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

6609/11-1

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.
    6609/11-1
    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.
    6609/11-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH 8102 - 415 SP 4335
    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.
    Norsk Hydro Produksjon AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    374-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    50
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    19.05.1983
    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.
    07.07.1983
    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.
    07.07.1985
    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.
    15.06.2005
    Opprinnelig formål
    Formålet med brønnbanen definert før borestart.Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS. Eksempler på lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner: OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION.
    WILDCAT
    Gjenåpnet
    Status om brønnbanen er gjenåpnet (YES) eller ikke (NO). Når en teller antall brønnbaner på norsk sokkel, teller en bare de som ikke er gjenåpnet (NO).
    NO
    Innhold
    For letebrønnbaner, funn status.

    Lovlige verdier: DRY, SHOWS (spor av hydrokarboner), GAS, GAS/CONDENSATE, OIL eller OIL/GAS.
    SHOWS (GAS SHOWS, OIL SHOWS eller OIL/GAS SHOWS) er oppdaget som fluorescerende kutt (organisk ekstrakt), lukt av petroleum, eller synlig belegg på borekaks eller borekjerner, eller som økte gassavlesninger i slamloggerens detekteringsutstyr.
    Lovlige verdier for WILDCAT-CCS og APPRAISAL-CCS: WATER

    For utvinningsbrønnbaner, type produsert eller injisert fluid.
    Lovlige verdier: WATER, CUTTINGS, NOT AVAILABLE, OIL, GAS/CONDENSATE, OIL/GAS, CO2, GAS, WATER/GAS, NOT APPLICABLE.
    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).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    238.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3068.0
    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).
    3067.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    5.8
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    90
    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.
    66° 8' 13.9'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    9° 33' 47.89'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7335502.71
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    525429.99
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    15

  • Brønnhistorie
    General
    Wildcat well 6609/11-1 was drilled on the Northwestern side of the Helgeland Basin outside Mid Norway. The primary objective was to test sandstone reservoirs of Middle to Early Jurassic age in a structurally high position on a narrow SW-NE trending horst block. The secondary objective was to test sandstone reservoirs of Early Jurassic to Upper Triassic age. The well was planned to be drilled to 3200 m, 200 m into the Triassic.
    Operations and results
    Wildcat well 6609/11-1 was spudded with the semi-submersible installation Treasure Seeker on 19 May 1983 and drilled to TD at 3068 m in Late Triassic sediments of the Åre Formation. No major technical problems occurred during drilling. Operations were interrupted for 11 and a half days due to a crew strike. The well was drilled with seawater and hi-vis pills to 915 m and with gypsum/polymer mud from 915 m to TD.
    The well encountered good quality sandstone reservoirs of Early Jurassic and Late Triassic age. These reservoirs were water bearing with minor amounts of residual hydrocarbons indicated on the logs. The uppermost part of the sandstone interval, 2546 - 2570 m had the highest reservoir quality encountered in the well. Porosities ranged from 15-30% (20.6% average in net sand) with a net/gross sand ratio of 0.85 and an average SW of 90%. The unit ranged from Sinemurian to Pliensbachian in age and consisted of massive to thinly bedded, very fine to fine grained sandstones with interbeds and stringers of shale, siltstone and limestone. Below 2570 m the sandstone units tended generally coarser grained and exhibited fining upward sequences with reduced porosity and net/gross ratio. The only recorded oil show in the well was on core no 1 at 2559.7 m to 2560.9 m. No significant mud gas levels were recorded. The Late Jurassic shales and the Early Jurassic coals and carbonaceous shales are rich source rocks for oil and gas. However, the Late Jurassic shales are immature in the well while the Early Jurassic sequence below ca 2800 m have reached only incipient oil window maturity (vitrinite reflectance ca 0.5% Ro).
    One RFT run was made in the Tilje and Åre Formations and 21 formation pressure reading were taken. A water gradient of 0.099 bar/m (1.01 g/cm3) was calculated. No fluid sample was taken. Two conventional cores were cut, one from 2548.0 m to 2566.55 m in the top of the Tilje Formation and the other from 2717.0 m to 2735.0 m in the base of the Tilje Formation
    The well was permanently abandoned on 7 July 1983 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]
    340.00
    3067.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2548.0
    2566.5
    [m ]
    2
    2717.0
    2735.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    36.5
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2548-2552m
    Kjerne bilde med dybde: 2552-2556m
    Kjerne bilde med dybde: 2556-2560m
    Kjerne bilde med dybde: 2560-2564m
    Kjerne bilde med dybde: 2564-2566m
    2548-2552m
    2552-2556m
    2556-2560m
    2560-2564m
    2564-2566m
    Kjerne bilde med dybde: 2717-2721m
    Kjerne bilde med dybde: 2721-2725m
    Kjerne bilde med dybde: 2725-2729m
    Kjerne bilde med dybde: 2729-2733m
    Kjerne bilde med dybde: 2733-2734m
    2717-2721m
    2721-2725m
    2725-2729m
    2729-2733m
    2733-2734m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1000.0
    [m]
    DC
    OD
    1100.0
    [m]
    DC
    OD
    1180.0
    [m]
    DC
    OD
    1190.0
    [m]
    DC
    OD
    1200.0
    [m]
    DC
    OD
    1210.0
    [m]
    DC
    OD
    1220.0
    [m]
    DC
    OD
    1230.0
    [m]
    DC
    OD
    1240.0
    [m]
    DC
    OD
    1250.0
    [m]
    DC
    OD
    1260.0
    [m]
    DC
    OD
    1270.0
    [m]
    DC
    OD
    1280.0
    [m]
    DC
    OD
    1290.0
    [m]
    DC
    OD
    1300.0
    [m]
    DC
    OD
    1305.0
    [m]
    DC
    OD
    1310.0
    [m]
    DC
    OD
    1325.0
    [m]
    DC
    OD
    1335.0
    [m]
    DC
    OD
    1345.0
    [m]
    DC
    OD
    1350.0
    [m]
    DC
    OD
    1355.0
    [m]
    DC
    OD
    1365.0
    [m]
    DC
    OD
    1375.0
    [m]
    DC
    OD
    1385.0
    [m]
    DC
    OD
    1395.0
    [m]
    DC
    OD
    1400.0
    [m]
    DC
    OD
    1410.0
    [m]
    DC
    OD
    1430.0
    [m]
    DC
    OD
    1450.0
    [m]
    DC
    OD
    1465.0
    [m]
    DC
    OD
    1480.0
    [m]
    DC
    OD
    1500.0
    [m]
    DC
    OD
    1530.0
    [m]
    DC
    OD
    1550.0
    [m]
    DC
    OD
    1575.0
    [m]
    DC
    OD
    1600.0
    [m]
    DC
    OD
    1630.0
    [m]
    DC
    APT
    1650.0
    [m]
    DC
    OD
    1670.0
    [m]
    DC
    APT
    1680.0
    [m]
    DC
    OD
    1700.0
    [m]
    DC
    OD
    1750.0
    [m]
    DC
    OD
    1770.0
    [m]
    DC
    APT
    1775.0
    [m]
    DC
    RRI
    1795.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1800.0
    [m]
    DC
    OD
    1810.0
    [m]
    DC
    RRI
    1830.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1835.0
    [m]
    DC
    OD
    1845.0
    [m]
    DC
    OD
    1851.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1855.0
    [m]
    DC
    OD
    1865.0
    [m]
    DC
    OD
    1867.0
    [m]
    DC
    OD
    1882.0
    [m]
    DC
    RRI
    1897.0
    [m]
    DC
    OD
    1912.0
    [m]
    DC
    RRI
    1925.0
    [m]
    DC
    RRI
    1925.0
    [m]
    DC
    OD
    1933.0
    [m]
    DC
    RRI
    1935.0
    [m]
    DC
    RRI
    1942.0
    [m]
    DC
    RRI
    1950.0
    [m]
    DC
    RRI
    1950.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1955.0
    [m]
    DC
    RRI
    1955.0
    [m]
    DC
    OD
    1966.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1972.0
    [m]
    DC
    RRI
    1985.0
    [m]
    DC
    OD
    1987.0
    [m]
    DC
    RRI
    1991.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2002.0
    [m]
    DC
    RRI
    2011.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2012.0
    [m]
    DC
    RRI
    2015.0
    [m]
    DC
    OD
    2017.0
    [m]
    DC
    RRI
    2032.0
    [m]
    DC
    RRI
    2034.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2035.0
    [m]
    DC
    RRI
    2050.0
    [m]
    DC
    RRI
    2054.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2060.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2062.0
    [m]
    DC
    RRI
    2065.0
    [m]
    DC
    RRI
    2065.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2065.0
    [m]
    DC
    OD
    2071.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2075.0
    [m]
    DC
    RRI
    2080.0
    [m]
    DC
    RRI
    2080.0
    [m]
    DC
    OD
    2095.0
    [m]
    DC
    RRI
    2100.0
    [m]
    DC
    RRI
    2100.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2110.0
    [m]
    DC
    RRI
    2115.0
    [m]
    DC
    OD
    2115.0
    [m]
    DC
    OD
    2125.0
    [m]
    DC
    RRI
    2126.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2140.0
    [m]
    DC
    RRI
    2140.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2155.0
    [m]
    DC
    RRI
    2165.0
    [m]
    DC
    OD
    2170.0
    [m]
    DC
    RRI
    2179.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2180.0
    [m]
    DC
    RRI
    2180.0
    [m]
    DC
    OD
    2195.0
    [m]
    DC
    RRI
    2200.0
    [m]
    DC
    RRI
    2200.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2210.0
    [m]
    DC
    RRI
    2212.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2215.0
    [m]
    DC
    OD
    2220.0
    [m]
    DC
    OD
    2224.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2227.0
    [m]
    DC
    RRI
    2231.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2240.0
    [m]
    DC
    OD
    2241.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2242.0
    [m]
    DC
    RRI
    2254.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2257.0
    [m]
    DC
    RRI
    2265.0
    [m]
    DC
    OD
    2272.0
    [m]
    DC
    RRI
    2284.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2287.0
    [m]
    DC
    RRI
    2290.0
    [m]
    DC
    OD
    2302.0
    [m]
    DC
    RRI
    2315.0
    [m]
    DC
    OD
    2317.0
    [m]
    DC
    RRI
    2332.0
    [m]
    DC
    RRI
    2347.0
    [m]
    DC
    RRI
    2354.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2362.0
    [m]
    DC
    RRI
    2365.0
    [m]
    DC
    OD
    2377.0
    [m]
    DC
    RRI
    2380.0
    [m]
    DC
    OD
    2385.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2392.0
    [m]
    DC
    RRI
    2410.0
    [m]
    DC
    OD
    2415.0
    [m]
    DC
    OD
    2417.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2437.0
    [m]
    DC
    RRI
    2440.0
    [m]
    DC
    OD
    2446.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2452.0
    [m]
    DC
    RRI
    2465.0
    [m]
    DC
    OD
    2467.0
    [m]
    DC
    RRI
    2480.0
    [m]
    DC
    OD
    2482.0
    [m]
    DC
    RRI
    2486.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2495.0
    [m]
    DC
    RRI
    2512.0
    [m]
    DC
    RRI
    2515.0
    [m]
    DC
    OD
    2519.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2527.0
    [m]
    DC
    RRI
    2530.0
    [m]
    DC
    OD
    2535.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2542.0
    [m]
    DC
    RRI
    2549.9
    [m]
    C
    RRI
    2550.0
    [m]
    DC
    OD
    2563.8
    [m]
    C
    RRI
    2565.2
    [m]
    C
    RRI
    2575.0
    [m]
    DC
    OD
    2591.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2600.0
    [m]
    DC
    OD
    2607.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2632.0
    [m]
    DC
    RRI
    2647.0
    [m]
    DC
    RRI
    2650.0
    [m]
    DC
    OD
    2662.0
    [m]
    DC
    RRI
    2677.0
    [m]
    DC
    RRI
    2682.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2690.0
    [m]
    DC
    RRI
    2700.0
    [m]
    DC
    OD
    2702.0
    [m]
    DC
    RRI
    2717.0
    [m]
    DC
    RRI
    2719.2
    [m]
    C
    RRI
    2727.0
    [m]
    DC
    RRI
    2729.3
    [m]
    C
    RRI
    2734.1
    [m]
    C
    RRI
    2737.0
    [m]
    DC
    RRI
    2750.0
    [m]
    DC
    OD
    2752.0
    [m]
    DC
    RRI
    2767.0
    [m]
    DC
    RRI
    2775.0
    [m]
    DC
    OD
    2780.0
    [m]
    DC
    RRI
    2797.0
    [m]
    DC
    RRI
    2800.0
    [m]
    DC
    OD
    2812.0
    [m]
    DC
    RRI
    2842.0
    [m]
    DC
    RRI
    2850.0
    [m]
    DC
    OD
    2857.0
    [m]
    DC
    RRI
    2872.0
    [m]
    DC
    RRI
    2887.0
    [m]
    DC
    RRI
    2900.0
    [m]
    DC
    OD
    2901.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2902.0
    [m]
    DC
    RRI
    2917.0
    [m]
    DC
    RRI
    2922.0
    [m]
    DC
    OD
    2932.0
    [m]
    DC
    RRI
    2947.0
    [m]
    DC
    RRI
    2950.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2962.0
    [m]
    DC
    RRI
    2973.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2977.0
    [m]
    DC
    RRI
    2992.0
    [m]
    DC
    RRI
    3005.0
    [m]
    DC
    RRI
    3005.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3015.0
    [m]
    DC
    RRI
    3052.0
    [m]
    DC
    RRI
    3059.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3067.0
    [m]
    DC
    RRI

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.22
    pdf
    5.94

  • 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
    0.17
    pdf
    0.31

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    11.50

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL
    600
    1849
    CST
    1217
    1857
    CST
    1933
    2486
    CST
    2159
    3059
    HDT
    1200
    1857
    ISF LSS GR SP
    260
    1863
    ISF LSS GR SP MSFL
    1849
    3067
    LDT CNL GR CAL
    323
    3067
    RFT
    2554
    3039
    SHDT
    1849
    3067
    VELOCITY
    510
    3044

  • 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
    325.0
    36
    332.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    896.0
    26
    915.0
    1.58
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1849.0
    17 1/2
    1864.0
    2.00
    LOT
    OPEN HOLE
    3068.0
    12 1/4
    3068.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    332
    1.05
    100.0
    spud mud
    915
    1.07
    43.0
    11.0
    water based
    1864
    1.32
    70.0
    22.0
    water based
    1864
    1.30
    53.0
    18.0
    water based
    2230
    1.30
    60.0
    19.0
    water based
    2566
    1.31
    59.0
    19.0
    water based
    2877
    1.30
    54.0
    28.0
    water based
    3068
    1.30
    54.0
    28.0
    water based

  • 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
    0.28