Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
28.04.2024 - 01:35
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6506/12-11 S

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.
    6506/12-11 S
    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.
    NORWEGIAN 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.
    6506/12-11
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    3 D HWM-94: INLINE 4188 & CROSSLINE 1678
    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.
    849-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    92
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    08.06.1996
    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.
    07.09.1996
    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.
    07.09.1998
    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.
    24.09.2002
    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.
    APPRAISAL
    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
    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.
    TILJE FM
    2. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.
    EARLY JURASSIC
    2. nivå med hydrokarboner, formasjon
    Navn på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor hydrokarboner er blitt påvist. Vises bare på brønner som er frigitt.Eksempler på lovlige verdier: BASEMENT, COOK FM, EKOFISK FM, HEIMDAL FM, SANDNES FM, SOGNEFJORD FM, TARBERT FM, BRENT GP.
    ÅRE 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.
    289.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    5268.0
    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).
    4843.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    33.2
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    167
    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.
    EARLY JURASSIC
    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° 5' 7.2'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    6° 40' 54.75'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7220144.87
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    391047.42
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2795

  • Brønnhistorie
    General
    The well 6506/12-11 S was planned to be completed as a future producer. The main objectives of the well were to collect data on reservoir quality and fluid distribution, perform a long-term test to evaluate the continuity of the reservoir in the Tilje Formation, carry out an interference test between this well and an adjacent gas injector, 6506/11-5 S, and to investigate the effect of stimulation by fracturing on well productivity.
    Operations and results
    The deviated appraisal well 6506/12-11 S was spudded on 8 June 1996 with the semi-submersible installation "Transocean Searcher" and drilled to a TD of 5268 m (4842.5 m TVD), approximately 60 m into the Åre Formation. Drilling was interrupted for 11 days by a labour conflict. The well was drilled with seawater and high viscosity pills down to 621 m, Anco 2000 mud with glycol from 621 to 2242 m, and with oil based Anco vert from 2242 m to TD. The well penetrated the top of the Tilje Formation and the Åre Formation, respectively, 18 m and 9.5 m shallower than prognosed. Both the Tilje and the Åre Formations were hydrocarbon bearing. Two tests were performed, one in Åre and one in Tilje. In addition, a minifrac test was performed in the Åre Formation. Six cores (196 m, 187 m recovered) were cut in the Tilje and Åre Formations. Three MDT wireline samples were taken in the well, one from each of the formations Åre, Tilje, and Garn. The samples from the Tilje and Åre Formations contained oil and gas, while the sample from the Garn Formation, contained formation water. A 7" liner was run and cemented on 9 August 1996. After testing, well 6506/12-11 S was suspended on 7 September 1996 as an oil appraisal well. The well was re-entered (6506/12-11 SR) on 11 November 1996 for an extended test. Well 6506/12-11 SR was suspended as an oil appraisal well on 1 February 1997 and re-classed to development well 6506/12-I-4 H.
    Testing
    Test 1 in 6506/12-11 S was carried out over the interval 5226 - 5235.5 m in Åre and flowed with a rate of 685 Sm3/day oil and 453000 Sm3/day gas. Test 2 in 6506/12-11 S was carried out over the interval 5197.5 - 5206.5 m in Tilje and flowed with a rate of 470 Sm3/day oil and 173900 Sm3/day gas. The testing in 6506/12-11 SR consisted of a prefrac test in Tilje 1.1 followed by a massiv hydraulic stimulation and clean up with coiled tubing prior to start the extended well test. Most of the produced oil during the well test was recovered by the floating production, storage and testing vessel "Crystal Sea". When offloading Crystal Sea at Mongstad, the oil was burnt off at the installation.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    3640.00
    5267.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    5041.0
    5054.7
    [m ]
    2
    5063.0
    5116.8
    [m ]
    3
    5117.0
    5146.0
    [m ]
    4
    5146.0
    5166.8
    [m ]
    5
    5167.0
    5212.7
    [m ]
    6
    5212.7
    5237.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    187.3
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 5041-5046m
    Kjerne bilde med dybde: 5046-5051m
    Kjerne bilde med dybde: 5051-5054m
    Kjerne bilde med dybde: 5063-5068m
    Kjerne bilde med dybde: 5068-5073m
    5041-5046m
    5046-5051m
    5051-5054m
    5063-5068m
    5068-5073m
    Kjerne bilde med dybde: 5073-5078m
    Kjerne bilde med dybde: 5078-5083m
    Kjerne bilde med dybde: 5083-5088m
    Kjerne bilde med dybde: 5088-5093m
    Kjerne bilde med dybde: 5093-5098m
    5073-5078m
    5078-5083m
    5083-5088m
    5088-5093m
    5093-5098m
    Kjerne bilde med dybde: 5098-5103m
    Kjerne bilde med dybde: 5103-5108m
    Kjerne bilde med dybde: 5108-5113m
    Kjerne bilde med dybde: 5113-5117m
    Kjerne bilde med dybde: 5117-5122m
    5098-5103m
    5103-5108m
    5108-5113m
    5113-5117m
    5117-5122m
    Kjerne bilde med dybde: 5122-5127m
    Kjerne bilde med dybde: 5127-5132m
    Kjerne bilde med dybde: 5132-5137m
    Kjerne bilde med dybde: 5137-5142m
    Kjerne bilde med dybde: 5142-5146m
    5122-5127m
    5127-5132m
    5132-5137m
    5137-5142m
    5142-5146m
    Kjerne bilde med dybde: 5146-5151m
    Kjerne bilde med dybde: 5151-5156m
    Kjerne bilde med dybde: 5156-5161m
    Kjerne bilde med dybde: 5161-5166m
    Kjerne bilde med dybde: 5166-5167m
    5146-5151m
    5151-5156m
    5156-5161m
    5161-5166m
    5166-5167m
    Kjerne bilde med dybde: 5167-5172m
    Kjerne bilde med dybde: 5172-5177m
    Kjerne bilde med dybde: 5177-5182m
    Kjerne bilde med dybde: 5182-5187m
    Kjerne bilde med dybde: 5187-5192m
    5167-5172m
    5172-5177m
    5177-5182m
    5182-5187m
    5187-5192m
    Kjerne bilde med dybde: 5192-5197m
    Kjerne bilde med dybde: 5197-5202m
    Kjerne bilde med dybde: 5202-5207m
    Kjerne bilde med dybde: 5207-5212m
    Kjerne bilde med dybde: 5212-5213m
    5192-5197m
    5197-5202m
    5202-5207m
    5207-5212m
    5212-5213m
    Kjerne bilde med dybde: 5213-5217m
    Kjerne bilde med dybde: 5217-5222m
    Kjerne bilde med dybde: 5222-5227m
    Kjerne bilde med dybde: 5227-5232m
    Kjerne bilde med dybde: 5232-5237m
    5213-5217m
    5217-5222m
    5222-5227m
    5227-5232m
    5232-5237m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    3640.0
    [m]
    DC
    RRI
    3660.0
    [m]
    DC
    RRI
    3680.0
    [m]
    DC
    RRI
    3690.0
    [m]
    DC
    RRI
    3710.0
    [m]
    DC
    RRI
    3720.0
    [m]
    DC
    RRI
    3750.0
    [m]
    DC
    RRI
    3760.0
    [m]
    DC
    RRI
    3780.0
    [m]
    DC
    RRI
    3790.0
    [m]
    DC
    RRI
    3810.0
    [m]
    DC
    RRI
    3830.0
    [m]
    DC
    RRI
    3840.0
    [m]
    DC
    RRI
    3860.0
    [m]
    DC
    RRI
    3870.0
    [m]
    DC
    RRI
    3890.0
    [m]
    DC
    RRI
    3900.0
    [m]
    DC
    RRI
    3920.0
    [m]
    DC
    RRI
    3930.0
    [m]
    DC
    RRI
    3950.0
    [m]
    DC
    RRI
    3970.0
    [m]
    DC
    RRI
    3980.0
    [m]
    DC
    RRI
    4000.0
    [m]
    DC
    RRI
    4020.0
    [m]
    DC
    RRI
    4030.0
    [m]
    DC
    RRI
    4050.0
    [m]
    DC
    RRI
    4060.0
    [m]
    DC
    RRI
    4080.0
    [m]
    DC
    RRI
    4090.0
    [m]
    DC
    RRI
    4110.0
    [m]
    DC
    RRI
    4120.0
    [m]
    DC
    RRI
    4140.0
    [m]
    DC
    RRI
    4150.0
    [m]
    DC
    RRI
    4170.0
    [m]
    DC
    RRI
    4185.0
    [m]
    DC
    RRI
    4200.0
    [m]
    DC
    RRI
    4215.0
    [m]
    DC
    RRI
    4230.0
    [m]
    DC
    RRI
    4250.0
    [m]
    DC
    RRI
    4265.0
    [m]
    DC
    RRI
    4280.0
    [m]
    DC
    RRI
    4335.0
    [m]
    DC
    RRI
    4350.0
    [m]
    DC
    RRI
    4365.0
    [m]
    DC
    RRI
    4380.0
    [m]
    DC
    RRI
    4395.0
    [m]
    DC
    RRI
    4410.0
    [m]
    DC
    RRI
    4425.0
    [m]
    DC
    RRI
    4440.0
    [m]
    DC
    RRI
    4455.0
    [m]
    DC
    RRI
    4470.0
    [m]
    DC
    RRI
    4485.0
    [m]
    DC
    RRI
    4500.0
    [m]
    DC
    RRI
    4515.0
    [m]
    DC
    RRI
    4530.0
    [m]
    DC
    RRI
    4545.0
    [m]
    DC
    RRI
    4551.0
    [m]
    DC
    RRI
    4560.0
    [m]
    DC
    RRI
    4566.0
    [m]
    DC
    RRI
    4578.0
    [m]
    DC
    RRI
    4584.0
    [m]
    DC
    RRI
    4587.0
    [m]
    DC
    RRI
    4590.0
    [m]
    DC
    RRI
    4596.0
    [m]
    DC
    RRI
    4611.0
    [m]
    DC
    RRI
    4626.0
    [m]
    DC
    RRI
    4644.0
    [m]
    DC
    RRI
    4656.0
    [m]
    DC
    RRI
    4665.0
    [m]
    DC
    RRI
    4674.0
    [m]
    DC
    RRI
    4683.0
    [m]
    DC
    RRI
    4692.0
    [m]
    DC
    RRI
    4704.0
    [m]
    DC
    RRI
    4713.0
    [m]
    DC
    RRI
    4722.0
    [m]
    DC
    RRI
    4731.0
    [m]
    DC
    RRI
    4740.0
    [m]
    DC
    RRI
    4749.0
    [m]
    DC
    RRI
    4761.0
    [m]
    DC
    RRI
    4770.0
    [m]
    DC
    RRI
    4782.0
    [m]
    DC
    RRI
    4791.0
    [m]
    DC
    RRI
    4800.0
    [m]
    DC
    RRI
    4809.0
    [m]
    DC
    RRI
    4818.0
    [m]
    DC
    RRI
    4827.0
    [m]
    DC
    RRI
    4836.0
    [m]
    DC
    RRI
    4845.0
    [m]
    DC
    RRI
    4854.0
    [m]
    DC
    RRI
    4860.0
    [m]
    DC
    RRI
    4869.0
    [m]
    DC
    RRI
    4878.0
    [m]
    DC
    RRI
    4887.0
    [m]
    DC
    RRI
    4896.0
    [m]
    DC
    RRI
    4905.0
    [m]
    DC
    RRI
    4914.0
    [m]
    DC
    RRI
    4922.0
    [m]
    DC
    RRI
    4932.0
    [m]
    DC
    RRI
    4941.0
    [m]
    DC
    RRI
    4950.0
    [m]
    DC
    RRI
    4959.0
    [m]
    DC
    RRI
    4968.0
    [m]
    DC
    RRI
    4977.0
    [m]
    DC
    RRI
    4986.0
    [m]
    DC
    RRI
    4995.0
    [m]
    DC
    RRI
    5001.0
    [m]
    DC
    RRI
    5007.0
    [m]
    DC
    RRI
    5013.0
    [m]
    DC
    RRI
    5019.0
    [m]
    DC
    RRI
    5025.0
    [m]
    DC
    RRI
    5031.0
    [m]
    DC
    RRI
    5037.0
    [m]
    DC
    RRI
    5041.8
    [m]
    C
    RRI
    5050.4
    [m]
    C
    RRI
    5054.5
    [m]
    C
    RRI
    5063.2
    [m]
    C
    RRI
    5065.6
    [m]
    C
    RRI
    5072.1
    [m]
    C
    RRI
    5076.5
    [m]
    C
    RRI
    5082.1
    [m]
    C
    RRI
    5087.7
    [m]
    C
    RRI
    5096.4
    [m]
    C
    RRI
    5096.7
    [m]
    C
    RRI
    5102.8
    [m]
    C
    RRI
    5108.8
    [m]
    C
    RRI
    5116.4
    [m]
    C
    RRI
    5122.5
    [m]
    C
    RRI
    5128.5
    [m]
    C
    RRI
    5134.6
    [m]
    C
    RRI
    5139.4
    [m]
    C
    RRI
    5143.0
    [m]
    C
    RRI
    5146.7
    [m]
    C
    RRI
    5152.7
    [m]
    C
    RRI
    5158.5
    [m]
    C
    RRI
    5163.9
    [m]
    C
    RRI
    5169.4
    [m]
    C
    RRI
    5224.4
    [m]
    C
    RRI
    5229.0
    [m]
    C
    RRI
    5232.6
    [m]
    C
    RRI
    5236.8
    [m]
    C
    RRI

  • 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
    0.00
    0.00
    23.08.1996 - 09:30
    YES
    DST
    DST2
    0.00
    0.00
    03.09.1996 - 05:30
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.61

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    1.00

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    44.41

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    5236
    5226
    20.6
    2.0
    5207
    5198
    19.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    12.000
    162
    2.0
    73.000
    162
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    690
    453000
    0.840
    656
    2.0
    470
    173900
    0.831
    0.775
    360

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    6CAL CHT GR
    2207
    4730
    DIFL MAC CHT GR
    4735
    5271
    DPR
    617
    4756
    FMT VPC CHT GR
    3709
    4369
    MAC HXDIP GR
    3600
    5270
    MDT GR
    4768
    5230
    MRIL CHT GR
    4736
    5233
    TRIPLE COMBO
    4756
    5264
    VSP GR
    1825
    5260
    ZDL CN CHT GR
    3590
    5275

  • 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
    370.0
    36
    370.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    617.0
    26
    618.0
    1.40
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2227.0
    17 1/2
    2230.0
    1.87
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    4739.0
    12 1/4
    4739.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    5268.0
    8 1/2
    5268.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    1070
    1.25
    DUMMY
    1720
    1.28
    DUMMY
    2242
    1.36
    18.0
    ANCO 2000
    2340
    1.65
    65.0
    ANCO VERT
    2560
    1.66
    52.0
    ANCO VERT
    3980
    1.76
    59.0
    ANCO VERT
    3986
    1.66
    52.0
    ANCO VERT
    4326
    1.72
    54.0
    ANCO VERT
    4548
    1.76
    56.0
    ANCO VERT
    4619
    1.76
    55.0
    ANCO VERT
    4727
    1.76
    57.0
    ANCO VERT
    4756
    1.76
    56.0
    ANCO VERT
    4790
    1.20
    DUMMY
    4790
    1.20
    18.0
    ANCO VERT
    4802
    1.20
    30.0
    ANCO VERT
    4831
    1.20
    29.0
    ANCO VERT
    4950
    1.20
    DUMMY
    4953
    1.20
    23.0
    ANCO VERT
    4999
    1.20
    25.0
    ANCO VERT
    5041
    1.20
    27.0
    ANCO VERT
    5063
    1.20
    18.0
    ANCO VERT
    5117
    1.20
    DUMMY
    5146
    1.20
    DUMMY
    5212
    1.20
    DUMMY
    5237
    1.20
    DUMMY
    5268
    1.20
    30.0
    ANCO VERT
    5268
    1.20
    DUMMY

  • 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
    0.30