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

9/2-4 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.
    9/2-4 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.
    RE-CLASS TO DEV
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORTH 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.
    9/2-4
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST 9002-INLINE 178 & CROSSLINE 998
    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.
    775-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    108
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    25.12.1993
    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.
    11.04.1994
    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.
    11.04.1996
    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
    Reklassifisert til brønnbane
    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.
    MIDDLE 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.
    SANDNES FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    91.5
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4417.0
    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).
    3313.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    62.5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    110
    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.
    MIDDLE 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.
    BRYNE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    57° 49' 7.48'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    4° 31' 10.74'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6409689.37
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    590278.65
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2258

  • Brønnhistorie
    General
    The main objective for the deviated well 9/2-4 S was to appraise commercial hydrocarbon reserves in the southern part of the Upper Jurassic Gamma structure on the Yme field. Further to prove continuation of the equivalent shallow marine sandstone seen in well 9/2-1, with similar reservoir properties, and finally, to gather data for improved seismic velocity analysis on the southern part of the Gamma structure.
    Operations and results
    Appraisal well 9/2-4 S was spudded with the semi-submersible installation "DeepSea Bergen" on 25 December 1993 and drilled to a total depth of 4417 m (3313 m TVD) in the Middle Jurassic Bryne Formation. No shallow gas was encountered in the top-hole section. The well was drilled to 4090m MD using water based mud with bentonite and bentonite/CMC EHV down to 647 m. The 17 1/2" section (647 m to 2215 m) was drilled from the top to Early Cretaceous (Top Early Cretaceous at 1590 m) with KCl polymer mud, then converted to Anco 2000 mud by adding 3% glycol. Due to hole stability problems, the well was plugged back to 3755 m and a sidetrack was performed to TD at 4417m using ester based mud. The top Sandnes Formation was penetrated 13.5 m higher than prognosed, and top reservoir sand 17.5 m higher than prognosed. The oil/water contact was not evident in this well. However, the results from the MWD/LWD gave no indication of a different OWC than anticipated in the well 9/2-1 (3210 m TVD MSL). The estimated Net/Gross for the reservoir section is 0.67, which is slightly less than for the 9/2 - 1 well. This is compensated by an increased thickness of high reservoir quality. One core was cut in the interval 4150m - 4168.5 m in the Sandnes Formation. A segregated FMT fluid sample from 4132.6 m gave an oil with density of 0.83 g/cc (at surface condition) and the four pressure measurements from the FMT-log gave an oil gradient of 0.70 g/cc. The well was tied back with 9 5/8" casing and suspended 11 April 1994 as an oil appraisal. The well was then re-classified to development well.
    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]
    650.00
    4090.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    4150.0
    4166.9
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    16.9
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 4150-4155m
    Kjerne bilde med dybde: 4155-4160m
    Kjerne bilde med dybde: 4160-4165m
    Kjerne bilde med dybde: 4165-4167m
    Kjerne bilde med dybde:  
    4150-4155m
    4155-4160m
    4160-4165m
    4165-4167m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    650.0
    [m]
    DC
    GEOST
    660.0
    [m]
    DC
    GEOST
    670.0
    [m]
    DC
    GEOST
    680.0
    [m]
    DC
    GEOST
    690.0
    [m]
    DC
    GEOST
    700.0
    [m]
    DC
    GEOST
    710.0
    [m]
    DC
    GEOST
    720.0
    [m]
    DC
    GEOST
    730.0
    [m]
    DC
    GEOST
    740.0
    [m]
    DC
    GEOST
    750.0
    [m]
    DC
    GEOST
    760.0
    [m]
    DC
    GEOST
    770.0
    [m]
    DC
    GEOST
    780.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1590.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1610.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1620.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1640.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1650.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1670.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1680.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1700.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1710.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1730.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1740.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1760.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1770.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1790.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1800.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1820.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1850.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1860.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1880.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1890.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1910.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1920.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1940.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1950.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1970.0
    [m]
    DC
    GEOST
    1980.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2000.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2010.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2030.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2040.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2060.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2070.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2090.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2100.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2120.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2130.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2150.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2160.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2180.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2190.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2210.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2220.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2240.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2250.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2270.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2280.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2300.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2310.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2330.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2340.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2360.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2370.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2390.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2400.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2420.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2430.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2450.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2460.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2480.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2490.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2510.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2520.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2540.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2550.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2570.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2580.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2600.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2610.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2630.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2640.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2660.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2670.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2690.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2700.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2720.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2730.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2740.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2750.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2760.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2780.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2790.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2800.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2810.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2820.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2840.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2850.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2860.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2870.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2890.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2900.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2910.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2920.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2930.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2950.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2960.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2970.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2980.0
    [m]
    DC
    GEOST
    2990.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3010.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3020.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3030.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3040.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3050.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3070.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3080.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3090.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3100.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3110.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3130.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3140.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3150.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3160.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3170.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3190.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3200.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3210.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3220.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3230.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3250.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3260.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3270.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3280.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3290.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3310.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3320.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3330.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3340.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3350.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3370.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3380.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3390.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3400.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3410.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3430.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3440.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3450.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3460.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3470.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3490.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3500.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3510.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3520.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3530.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3550.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3560.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3570.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3580.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3590.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3610.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3620.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3630.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3640.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3650.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3670.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3680.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3690.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3700.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3710.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3730.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3740.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3750.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3760.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3770.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3790.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3800.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3810.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3820.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3830.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3850.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3860.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3870.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3880.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3890.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3910.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3920.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3930.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3940.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3950.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3970.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3980.0
    [m]
    DC
    GEOST
    3990.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4000.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4010.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4030.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4040.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4050.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4060.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4070.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4090.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4099.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4108.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4117.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4126.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4135.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4144.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4150.9
    [m]
    C
    GEOST
    4151.1
    [m]
    C
    GEOST
    4153.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4158.4
    [m]
    C
    GEOST
    4159.5
    [m]
    C
    GEOST
    4166.6
    [m]
    C
    GEOST
    4174.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4183.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4192.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4201.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4210.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4219.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4228.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4237.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4246.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4255.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4264.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4273.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4282.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4291.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4300.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4309.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4318.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4327.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4336.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4345.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4354.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4363.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4372.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4381.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4390.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4399.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4408.0
    [m]
    DC
    GEOST
    4414.0
    [m]
    DC
    GEOST

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.44

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    9.70

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    1460
    4376
    CIM DIR
    91
    2215
    DIFL ACL CHT GR
    2197
    2628
    DIFL ACL GR
    633
    2208
    DIR
    2200
    3925
    FMT GR
    4128
    4163
    MWD RLL
    2215
    4150
    RLL DIR
    182
    645
    SFD RLL
    4310
    4417
    SLD RLL
    4150
    4300

  • 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
    174.0
    36
    175.0
    0.00
    LOT
    CONDUCTOR
    20
    635.0
    26
    637.0
    1.74
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2200.0
    17 1/2
    2202.0
    1.85
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3752.0
    12 1/4
    3755.0
    0.00
    LOT
    LINER
    7
    4417.0
    8 1/2
    4417.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    645
    1.03
    WATER BASED
    647
    1.30
    27.0
    WATER BASED
    650
    1.10
    18.0
    WATER BASED
    1335
    1.39
    30.0
    WATER BASED
    1574
    1.39
    30.0
    DUMMY
    2215
    1.39
    29.0
    WATER BASED
    2427
    1.39
    27.0
    WATER BASED
    2836
    1.39
    26.0
    WATER BASED
    2864
    1.39
    26.0
    WATER BASED
    2930
    1.39
    26.0
    WATER BASED
    3016
    1.45
    31.0
    WATER BASED
    3080
    1.45
    33.0
    WATER BASED
    3086
    1.50
    32.0
    WATER BASED
    3106
    1.50
    33.0
    WATER BASED
    3260
    1.50
    28.0
    WATER BASED
    3275
    1.50
    25.0
    WATER BASED
    3298
    1.50
    25.0
    WATER BASED
    3343
    1.50
    29.0
    WATER BASED
    3394
    1.50
    34.0
    WATER BASED
    3409
    1.50
    41.0
    WATER BASED
    3537
    1.50
    41.0
    WATER BASED
    3666
    1.50
    40.0
    WATER BASED
    3765
    1.70
    63.0
    OIL BASED
    3774
    1.70
    39.0
    WATER BASED
    3788
    1.70
    37.0
    WATER BASED
    3811
    1.70
    63.0
    OIL BASED
    3915
    1.77
    50.0
    WATER BASED
    3930
    1.70
    59.0
    OIL BASED
    3959
    1.50
    45.0
    WATER BASED
    3997
    1.70
    58.0
    OIL BASED
    4090
    1.77
    49.0
    WATER BASED
    4123
    1.70
    58.0
    OIL BASED
    4150
    1.70
    59.0
    OIL BASED
    4169
    1.70
    57.0
    OIL BASED
    4249
    1.70
    57.0
    OIL BASED
    4264
    1.70
    58.0
    OIL BASED
    4309
    1.70
    58.0
    OIL BASED
    4310
    1.70
    58.0
    OIL BASED
    4313
    1.70
    59.0
    OIL BASED
    4336
    1.70
    58.0
    OIL BASED
    4417
    1.70
    59.0
    OIL 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
    0.21