Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
29.04.2024 - 01:33
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6507/6-2

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.
    6507/6-2
    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.
    6507/6-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    B-08-83 SP 1235
    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.
    Saga Petroleum ASA
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    679-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    81
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    27.04.1991
    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.
    16.07.1991
    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.
    16.07.1993
    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.
    18.12.2008
    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 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
    1. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    LATE CRETACEOUS
    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.
    LYSING FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    18.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    315.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4354.0
    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).
    4343.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    10.7
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    140
    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.
    ÅRE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    65° 44' 26.42'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 41' 6.55'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7291819.83
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    439718.65
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1520

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6507/6-2 was drilled in the north-western corner of the block on a rotated fault block on the Dønna Terrace, immediately northwest of the main fault zone separating the Dønna Terrace from the Nordland Ridge. The main objective of the well 6507/6-2 was to test the hydrocarbon potential in the Fangst Group and in the Tilje Formation. A secondary target was to test the reservoir properties and hydrocarbon potential of a Cretaceous dome shaped structure interpreted to be a potential Lysing Formation Equivalent. The source rock properties in the Spekk and Åre Formations would be tested by the well. The commitment was to drill at least 50 m into rocks of Triassic age; with planned TD at 4200 m. No shallow gas warnings were given for this well.
    Operations and results
    Wildcat well 6507/6-2 was spudded with the semi-submersible installation West Alpha on 27 April 1991and drilled to TD at 4345 m (4343 m TVD RKB) in Late Triassic sediments of the Åre Formation. Only minor problems occurred while drilling. The well was drilled with spud mud down to 1040 m, with KCl mud from 1040 m to 3413 m, and with Hi-Temp polymer mud from 3413 m to TD.
    The well mainly penetrated claystones with minor silt and sandstone intervals down to Top Cromer Knoll Group at 2663 m. In the Cromer Knoll Group the lithology was mainly claystone with thin intervals of sandstone and limestone. The reservoir in the Fangst Group was reached at 3727 m, 336 m deeper than prognosed and proved to be dry. However, oil was found in a thin sand bed in the Lange Formation (Turonian age) at 2754 - 2757 m. This sand was neither cored nor production tested, but oil was recovered by RFT sampling.
    Sporadic shows were recorded in thin sandstone stringers at several levels in the Lange Formation (2745 to 2753 m, 2885 m, 2945 - 2955 m, and 2946 m). The well encountered a 102 m thick Spekk Formation sequence at 3174 m. The Spekk Formation had excellent hydrocarbon potential with TOC in the range 6 - 8%, and Hydrogen Index in the range 320 to 475 mg HC/g TOC. The highest HI was in the uppermost part of the formation. Shale samples from the Åre Formation had limited source rock potential with TOC around 2.4 % and HI around 100 mg/g HC.
    Two conventional cores were cut in the Garn Formation between 3727 to 3740 m. A total of 180 sidewall cores were attempted and 130 were recovered. After having evaluated the wire line logs, it was decided to take fluid samples at 2754.5 and 2886.5 m in the Lange Formation. A segregated sample was taken at 2754.5 m where 178 litre gas, 890 ml oil, and 100 ml water was recovered. Density of the dead oil (stock tank conditions) was 0.8322 g/cm3. It was not possible to get a sample at 2886.5 m.
    The well was permanently abandoned on 16 July 1991 as a well with oil 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]
    1060.00
    4354.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3727.0
    3732.2
    [m ]
    2
    3732.2
    3739.2
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    12.2
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3727-3732m
    Kjerne bilde med dybde: 3732-3732m
    Kjerne bilde med dybde: 3732-3737m
    Kjerne bilde med dybde: 3737-3739m
    Kjerne bilde med dybde:  
    3727-3732m
    3732-3732m
    3732-3737m
    3737-3739m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1070.0
    [m]
    SWC
    SAGA
    1090.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1110.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1130.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1150.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1170.0
    [m]
    SWC
    SAGA
    1190.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1210.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1230.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1250.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1270.0
    [m]
    SWC
    SAGA
    1290.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1310.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1330.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1370.0
    [m]
    SWC
    SAGA
    1390.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1410.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1430.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1450.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1470.0
    [m]
    SWC
    SAGA
    1490.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1510.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1530.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1550.0
    [m]
    SWC
    SAGA
    1570.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1590.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1610.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1620.0
    [m]
    SWC
    SAGA
    1640.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1650.0
    [m]
    SWC
    SAGA
    1670.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1680.0
    [m]
    SWC
    SAGA
    1700.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1720.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1740.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1760.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1770.0
    [m]
    SWC
    SAGA
    1790.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1810.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1830.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1850.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1890.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1930.0
    [m]
    DC
    SAGA
    1950.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2000.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2020.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2033.0
    [m]
    SWC
    SAGA
    2094.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2110.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2116.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2130.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2144.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2150.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2160.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2170.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2180.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2190.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2200.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2210.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2220.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2230.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2240.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2250.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2260.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2280.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2290.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2300.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2310.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2320.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2330.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2340.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2350.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2360.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2370.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2380.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2390.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2400.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2410.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2420.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2430.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2440.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2450.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2460.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2470.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2480.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2490.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2500.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2510.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2520.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2530.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2540.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2550.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2560.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2570.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2580.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2590.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2610.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2620.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2630.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2640.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2650.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2654.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2670.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2680.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2690.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2700.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2710.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2720.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2730.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2740.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2752.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2760.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2770.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2780.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2790.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2800.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2810.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2820.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2825.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2830.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2840.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2850.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2860.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2870.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2875.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2880.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2890.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2900.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2915.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2930.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2940.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2950.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2960.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2972.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2980.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2990.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3000.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3010.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3020.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3030.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3090.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3100.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3107.5
    [m]
    SWC
    STRAT
    3120.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3130.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3140.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    3150.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3160.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3167.0
    [m]
    SWC
    STRAT

  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    RFT
    RFT-2A
    2754.50
    2886.50
    08.06.1991 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.34
    pdf
    3.26

  • 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
    0.62
    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
    17.86

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL
    1875
    3308
    CBL VDL GR
    800
    2026
    DIL MSFL SLS GR AMS
    3307
    4287
    DIL SLS GR
    4202
    4343
    DIL SLS LDL CNL GR
    2027
    3323
    DIL SLS LDL GR
    1038
    2044
    LDL CNL GR
    3307
    4260
    MWD - GR RES DIR
    411
    4354
    RFT
    2054
    2886
    RFT AMS GR
    3728
    3968
    SHDT GR
    3307
    4277
    VSP
    1000
    4270

  • 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
    405.0
    36
    406.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    1040.0
    26
    1042.0
    1.69
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2029.0
    17 1/2
    2030.0
    1.67
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3309.0
    12 1/4
    3310.0
    1.99
    LOT
    OPEN HOLE
    3325.0
    8 1/2
    3326.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    336
    1.05
    WATER BASED
    30.04.1991
    336
    1.05
    WATER BASED
    30.04.1991
    336
    1.05
    WATER BASED
    02.05.1991
    336
    1.05
    WATER BASED
    03.05.1991
    336
    1.05
    WATER BASED
    03.05.1991
    336
    1.05
    WATER BASED
    03.05.1991
    336
    1.05
    WATER BASED
    03.05.1991
    336
    1.05
    WATER BASED
    03.05.1991
    336
    1.05
    WATER BASED
    03.05.1991
    730
    1.44
    16.0
    7.0
    WATER BASED
    16.07.1991
    1055
    1.05
    WATER BASED
    06.05.1991
    1055
    1.05
    WATER BASED
    06.05.1991
    1055
    1.05
    WATER BASED
    06.05.1991
    1350
    1.32
    16.0
    17.0
    WATER BASED
    13.05.1991
    1487
    1.35
    16.0
    18.0
    WATER BASED
    13.05.1991
    1848
    1.45
    36.0
    25.0
    WATER BASED
    13.05.1991
    1906
    1.44
    13.0
    11.0
    WATER BASED
    16.07.1991
    2050
    1.55
    21.0
    24.0
    WATER BASED
    14.05.1991
    2050
    1.55
    20.0
    20.0
    WATER BASED
    22.05.1991
    2050
    1.55
    20.0
    18.0
    WATER BASED
    14.05.1991
    2050
    1.55
    21.0
    24.0
    WATER BASED
    14.05.1991
    2050
    1.55
    20.0
    20.0
    WATER BASED
    15.05.1991
    2050
    1.55
    20.0
    17.0
    WATER BASED
    16.05.1991
    2050
    1.55
    14.0
    21.0
    WATER BASED
    21.05.1991
    2056
    1.55
    20.0
    17.0
    WATER BASED
    22.05.1991
    2285
    1.52
    22.0
    14.0
    WATER BASED
    22.05.1991
    2285
    1.55
    22.0
    16.0
    WATER BASED
    22.05.1991
    2295
    1.52
    22.0
    16.0
    WATER BASED
    22.05.1991
    2396
    1.52
    20.0
    19.0
    WATER BASED
    23.05.1991
    2531
    1.52
    14.0
    16.0
    WATER BASED
    24.05.1991
    2531
    1.52
    15.0
    16.0
    WATER BASED
    27.05.1991
    2531
    1.52
    15.0
    16.0
    WATER BASED
    28.05.1991
    2548
    1.52
    15.0
    14.0
    WATER BASED
    28.05.1991
    2548
    1.52
    15.0
    14.0
    WATER BASED
    30.05.1991
    2573
    1.52
    16.0
    15.0
    WATER BASED
    30.05.1991
    2573
    1.52
    16.0
    15.0
    WATER BASED
    28.05.1991
    2694
    1.52
    15.0
    16.0
    WATER BASED
    28.05.1991
    2694
    1.52
    15.0
    16.0
    WATER BASED
    30.05.1991
    2727
    1.53
    22.0
    15.0
    WATER BASED
    30.05.1991
    2815
    1.52
    19.0
    15.0
    WATER BASED
    30.05.1991
    2907
    1.52
    19.0
    16.0
    WATER BASED
    30.05.1991
    2907
    1.54
    18.0
    15.0
    WATER BASED
    04.06.1991
    2907
    1.54
    17.0
    18.0
    WATER BASED
    03.06.1991
    2994
    1.54
    19.0
    16.0
    WATER BASED
    04.06.1991
    3013
    1.54
    21.0
    17.0
    WATER BASED
    04.06.1991
    3111
    1.54
    20.0
    17.0
    WATER BASED
    05.06.1991
    3169
    1.54
    21.0
    16.0
    WATER BASED
    07.06.1991
    3217
    1.55
    20.0
    18.0
    WATER BASED
    07.06.1991
    3314
    1.55
    22.0
    16.0
    WATER BASED
    07.06.1991
    3325
    1.55
    22.0
    14.0
    WATER BASED
    11.06.1991
    3325
    1.55
    21.0
    16.0
    WATER BASED
    11.06.1991
    3325
    1.55
    21.0
    16.0
    WATER BASED
    11.06.1991
    3325
    1.52
    20.0
    16.0
    WATER BASED
    11.06.1991
    3327
    1.52
    21.0
    18.0
    WATER BASED
    13.06.1991
    3327
    1.52
    21.0
    18.0
    WATER BASED
    13.06.1991
    3413
    1.52
    19.0
    13.0
    WATER BASED
    17.06.1991
    3460
    1.52
    21.0
    28.0
    WATER BASED
    18.06.1991
    3503
    1.52
    20.0
    10.0
    WATER BASED
    18.06.1991
    3618
    1.52
    21.0
    12.0
    WATER BASED
    18.06.1991
    3722
    1.45
    14.0
    12.0
    WATER BASED
    15.07.1991
    3727
    1.52
    20.0
    10.0
    WATER BASED
    21.06.1991
    3727
    1.52
    20.0
    10.0
    WATER BASED
    19.06.1991
    3732
    1.52
    21.0
    12.0
    WATER BASED
    21.06.1991
    3740
    1.52
    20.0
    10.0
    WATER BASED
    21.06.1991
    3806
    1.52
    22.0
    13.0
    WATER BASED
    21.06.1991
    3849
    1.52
    21.0
    12.0
    WATER BASED
    25.06.1991
    4002
    1.50
    21.0
    12.0
    WATER BASED
    25.06.1991
    4056
    1.48
    17.0
    10.0
    WATER BASED
    25.06.1991
    4100
    1.45
    18.0
    13.0
    WATER BASED
    25.06.1991
    4180
    1.45
    18.0
    13.0
    WATER BASED
    26.06.1991
    4180
    1.45
    15.0
    13.0
    WATER BASED
    28.06.1991
    4273
    1.45
    18.0
    15.0
    WATER BASED
    01.07.1991
    4284
    1.45
    18.0
    14.0
    WATER BASED
    02.07.1991
    4284
    1.45
    18.0
    14.0
    WATER BASED
    02.07.1991
    4296
    1.45
    17.0
    14.0
    WATER BASED
    02.07.1991
    4327
    1.45
    15.0
    15.0
    WATER BASED
    03.07.1991
    4335
    1.45
    15.0
    18.0
    WATER BASED
    03.07.1991
    4343
    1.45
    16.0
    15.0
    WATER BASED
    05.07.1991
    4354
    1.45
    15.0
    23.0
    WATER BASED
    08.07.1991
    4354
    1.45
    14.0
    9.0
    WATER BASED
    09.07.1991
    4354
    1.45
    16.0
    19.0
    WATER BASED
    09.07.1991
    4354
    1.45
    15.0
    23.0
    WATER BASED
    09.07.1991
    4354
    1.45
    15.0
    23.0
    WATER BASED
    09.07.1991
    4354
    1.45
    17.0
    20.0
    WATER BASED
    11.07.1991
    4354
    1.45
    17.0
    20.0
    WATER BASED
    15.07.1991

  • 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