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

6406/3-4

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.
    6406/3-4
    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.
    6406/3-4
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST 8710 - 201 SP. 870
    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.
    563-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    96
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    25.09.1987
    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.
    29.12.1987
    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.
    29.12.1989
    Publiseringsdato
    Dato kvalitetskontroll av informasjon om brønnbanen ble ferdig, slik at den kan publiseres på internett som en 'Well Data Summary Sheet brønnbane', dvs. med mer informasjon tilgjengelig enn for andre brønnbaner.
    18.05.2004
    Opprinnelig formål
    Formålet med brønnbanen definert før borestart.Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS. Eksempler på lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner: OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION.
    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 SHOWS
    Funnbrønnbane
    Indikator som forteller om brønnbanen påviste et nytt funn. Lovlige verdier: YES, NO. For brønnbaner der resultatet ikke er pressemeldt eller på annet vis avklart, blir «NO» benyttet.
    NO
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    29.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    295.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4414.0
    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).
    4410.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    6
    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.
    TILJE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    64° 53' 0.11'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    6° 50' 48.55'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7197370.60
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    398030.83
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1173

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6406/3-4 was drilled to appraise the Trestakk oil discovery made with well 6406/3-2. The primary purpose of the well was to appraise hydrocarbon accumulations of significant amounts in the Middle Jurassic reservoirs down flanks on the Trestakk structure. Secondary objectives were to check for hydrocarbon accumulations deeper than the structural closure of the main field, to verify the geophysical and structural interpretation, and improve the geological, paleontological and geochemical understanding of the area. Total depth was to be 50 m into the Ti1je Formation.
    Operations and results
    Appraisal well 6406/3-4 was spudded with the Dyvi Offshore semi-submersible installation Dyvi Delta on 25 September 1987 and drilled to TD at 4414 m in Early Jurassic Tilje Formation. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 1179 m, with gypsum/polymer mud from 1179 m to 3984 m, and with gel/lignosulphonate mud from 3984 m to TD. Drilling proceeded without significant problems and there were no signs of shallow gas. An expected pressure build-up started in Paleocene and reached its maximum at 1.50 g/cm3 EMV in the top of Cretaceous. After this the over-pressure decreased and was at 1.42 g/cm3 EMV close to top Jurassic.
    A very weak show was recorded in association with a 2.61% gas peak at 2469 m in the Springar Formation. From 2450 m in the Nise Formation to 2670 m shows were recorded on 50 % of sandstone samples. These shows appeared to be a volatile, light petroleum and continued, gradually disappearing, down to 2750 m in the Nise Formation. Top reservoir came in at 4018 m. There were good shows on cores down to 4078 m, but the reservoir qualities did not seem to be very good due to low permeability. In the Ile Formation poor shows were recorded on cores, indicating tight rocks or residual oil. Residual shows were recorded also in the Tofte Formation, while weak "background" shows were recorded in the Tilje Formation from 4372 m to TD. Geochemical analyses of core sample extracts were consistent with a suggested contact/spill point at 4039 m, and a change in the hydrocarbon shows characteristics was confirmed at 4052 m. The geochemical analyses further confirmed that core chip extracts from the interval 4021.18 m to 4051.94 m in the Garn Formation, and a DST sample from the same formation in the discovery well 6406/3-2 belonged to the same oil family. A proposed OWC at 4074 m was not verified by the geochemical analyses. Results of the well 6406/3-4 indicated that reservoir properties decreased down flanks on the structure. As a result the reserve estimates for the Trestakk structure for oil and associated gas were reduced after drilling this well. Six cores were cut, four in the Garn Formation in the interval 4020 - 4122 m, and two in the Ile Formation in the interval 4156 - 4213 m. Two FMT fluid samples were taken, one at 4105.3 m and another at 4108 m. The well was permanently abandoned on 29 December 1987 as a dry hole with shows.
    Testing
    Four drill stem tests were carried out, one in the Ile Formation (DST 1) and three in the Garn Formation (DST 2, 3 and 4). DST 1 (4175 m to 4198 m) produced 1.8 - 2 m3 fluid/day. No samples were taken. DST 2 (4103 m to 4117 m) produced 60 m3 water/day decreasing to 2.7 m3 water/day. Bottom hole samples were taken. DST 3 (4054 m to 4082 m) produced 7.4 m3 water/day decreasing to 4 m3 water /day. Bottom hole samples were taken. DST 4 (4025 m to 4044 m) produced 2.6 m3/day decreasing to 1.6 m3/day. No sampling.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1190.00
    4413.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    4020.0
    4048.4
    [m ]
    2
    4048.4
    4076.6
    [m ]
    3
    4076.5
    4094.8
    [m ]
    4
    4094.8
    4122.7
    [m ]
    5
    4156.0
    4184.3
    [m ]
    6
    4185.0
    4212.8
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    158.9
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 4020-4025m
    Kjerne bilde med dybde: 4025-4030m
    Kjerne bilde med dybde: 4030-4035m
    Kjerne bilde med dybde: 4035-4040m
    Kjerne bilde med dybde: 4040-4045m
    4020-4025m
    4025-4030m
    4030-4035m
    4035-4040m
    4040-4045m
    Kjerne bilde med dybde: 4045-4048m
    Kjerne bilde med dybde: 4048-4053m
    Kjerne bilde med dybde: 4053-4058m
    Kjerne bilde med dybde: 4058-4063m
    Kjerne bilde med dybde: 4063-4068m
    4045-4048m
    4048-4053m
    4053-4058m
    4058-4063m
    4063-4068m
    Kjerne bilde med dybde: 4068-4073m
    Kjerne bilde med dybde: 4073-4076m
    Kjerne bilde med dybde: 4076-4081m
    Kjerne bilde med dybde: 4081-4086m
    Kjerne bilde med dybde: 4086-4091m
    4068-4073m
    4073-4076m
    4076-4081m
    4081-4086m
    4086-4091m
    Kjerne bilde med dybde: 4091-4094m
    Kjerne bilde med dybde: 4094-4099m
    Kjerne bilde med dybde: 4099-4104m
    Kjerne bilde med dybde: 4104-4109m
    Kjerne bilde med dybde: 4109-4114m
    4091-4094m
    4094-4099m
    4099-4104m
    4104-4109m
    4109-4114m
    Kjerne bilde med dybde: 4114-4119m
    Kjerne bilde med dybde: 4119-4122m
    Kjerne bilde med dybde: 4156-4161m
    Kjerne bilde med dybde: 4161-4166m
    Kjerne bilde med dybde: 4166-4171m
    4114-4119m
    4119-4122m
    4156-4161m
    4161-4166m
    4166-4171m
    Kjerne bilde med dybde: 4171-4176m
    Kjerne bilde med dybde: 4181-4184m
    Kjerne bilde med dybde: 4176-4181m
    Kjerne bilde med dybde: 4185-4190m
    Kjerne bilde med dybde: 4190-4195m
    4171-4176m
    4181-4184m
    4176-4181m
    4185-4190m
    4190-4195m
    Kjerne bilde med dybde: 4195-4200m
    Kjerne bilde med dybde: 4200-4205m
    Kjerne bilde med dybde: 4205-4210m
    Kjerne bilde med dybde: 4210-4212m
    Kjerne bilde med dybde:  
    4195-4200m
    4200-4205m
    4205-4210m
    4210-4212m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2475.0
    [m]
    DC
    RRI
    2490.0
    [m]
    DC
    RRI
    2505.0
    [m]
    DC
    RRI
    2520.0
    [m]
    DC
    RRI
    2535.0
    [m]
    DC
    RRI
    2550.0
    [m]
    DC
    RRI
    2565.0
    [m]
    DC
    RRI
    2580.0
    [m]
    DC
    RRI
    2628.0
    [m]
    DC
    RRI
    2649.0
    [m]
    DC
    RRI
    2655.0
    [m]
    DC
    RRI
    2682.0
    [m]
    DC
    RRI
    2712.0
    [m]
    DC
    RRI
    2724.0
    [m]
    DC
    RRI
    2742.0
    [m]
    DC
    RRI
    2754.0
    [m]
    DC
    RRI
    2772.0
    [m]
    DC
    RRI
    2784.0
    [m]
    DC
    RRI
    2802.0
    [m]
    DC
    RRI
    2814.0
    [m]
    DC
    RRI
    2832.0
    [m]
    DC
    RRI
    2844.0
    [m]
    DC
    RRI
    2874.0
    [m]
    DC
    RRI
    2892.0
    [m]
    DC
    RRI
    2904.0
    [m]
    DC
    RRI
    2944.0
    [m]
    DC
    RRI
    2952.0
    [m]
    DC
    RRI
    2964.0
    [m]
    DC
    RRI
    2982.0
    [m]
    DC
    RRI
    3012.0
    [m]
    DC
    RRI
    3026.0
    [m]
    DC
    RRI
    3042.0
    [m]
    DC
    RRI
    3044.0
    [m]
    DC
    RRI
    3054.0
    [m]
    DC
    RRI
    3084.0
    [m]
    DC
    RRI
    3114.0
    [m]
    DC
    RRI
    3129.0
    [m]
    DC
    RRI
    3144.0
    [m]
    DC
    RRI
    3159.0
    [m]
    DC
    RRI
    3174.0
    [m]
    DC
    RRI
    3184.0
    [m]
    DC
    RRI
    3204.0
    [m]
    DC
    RRI
    3214.0
    [m]
    DC
    RRI
    3234.0
    [m]
    DC
    RRI
    3249.0
    [m]
    DC
    RRI
    3264.0
    [m]
    DC
    RRI
    3279.0
    [m]
    DC
    RRI
    3294.0
    [m]
    DC
    RRI
    3304.0
    [m]
    DC
    RRI
    3324.0
    [m]
    DC
    RRI
    3339.0
    [m]
    DC
    RRI
    3354.0
    [m]
    DC
    RRI
    3369.0
    [m]
    DC
    RRI
    3384.0
    [m]
    DC
    RRI
    3399.0
    [m]
    DC
    RRI
    3414.0
    [m]
    DC
    RRI
    3429.0
    [m]
    DC
    RRI
    3434.0
    [m]
    DC
    RRI
    3444.0
    [m]
    DC
    RRI
    3454.0
    [m]
    DC
    RRI
    3459.0
    [m]
    DC
    RRI
    3474.0
    [m]
    DC
    RRI
    3489.0
    [m]
    DC
    RRI
    3504.0
    [m]
    DC
    RRI
    3519.0
    [m]
    DC
    RRI
    3534.0
    [m]
    DC
    RRI
    3549.0
    [m]
    DC
    RRI
    3564.0
    [m]
    DC
    RRI
    3579.0
    [m]
    DC
    RRI
    3594.0
    [m]
    DC
    RRI
    3604.0
    [m]
    DC
    RRI
    3624.0
    [m]
    DC
    RRI
    3639.0
    [m]
    DC
    RRI
    3644.0
    [m]
    DC
    RRI
    3654.0
    [m]
    DC
    RRI
    3669.0
    [m]
    DC
    RRI
    3684.0
    [m]
    DC
    RRI
    3714.0
    [m]
    DC
    RRI
    3729.0
    [m]
    DC
    RRI
    3744.0
    [m]
    DC
    RRI
    3759.0
    [m]
    DC
    RRI
    3774.0
    [m]
    DC
    RRI
    3789.0
    [m]
    DC
    RRI
    3804.0
    [m]
    DC
    RRI
    3819.0
    [m]
    DC
    RRI
    3834.0
    [m]
    DC
    RRI
    3849.0
    [m]
    DC
    RRI
    3864.0
    [m]
    DC
    RRI
    3879.0
    [m]
    DC
    RRI
    3894.0
    [m]
    DC
    RRI
    3909.0
    [m]
    DC
    RRI
    3924.0
    [m]
    DC
    RRI
    3990.0
    [m]
    DC
    RRI
    3996.0
    [m]
    DC
    RRI
    3999.0
    [m]
    DC
    RRI
    4002.0
    [m]
    DC
    RRI
    4008.0
    [m]
    DC
    RRI
    4011.0
    [m]
    DC
    RRI
    4014.0
    [m]
    DC
    RRI
    4017.0
    [m]
    DC
    RRI
    4023.0
    [m]
    DC
    RRI
    4029.0
    [m]
    C
    RRI
    4030.0
    [m]
    C
    RRI
    4034.0
    [m]
    C
    RRI
    4035.0
    [m]
    C
    RRI
    4041.0
    [m]
    C
    RRI
    4042.0
    [m]
    C
    RRI
    4046.0
    [m]
    C
    RRI
    4049.0
    [m]
    C
    RRI
    4054.0
    [m]
    C
    RRI
    4062.0
    [m]
    C
    RRI
    4068.0
    [m]
    C
    RRI
    4074.0
    [m]
    C
    RRI
    4079.0
    [m]
    C
    RRI
    4080.0
    [m]
    C
    RRI
    4087.0
    [m]
    C
    RRI
    4088.0
    [m]
    C
    RRI
    4089.0
    [m]
    C
    RRI
    4090.0
    [m]
    C
    RRI
    4096.0
    [m]
    C
    RRI
    4100.0
    [m]
    C
    RRI
    4105.0
    [m]
    C
    RRI
    4107.0
    [m]
    C
    RRI
    4114.0
    [m]
    C
    RRI
    4116.0
    [m]
    C
    RRI
    4118.0
    [m]
    C
    RRI
    4121.0
    [m]
    C
    RRI
    4122.0
    [m]
    C
    RRI
    4137.0
    [m]
    DC
    RRI
    4140.0
    [m]
    DC
    RRI
    4152.0
    [m]
    DC
    RRI
    4156.0
    [m]
    C
    RRI
    4158.0
    [m]
    C
    RRI
    4160.0
    [m]
    C
    RRI
    4161.0
    [m]
    C
    RRI
    4166.0
    [m]
    C
    RRI
    4170.0
    [m]
    C
    RRI
    4171.0
    [m]
    C
    RRI
    4174.0
    [m]
    C
    RRI
    4176.0
    [m]
    C
    RRI
    4181.0
    [m]
    C
    RRI
    4182.0
    [m]
    C
    RRI
    4185.0
    [m]
    C
    RRI
    4187.0
    [m]
    C
    RRI
    4192.0
    [m]
    C
    RRI
    4194.0
    [m]
    C
    RRI
    4198.0
    [m]
    C
    RRI
    4204.0
    [m]
    C
    RRI
    4212.0
    [m]
    DC
    RRI
    4221.0
    [m]
    C
    RRI
    4227.0
    [m]
    DC
    RRI
    4230.0
    [m]
    DC
    RRI
    4239.0
    [m]
    DC
    RRI
    4245.0
    [m]
    DC
    RRI
    4260.0
    [m]
    DC
    RRI
    4275.0
    [m]
    DC
    RRI
    4290.0
    [m]
    DC
    RRI
    4305.0
    [m]
    DC
    RRI
    4320.0
    [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

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.65

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    1.28

  • 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
    0.45
    pdf
    0.39

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    29.39

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    4175
    4198
    25.4
    2.0
    4103
    4117
    7.9
    3.0
    4054
    4082
    4.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    43.000
    2.0
    41.000
    3.0
    40.000
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    2.0
    3.0

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL
    430
    1330
    CBL VDL
    2500
    3974
    CBL VDL
    3817
    4380
    CDL CN SPL GR
    3974
    4406
    DIFL ACL GR
    3974
    4414
    DIFL ACL GR CDL
    323
    1177
    DIFL ACL GR CDL
    1156
    2665
    DIFL ACL GR CDL
    2648
    3984
    DLL MLL GR
    3974
    4412
    FMTHP GR
    4027
    4391
    FMTHP GR
    4033
    4105
    FMTHP GR
    4103
    4402
    HRDIP
    3974
    4411
    MWD - GR RES ROP DIR
    442
    4341
    VSP
    440
    4350

  • 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
    436.0
    36
    442.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    1157.0
    26
    1179.0
    1.60
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2648.0
    17 1/2
    2692.0
    1.87
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3970.0
    12 1/4
    3984.0
    1.98
    LOT
    LINER
    7
    4414.0
    8 1/2
    4414.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    375
    1.03
    WATER BASED
    29.12.1987
    442
    1.05
    9400.0
    WATER BASED
    28.09.1987
    442
    1.05
    105.0
    WATER BASED
    28.09.1987
    507
    1.03
    WATER BASED
    28.12.1987
    526
    1.03
    WATER BASED
    28.12.1987
    586
    1.06
    4400.0
    4.5
    WATER BASED
    28.12.1987
    731
    1.05
    120.0
    WATER BASED
    28.09.1987
    1101
    1.05
    100.0
    WATER BASED
    29.09.1987
    1179
    1.05
    95.0
    WATER BASED
    30.09.1987
    1179
    1.05
    100.0
    WATER BASED
    01.10.1987
    1179
    1.05
    100.0
    WATER BASED
    02.10.1987
    1179
    1.05
    100.0
    WATER BASED
    05.10.1987
    1179
    1.06
    1500.0
    5.1
    WATER BASED
    05.10.1987
    1179
    1.05
    1200.0
    3.4
    WATER BASED
    05.10.1987
    1182
    1.06
    1500.0
    4.7
    WATER BASED
    06.10.1987
    1442
    1.12
    1300.0
    4.2
    WATER BASED
    07.10.1987
    1676
    1.20
    1400.0
    4.2
    WATER BASED
    08.10.1987
    1945
    1.50
    1900.0
    4.2
    WATER BASED
    09.10.1987
    2014
    1.24
    16.0
    3.5
    WATER BASED
    23.11.1987
    2387
    1.69
    6300.0
    4.5
    WATER BASED
    22.12.1987
    2387
    1.69
    6300.0
    4.5
    WATER BASED
    23.12.1987
    2450
    1.60
    18.0
    8.0
    WATER BASED
    14.10.1987
    2450
    1.60
    20.0
    8.0
    WATER BASED
    16.10.1987
    2525
    1.69
    5300.0
    4.5
    WATER BASED
    21.12.1987
    2525
    1.70
    5000.0
    3.0
    WATER BASED
    21.12.1987
    2525
    1.69
    5100.0
    3.5
    WATER BASED
    21.12.1987
    2538
    1.69
    6000.0
    4.5
    WATER BASED
    28.12.1987
    2648
    1.53
    17.0
    7.0
    WATER BASED
    22.10.1987
    2648
    1.53
    12.0
    9.0
    WATER BASED
    26.10.1987
    2648
    1.53
    13.0
    9.0
    WATER BASED
    27.10.1987
    2648
    1.53
    16.0
    6.5
    WATER BASED
    02.11.1987
    2648
    1.53
    16.0
    7.0
    WATER BASED
    06.11.1987
    2648
    1.53
    49.0
    5.0
    WATER BASED
    19.10.1987
    2648
    1.53
    50.0
    4.0
    WATER BASED
    19.10.1987
    2648
    1.53
    19.0
    5.0
    WATER BASED
    19.10.1987
    2648
    1.53
    21.0
    6.0
    WATER BASED
    20.10.1987
    2648
    1.53
    19.0
    70.0
    WATER BASED
    21.10.1987
    2648
    1.53
    16.0
    7.0
    WATER BASED
    23.10.1987
    2648
    1.53
    16.0
    7.0
    WATER BASED
    26.10.1987
    2648
    1.53
    16.0
    8.0
    WATER BASED
    26.10.1987
    2648
    1.53
    15.0
    9.0
    WATER BASED
    28.10.1987
    2648
    1.53
    13.0
    8.0
    WATER BASED
    29.10.1987
    2648
    1.53
    18.0
    8.0
    WATER BASED
    30.10.1987
    2648
    1.53
    17.0
    16.0
    WATER BASED
    02.11.1987
    2648
    1.53
    18.0
    7.5
    WATER BASED
    02.11.1987
    2648
    1.53
    17.0
    6.5
    WATER BASED
    03.11.1987
    2648
    1.53
    17.0
    6.0
    WATER BASED
    04.11.1987
    2648
    1.53
    15.0
    6.0
    WATER BASED
    05.11.1987
    2648
    1.53
    53.0
    6.0
    WATER BASED
    09.11.1987
    2648
    1.53
    12.0
    5.0
    WATER BASED
    09.11.1987
    2648
    1.53
    12.0
    4.0
    WATER BASED
    11.11.1987
    2665
    1.60
    20.0
    8.0
    WATER BASED
    16.10.1987
    3175
    1.69
    24.0
    3.5
    WATER BASED
    18.12.1987
    3175
    1.53
    25.0
    2.0
    WATER BASED
    17.12.1987
    3759
    1.53
    23.0
    2.0
    WATER BASED
    16.12.1987
    3970
    1.24
    16.0
    3.5
    WATER BASED
    23.11.1987
    3970
    1.24
    17.0
    3.0
    WATER BASED
    23.11.1987
    3970
    1.24
    18.0
    3.0
    WATER BASED
    23.11.1987
    3970
    1.24
    16.0
    3.0
    WATER BASED
    24.11.1987
    3970
    1.24
    21.0
    4.0
    WATER BASED
    25.11.1987
    3970
    1.23
    15.0
    4.0
    WATER BASED
    18.11.1987
    3970
    1.24
    17.0
    8.0
    WATER BASED
    18.11.1987
    3970
    1.24
    16.0
    8.0
    WATER BASED
    19.11.1987
    3970
    1.24
    17.0
    4.0
    WATER BASED
    20.11.1987
    3970
    1.24
    15.0
    8.0
    WATER BASED
    12.11.1987
    3970
    1.24
    16.0
    6.0
    WATER BASED
    13.11.1987
    3970
    1.24
    14.0
    8.0
    WATER BASED
    16.11.1987
    3970
    1.22
    14.0
    4.0
    WATER BASED
    16.11.1987
    3970
    1.22
    16.0
    8.0
    WATER BASED
    16.11.1987
    4050
    1.24
    19.0
    3.0
    WATER BASED
    14.12.1987
    4050
    1.24
    19.0
    2.5
    WATER BASED
    15.12.1987
    4086
    1.24
    19.0
    3.0
    WATER BASED
    14.12.1987
    4086
    1.24
    18.0
    3.0
    WATER BASED
    08.12.1987
    4086
    1.24
    19.0
    3.0
    WATER BASED
    09.12.1987
    4086
    1.24
    19.0
    3.0
    WATER BASED
    10.12.1987
    4086
    1.24
    18.0
    3.0
    WATER BASED
    11.12.1987
    4098
    1.24
    19.0
    3.0
    WATER BASED
    07.12.1987
    4125
    1.24
    6600.0
    3.0
    WATER BASED
    03.12.1987
    4125
    1.24
    6400.0
    3.0
    WATER BASED
    04.12.1987
    4125
    1.24
    20.0
    3.0
    WATER BASED
    07.12.1987
    4125
    1.24
    19.0
    3.0
    WATER BASED
    07.12.1987
    4125
    1.24
    6100.0
    3.0
    WATER BASED
    02.12.1987
    4156
    1.22
    16.0
    8.0
    WATER BASED
    16.11.1987
    4371
    1.24
    6800.0
    3.5
    WATER BASED
    30.11.1987
    4371
    1.24
    6600.0
    3.5
    WATER BASED
    30.11.1987
    4371
    1.24
    21.0
    4.0
    WATER BASED
    01.12.1987
    4371
    1.24
    6700.0
    3.5
    WATER BASED
    30.11.1987
    4414
    1.24
    17.0
    4.0
    WATER BASED
    20.11.1987

  • 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
    0.22