC
    RRI
    1730.0
    [m]
    DC
    RRI
    1750.0
    [m]
    DC
    RRI
    1760.0
    [m]
    DC
    RRI
    1780.0
    [m]
    DC
    RRI
    1790.0
    [m]
    DC
    RRI
    1810.0
    [m]
    DC
    RRI
    1830.0
    [m]
    DC
    RRI
    1840.0
    [m]
    DC
    RRI
    1860.0
    [m]
    DC
    RRI
    1870.0
    [m]
    DC
    RRI
    1885.0
    [m]
    DC
    RRI
    1900.0
    [m]
    DC
    RRI
    1920.0
    [m]
    DC
    RRI
    1930.0
    [m]
    DC
    RRI
    1955.0
    [m]
    DC
    RRI
    1960.0
    [m]
    DC
    RRI
    1975.0
    [m]
    DC
    RRI
    1990.0
    [m]
    DC
    RRI
    2005.0
    [m]
    DC
    RRI
    2020.0
    [m]
    DC
    RRI
    2035.0
    [m]
    DC
    RRI
    2050.0
    [m]
    DC
    RRI
    2065.0
    [m]
    DC
    RRI
    2085.0
    [m]
    DC
    RRI
    2090.0
    [m]
    DC
    RRI
    2110.0
    [m]
    DC
    RRI
    2125.0
    [m]
    DC
    RRI
    2140.0
    [m]
    DC
    RRI
    2155.0
    [m]
    DC
    RRI
    2170.0
    [m]
    DC
    RRI
    2185.0
    [m]
    DC
    RRI
    2203.0
    [m]
    DC
    RRI
    2215.0
    [m]
    DC
    RRI
    2230.0
    [m]
    DC
    RRI
    2245.0
    [m]
    DC
    RRI
    2255.0
    [m]
    DC
    RRI
    2266.0
    [m]
    SWC
    OD
    2275.0
    [m]
    DC
    RRI
    2286.5
    [m]
    SWC
    OD
    2295.5
    [m]
    SWC
    OD
    2297.7
    [m]
    C
    RRI
    2299.0
    [m]
    C
    RRI
    2301.0
    [m]
    C
    RRI
    2303.0
    [m]
    C
    RRI
    2307.3
    [m]
    C
    RRI
    2317.5
    [m]
    C
    RRI
    2321.0
    [m]
    C
    RRI
    2336.0
    [m]
    DC
    RRI
    2352.0
    [m]
    DC
    RRI
    2366.0
    [m]
    DC
    RRI
    2378.0
    [m]
    DC
    RRI
    2396.0
    [m]
    DC
    RRI
    2408.0
    [m]
    DC
    RRI
    2426.0
    [m]
    DC
    RRI
    2442.5
    [m]
    SWC
    OD
    2450.0
    [m]
    DC
    RRI
    2501.0
    [m]
    DC
    RRI
    2522.0
    [m]
    DC
    RRI
    2534.0
    [m]
    DC
    RRI
    2539.5
    [m]
    SWC
    OD
    2546.0
    [m]
    DC
    RRI
    2555.0
    [m]
    DC
    RRI
    2576.0
    [m]
    DC
    RRI
    2588.0
    [m]
    DC
    RRI
    2602.5
    [m]
    SWC
    OD
    2623.0
    [m]
    SWC
    OD
    2636.0
    [m]
    DC
    RRI
    2654.0
    [m]
    SWC
    OD
    2661.0
    [m]
    SWC
    OD
    2684.0
    [m]
    DC
    RRI
    2692.0
    [m]
    SWC
    OD
    2696.0
    [m]
    DC
    RRI
    2715.5
    [m]
    SWC
    OD
    2722.3
    [m]
    SWC
    OD
    2741.5
    [m]
    SWC
    OD
    2749.1
    [m]
    SWC
    OD
    2756.0
    [m]
    DC
    RRI
    2768.0
    [m]
    DC
    RRI
    2790.0
    [m]
    SWC
    OD
    2801.0
    [m]
    DC
    RRI
    2815.5
    [m]
    SWC
    OD
    2828.0
    [m]
    DC
    RRI
    2843.0
    [m]
    DC
    RRI
    2876.0
    [m]
    DC
    RRI
    2894.0
    [m]
    DC
    RRI
    2900.0
    [m]
    SWC
    OD
    2917.0
    [m]
    SWC
    OD
    2933.0
    [m]
    DC
    RRI
    2943.0
    [m]
    SWC
    OD
    2948.0
    [m]
    DC
    RRI
    2966.0
    [m]
    DC
    RRI
    2981.0
    [m]
    DC
    RRI
    2996.0
    [m]
    DC
    RRI
    3006.0
    [m]
    SWC
    OD
    3026.0
    [m]
    DC
    RRI
    3038.0
    [m]
    DC
    RRI
    3050.0
    [m]
    SWC
    OD
    3071.0
    [m]
    DC
    RRI
    3088.0
    [m]
    SWC
    OD
    3092.0
    [m]
    DC
    RRI
    3102.0
    [m]
    SWC
    OD
    3108.4
    [m]
    C
    RRI
    3111.0
    [m]
    C
    RRI
    3114.0
    [m]
    C
    RRI
    3118.0
    [m]
    C
    RRI
    3121.5
    [m]
    C
    RRI
    3126.0
    [m]
    C
    RRI
    3128.0
    [m]
    C
    RRI
    3132.0
    [m]
    C
    RRI
    3136.3
    [m]
    C
    RRI
    3146.0
    [m]
    DC
    RRI
    3158.0
    [m]
    SWC
    OD
    3176.0
    [m]
    DC
    RRI
    3187.2
    [m]
    SWC
    OD
    3189.0
    [m]
    SWC
    OD
    3200.0
    [m]
    DC
    RRI
    3212.0
    [m]
    DC
    RRI
    3215.0
    [m]
    SWC
    OD
    3230.0
    [m]
    DC
    RRI
    3259.0
    [m]
    SWC
    OD
    3260.0
    [m]
    DC
    RRI
    3280.0
    [m]
    SWC
    OD
    3300.0
    [m]
    SWC
    OD
    3308.0
    [m]
    DC
    RRI
    3323.0
    [m]
    DC
    RRI
    3324.0
    [m]
    SWC
    OD
    3337.0
    [m]
    SWC
    OD
    3353.0
    [m]
    SWC
    OD
    3371.0
    [m]
    DC
    RRI
    3382.0
    [m]
    SWC
    OD
    3408.0
    [m]
    SWC
    OD
    3419.0
    [m]
    SWC
    OD
    3449.0
    [m]
    SWC
    OD
    3453.0
    [m]
    SWC
    OD
    3461.0
    [m]
    DC
    RRI
    3469.2
    [m]
    SWC
    OD
    3476.0
    [m]
    DC
    RRI
    3483.0
    [m]
    SWC
    OD
    3491.0
    [m]
    DC
    RRI
    3505.0
    [m]
    SWC
    OD
    3518.0
    [m]
    DC
    RRI
    3533.0
    [m]
    DC
    RRI
    3534.0
    [m]
    SWC
    OD
    3552.0
    [m]
    DC
    RRI
    3564.0
    [m]
    SWC
    OD
    3579.0
    [m]
    SWC
    OD
    3592.3
    [m]
    SWC
    OD
    3604.0
    [m]
    SWC
    OD
    3615.0
    [m]
    DC
    RRI
    3624.0
    [m]
    SWC
    OD
    3644.0
    [m]
    DC
    RRI
    3647.5
    [m]
    C
    RRI
    3656.0
    [m]
    C
    RRI
    3665.0
    [m]
    SWC
    OD
    3686.0
    [m]
    DC
    RRI
    3699.0
    [m]
    DC
    RRI
    3716.0
    [m]
    DC
    RRI
    3734.5
    [m]
    SWC
    OD
    3745.5
    [m]
    C
    RRI
    3749.0
    [m]
    C
    RRI
    3750.0
    [m]
    C
    RRI
    3751.5
    [m]
    SWC
    OD
    3760.0
    [m]
    DC
    RRI
    3770.0
    [m]
    DC
    RRI
    3791.0
    [m]
    DC
    RRI
    3794.0
    [m]
    SWC
    OD
    3806.0
    [m]
    DC
    RRI
    3821.0
    [m]
    DC
    RRI
    3833.0
    [m]
    DC
    RRI
    3854.0
    [m]
    SWC
    OD
    3863.0
    [m]
    DC
    RRI
    3874.0
    [m]
    SWC
    OD
    3881.0
    [m]
    DC
    RRI
    3898.0
    [m]
    DC
    RRI
    3909.0
    [m]
    SWC
    OD
    3923.0
    [m]
    DC
    RRI
    3949.5
    [m]
    SWC
    OD
    3960.0
    [m]
    DC
    RRI
    3979.0
    [m]
    SWC
    OD
    3990.0
    [m]
    SWC
    OD
    4009.0
    [m]
    SWC
    OD
    4026.0
    [m]
    C
    RRI
    4074.0
    [m]
    SWC
    OD
    4124.0
    [m]
    SWC
    OD
    4133.0
    [m]
    DC
    RRI
    4142.0
    [m]
    DC
    RRI
    4142.0
    [m]
    SWC
    OD
    4197.5
    [m]
    SWC
    OD
    4217.5
    [m]
    SWC
    OD
    4231.3
    [m]
    SWC
    OD
    4238.0
    [m]
    SWC
    OD
    4245.0
    [m]
    SWC
    OD
    4247.1
    [m]
    SWC
    OD
    4252.0
    [m]
    SWC
    OD
    4262.5
    [m]
    SWC
    OD
    4276.0
    [m]
    SWC
    OD
    4287.5
    [m]
    SWC
    OD
    4296.0
    [m]
    SWC
    OD
    4317.0
    [m]
    SWC
    OD

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.62

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    1.06
    pdf
    2.30
    pdf
    0.37
    pdf
    1.03

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    3.51
    pdf
    46.50

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL GR
    1550
    1980
    CST GR
    2266
    4142
    DIR
    1264
    1343
    DPR PWD
    1341
    1641
    DPR PWD
    1844
    4317
    DSI LDT NGT
    1908
    2220
    FMI GR
    2275
    4231
    MDT GR
    2287
    3193
    MDT GR
    3102
    4215
    PEX HALS DSI NGT
    2243
    3320
    PEX HALS DSI NGT
    3200
    4229
    PEX HALS DSI NGT
    3700
    4315
    PWD - GR RES DIR
    1660
    1924
    RFT GR
    2288
    2290

  • 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
    1340.0
    36
    1343.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    1431.0
    26
    1445.0
    1.15
    LOT
    LINER
    16
    1908.0
    17 1/2
    1911.0
    1.26
    LOT
    LINER
    9 5/8
    2246.0
    14 3/4
    2250.0
    1.36
    LOT
    OPEN HOLE
    4317.0
    8 1/2
    4317.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    1264
    1.02
    spud mud
    1341
    1.05
    spud mud
    1641
    1.13
    6.0
    4.5
    barasilc
    1907
    1.11
    6.0
    4.0
    barasilc
    1933
    1.20
    22.0
    9.5
    sea water
    2246
    1.26
    27.5
    12.0
    barasilc
    4317
    1.26
    27.5
    12.0
    barasilc

  • 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
    0.29