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

6305/12-2

Eksport: PDF ikon PDF

  • Generell informasjon
    Generell informasjon
    Attributt Verdi
    Brønnbane navn
    Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    6305/12-2
    Type
    Brønnbanetype. Lovlige verdier: EXPLORATION, DEVELOPMENT, OTHER (se 'Formål' for mer informasjon)
    EXPLORATION
    Formål
    Endelig klassifisering av brønnbanen.

    Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS.

    Lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner:
    OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION, INJECTION-CCS, OBSERVATION-CCS.

    Lovlig verdier for andre brønnbaner:
    SOIL DRILLING (boring ifm trase og andre grunnundersøkelser som gjøres for å undersøke grunnforholdene i forkant av plassering av innretninger),
    SHALLOW GAS (undersøke grunn gass før første boring på lokasjon),
    PILOT (undersøke geologi og væskekontakter for plassering av hovedbrønnbanen),
    SCIENTIFIC (bores ihhtLov om vitenskapelige undersøkelser),
    STRATIGRAPHIC (bores ihht Petroleumsloven §2-1).
    WILDCAT
    Status
    Status for brønnbanen. Lovlige verdier:

    BLOWOUT: Det har vært blowout i brønnen.
    CLOSED: Utvinningsbrønnbane som er stengt for produksjon/injeksjon i kortere eller lengre periode. Statusen er også brukt på ferdig borete brønnbaner, der månedlig produksjon/injeksjon ikke har blitt rapportert enda.
    DRILLING: Brønnen er i borefasen. Kan være i aktiv boring, logging, testing eller plugging.
    JUNKED: Boringen ble avsluttet pga tekniske problemer,
    P&A: For letebrønnbane: brønnbanen er plugget og forlatt, og kan ikke re-entres for videre bruk. For utvinningsbrønnbane: produksjon/injeksjon er avsluttet og brønnen er plugget. Brønnhodet er fjernet eller på annet vis gjort utilgjengelig for nye brønnoperasjoner.
    PLUGGED: Brønnbane som er plugget, men øvre deler av brønnbanen kan brukes til å bore nye sidesteg mot nye boremål.
    PRODUCING: Det ble produsert fra brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    INJECTING: Det ble injisert i brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    SUSPENDED: Brønnbane der boringen er midlertidig stoppet. Rettighetshaverne planlegger å fortsette boringen på et senere tidspunkt.
    WILL NEVER BE DRILLED: Brønnbane som er registrert med navn og WellID av Sokkeldirektoratet, men som av ulike årsaker ikke vil bli boret.
    P&A
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORWEGIAN SEA
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    6305/12-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH 9203-410 & SP. 890
    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.
    772-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    63
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    16.10.1993
    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.
    17.12.1993
    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.
    17.12.1995
    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.
    08.08.2005
    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.
    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).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    146.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3162.0
    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).
    3161.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    3.8
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    121
    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.
    PRE-DEVONIAN
    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.
    BASEMENT
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    63° 1' 11.39'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    5° 40' 6.44'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6990772.25
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    635050.51
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2207

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6305/12-2 is located in the southwestern part of block 6305/12 in the Slørebotn Sub-basin. The primary objective
    was to test the hydrocarbon and reservoir potential of a stratigraphic Cretaceous Wedge Prospect of anticipated Aptian to Cenomanian age. The secondary objective was to test the reservoir quality and hydrocarbon potential of a structural closure at the Base Cretaceous level called the E-prospect.
    Operations and results
    Wildcat well 6305/12-2 was spudded with the semi-submersible installation Deepsea Bergen on 16 October and drilled to TD at 3162 m in the metamorphic basement. A kick occurred at 2973 m, in the top of Middle Jurassic sandstone, requiring increases in mud density to 1.45 sg and resulting in lost circulation further up the hole, most likely into the Paleocene Sandstone unit. After 7" liner was set to 2635 m background gas up to 10.5 %, formation gas peaks to 13.6 % and pumps-off gas peaks to 15.5 % made it necessary to increase the mud density in stages from 1.50 sg to 1.73 sg. The one successful FMT point, at 3000 m, showed formation pressure to be 1.69 sg in a very tight sandstone. The kick and technical problems related to coring led to two technical sidetracks that should be considered when evaluating logs and cores: the first from 2670 m to 2974 m and the second from 2910 m to final TD. The well was drilled with seawater and bentonite down to 437 m and with the ANCO-2000 KCl/glycol mud system from 437 m to TD.
    The mapped stratigraphic wedge supposed to be of Cretaceous age was encountered at 2970 m and proved to be Middle Jurassic sediments. The sediments were gas bearing, but with extremely poor reservoir properties. The possible reservoir in the E - prospect consisted of metamorphic basement with no significant porosity or permeability. Moderate shows were observed in the Late Cretaceous, in sandstone stringers from 2530 m to 2580 m and in limestone and dolomite stringers from 2630 m to 2730 m. Spotted moderate shows were recorded again in thin sandstone stringers in the Early Cretaceous from 2750 m to 2830. Poor to very poor shows were seen from 2965 m 3144.5 m in the Middle Jurassic. The organic geochemical source rock screening was seriously affected by glycols in the mud system, so the only source rocks that could be ascertained with certainty were the coals and carbargillites of the Middle Jurassic. A very thin Late Jurassic shale at 2966 m was not sampled. The well appears to be immature through the Cretaceous and in the oil window from base Cretaceous to TD.
    A total of 6 cores were cut at intervals through the well. Core 1 and 2 were cut in the first sidetrack and cores 3 - 6 were cut in the second sidetrack. One FMT fluid sample at 3001 m recovered water, mud filtrate and a small amount of gas.
    The well was permanently abandoned on 16 December as a well with shows in the Cretaceous and gas in Middle Jurassic tight sands.
    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]
    440.00
    2979.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2964.0
    2968.3
    [m ]
    2
    2971.0
    2975.0
    [m ]
    3
    2975.0
    2983.5
    [m ]
    4
    3002.0
    3009.6
    [m ]
    5
    3016.0
    3022.8
    [m ]
    6
    3158.0
    3160.7
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    33.9
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    440.0
    [m]
    DC
    RRI
    460.0
    [m]
    DC
    RRI
    480.0
    [m]
    DC
    RRI
    500.0
    [m]
    DC
    RRI
    520.0
    [m]
    DC
    RRI
    540.0
    [m]
    DC
    RRI
    560.0
    [m]
    DC
    RRI
    580.0
    [m]
    DC
    RRI
    600.0
    [m]
    DC
    RRI
    620.0
    [m]
    DC
    RRI
    640.0
    [m]
    DC
    RRI
    660.0
    [m]
    DC
    RRI
    680.0
    [m]
    DC
    RRI
    700.0
    [m]
    DC
    RRI
    720.0
    [m]
    DC
    RRI
    740.0
    [m]
    DC
    RRI
    760.0
    [m]
    DC
    RRI
    780.0
    [m]
    DC
    RRI
    800.0
    [m]
    DC
    RRI
    820.0
    [m]
    DC
    RRI
    840.0
    [m]
    DC
    RRI
    860.0
    [m]
    DC
    RRI
    880.0
    [m]
    DC
    RRI
    900.0
    [m]
    DC
    RRI
    920.0
    [m]
    DC
    RRI
    940.0
    [m]
    DC
    RRI
    960.0
    [m]
    DC
    RRI
    980.0
    [m]
    DC
    RRI
    1000.0
    [m]
    DC
    RRI
    1020.0
    [m]
    DC
    RRI
    1040.0
    [m]
    DC
    RRI
    1060.0
    [m]
    DC
    RRI
    1080.0
    [m]
    DC
    RRI
    1100.0
    [m]
    DC
    RRI
    1120.0
    [m]
    DC
    RRI
    1140.0
    [m]
    DC
    RRI
    1160.0
    [m]
    DC
    RRI
    1180.0
    [m]
    DC
    RRI
    1200.0
    [m]
    DC
    RRI
    1220.0
    [m]
    DC
    RRI
    1240.0
    [m]
    DC
    RRI
    1250.0
    [m]
    DC
    RRI
    1270.0
    [m]
    DC
    RRI
    1290.0
    [m]
    DC
    RRI
    1310.0
    [m]
    DC
    RRI
    1330.0
    [m]
    DC
    RRI
    1350.0
    [m]
    DC
    RRI
    1370.0
    [m]
    DC
    RRI
    1390.0
    [m]
    DC
    RRI
    1410.0
    [m]
    DC
    RRI
    1430.0
    [m]
    DC
    RRI
    1450.0
    [m]
    DC
    RRI
    1470.0
    [m]
    DC
    RRI
    1490.0
    [m]
    DC
    RRI
    1510.0
    [m]
    DC
    RRI
    1530.0
    [m]
    DC
    RRI
    1550.0
    [m]
    DC
    RRI
    1570.0
    [m]
    DC
    RRI
    1590.0
    [m]
    DC
    RRI
    1610.0
    [m]
    DC
    RRI
    1630.0
    [m]
    DC
    RRI
    1650.0
    [m]
    DC
    RRI
    1670.0
    [m]
    DC
    RRI
    1710.0
    [m]
    DC
    RRI
    1730.0
    [m]
    DC
    RRI
    1750.0
    [m]
    DC
    RRI
    1770.0
    [m]
    DC
    RRI
    1790.0
    [m]
    DC
    RRI
    1810.0
    [m]
    DC
    RRI
    1830.0
    [m]
    DC
    RRI
    1850.0
    [m]
    DC
    RRI
    1870.0
    [m]
    DC
    RRI
    1890.0
    [m]
    DC
    RRI
    1910.0
    [m]
    DC
    RRI
    1930.0
    [m]
    DC
    RRI
    1940.0
    [m]
    DC
    RRI
    1950.0
    [m]
    DC
    RRI
    1960.0
    [m]
    DC
    RRI
    1970.0
    [m]
    DC
    RRI
    1980.0
    [m]
    DC
    RRI
    1990.0
    [m]
    DC
    RRI
    2000.0
    [m]
    DC
    RRI
    2010.0
    [m]
    DC
    RRI
    2020.0
    [m]
    DC
    RRI
    2030.0
    [m]
    DC
    RRI
    2040.0
    [m]
    DC
    RRI
    2050.0
    [m]
    DC
    RRI
    2060.0
    [m]
    DC
    RRI
    2070.0
    [m]
    DC
    RRI
    2090.0
    [m]
    DC
    RRI
    2100.0
    [m]
    DC
    RRI
    2110.0
    [m]
    DC
    RRI
    2120.0
    [m]
    DC
    RRI
    2130.0
    [m]
    DC
    RRI
    2140.0
    [m]
    DC
    RRI
    2150.0
    [m]
    DC
    RRI
    2160.0
    [m]
    DC
    RRI
    2170.0
    [m]
    DC
    RRI
    2180.0
    [m]
    DC
    RRI
    2190.0
    [m]
    DC
    RRI
    2200.0
    [m]
    DC
    RRI
    2210.0
    [m]
    DC
    RRI
    2220.0
    [m]
    DC
    RRI
    2230.0
    [m]
    DC
    RRI
    2240.0
    [m]
    DC
    RRI
    2250.0
    [m]
    DC
    RRI
    2260.0
    [m]
    DC
    RRI
    2270.0
    [m]
    DC
    RRI
    2280.0
    [m]
    DC
    RRI
    2290.0
    [m]
    DC
    RRI
    2300.0
    [m]
    DC
    RRI
    2310.0
    [m]
    DC
    RRI
    2320.0
    [m]
    DC
    RRI
    2330.0
    [m]
    DC
    RRI
    2340.0
    [m]
    DC
    RRI
    2350.0
    [m]
    DC
    RRI
    2360.0
    [m]
    DC
    RRI
    2370.0
    [m]
    DC
    RRI
    2380.0
    [m]
    DC
    RRI
    2390.0
    [m]
    DC
    RRI
    2400.0
    [m]
    DC
    RRI
    2410.0
    [m]
    DC
    RRI
    2420.0
    [m]
    DC
    RRI
    2430.0
    [m]
    DC
    RRI
    2440.0
    [m]
    DC
    RRI
    2450.0
    [m]
    DC
    RRI
    2460.0
    [m]
    DC
    RRI
    2470.0
    [m]
    DC
    RRI
    2480.0
    [m]
    DC
    RRI
    2490.0
    [m]
    DC
    RRI
    2500.0
    [m]
    DC
    RRI
    2510.0
    [m]
    DC
    RRI
    2520.0
    [m]
    DC
    RRI
    2530.0
    [m]
    DC
    RRI
    2540.0
    [m]
    DC
    RRI
    2550.0
    [m]
    DC
    RRI
    2560.0
    [m]
    DC
    RRI
    2570.0
    [m]
    DC
    RRI
    2580.0
    [m]
    DC
    RRI
    2590.0
    [m]
    DC
    RRI
    2600.0
    [m]
    DC
    RRI
    2610.0
    [m]
    DC
    RRI
    2620.0
    [m]
    DC
    RRI
    2630.0
    [m]
    DC
    RRI
    2640.0
    [m]
    DC
    RRI
    2650.0
    [m]
    DC
    RRI
    2660.0
    [m]
    DC
    RRI
    2670.0
    [m]
    DC
    RRI
    2680.0
    [m]
    DC
    RRI
    2690.0
    [m]
    DC
    RRI
    2700.0
    [m]
    DC
    RRI
    2710.0
    [m]
    DC
    RRI
    2720.0
    [m]
    DC
    RRI
    2730.0
    [m]
    DC
    RRI
    2740.0
    [m]
    DC
    RRI
    2750.0
    [m]
    DC
    RRI
    2760.0
    [m]
    DC
    RRI
    2770.0
    [m]
    DC
    RRI
    2780.0
    [m]
    DC
    RRI
    2790.0
    [m]
    DC
    RRI
    2800.0
    [m]
    DC
    RRI
    2810.0
    [m]
    DC
    RRI
    2830.0
    [m]
    DC
    RRI
    2840.0
    [m]
    DC
    RRI
    2850.0
    [m]
    DC
    RRI
    2860.0
    [m]
    DC
    RRI
    2870.0
    [m]
    DC
    RRI
    2880.0
    [m]
    DC
    OD
    2880.0
    [m]
    DC
    RRI
    2885.0
    [m]
    DC
    OD
    2895.0
    [m]
    DC
    OD
    2895.0
    [m]
    DC
    RRI
    2900.0
    [m]
    DC
    OD
    2900.0
    [m]
    DC
    RRI
    2905.0
    [m]
    DC
    OD
    2905.0
    [m]
    DC
    RRI
    2910.0
    [m]
    DC
    OD
    2910.0
    [m]
    DC
    RRI
    2915.0
    [m]
    DC
    OD
    2915.0
    [m]
    DC
    RRI
    2920.0
    [m]
    DC
    OD
    2920.0
    [m]
    DC
    RRI
    2922.0
    [m]
    DC
    OD
    2925.0
    [m]
    DC
    OD
    2925.0
    [m]
    DC
    RRI
    2930.0
    [m]
    DC
    RRI
    2930.0
    [m]
    DC
    OD
    2935.0
    [m]
    DC
    OD
    2935.0
    [m]
    DC
    RRI
    2940.0
    [m]
    DC
    OD
    2940.0
    [m]
    DC
    RRI
    2945.0
    [m]
    DC
    OD
    2945.0
    [m]
    DC
    RRI
    2950.0
    [m]
    DC
    OD
    2950.0
    [m]
    DC
    RRI
    2955.0
    [m]
    DC
    RRI
    2955.0
    [m]
    DC
    OD
    2962.0
    [m]
    DC
    RRI
    2962.0
    [m]
    DC
    OD
    2964.0
    [m]
    C
    OD
    2965.0
    [m]
    C
    OD
    2965.0
    [m]
    DC
    RRI
    2966.0
    [m]
    C
    OD
    2966.5
    [m]
    C
    RRI
    2966.9
    [m]
    C
    RRI
    2967.0
    [m]
    C
    OD
    2968.0
    [m]
    C
    OD
    2968.3
    [m]
    C
    OD
    2968.3
    [m]
    C
    RRI
    2970.0
    [m]
    DC
    RRI
    2971.8
    [m]
    C
    RRI
    2972.0
    [m]
    DC
    RRI
    2973.7
    [m]
    C
    RRI
    2975.0
    [m]
    C
    RRI
    2983.0
    [m]
    C
    RRI
    3002.0
    [m]
    DC
    RRI
    3008.9
    [m]
    C
    RRI
    3124.0
    [m]
    DC
    RRI
    3147.0
    [m]
    DC
    RRI

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.56

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    1.48

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    15.88

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBIL SP GR
    2635
    3159
    DIFL ACL ZDL CN SP GR CHT
    398
    1212
    FMT CHT GR
    2966
    3037
    FMT CHT GR
    3001
    3001
    MAC GR
    1200
    3158
    MLL DLL ACL ZDL CN SP GR CHT
    2613
    3158
    MWD - GR DIR
    2670
    3162
    MWD - GR RES DIR
    169
    2973
    SWC GR
    2923
    3135
    SWC GR
    2923
    3081
    VSP
    255
    3155

  • 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
    222.0
    36
    222.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    398.0
    17 1/2
    400.0
    1.38
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1229.0
    12 1/4
    1230.0
    1.85
    LOT
    LINER
    7
    2635.0
    8 1/2
    2635.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    3162.0
    6
    3162.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    174
    1.34
    23.0
    10.0
    WATER BASED
    20.12.1993
    185
    1.30
    23.0
    9.5
    WATER BASED
    20.12.1993
    226
    1.03
    WATER BASED
    20.10.1993
    226
    1.03
    WATER BASED
    20.10.1993
    437
    1.50
    WATER BASED
    20.10.1993
    437
    1.50
    WATER BASED
    20.10.1993
    437
    1.20
    WATER BASED
    21.10.1993
    695
    1.10
    16.0
    8.0
    WATER BASED
    26.10.1993
    1238
    1.10
    23.0
    8.5
    WATER BASED
    26.10.1993
    1244
    1.14
    26.0
    10.0
    WATER BASED
    26.10.1993
    1244
    1.14
    22.0
    9.0
    WATER BASED
    27.10.1993
    1244
    1.20
    22.0
    9.5
    WATER BASED
    01.11.1993
    1528
    1.20
    26.0
    15.5
    WATER BASED
    01.11.1993
    1843
    1.20
    30.0
    15.0
    WATER BASED
    01.11.1993
    1988
    1.20
    24.0
    16.0
    WATER BASED
    01.11.1993
    2213
    1.25
    24.0
    15.0
    WATER BASED
    01.11.1993
    2530
    1.82
    22.0
    11.0
    WATER BASED
    14.12.1993
    2530
    1.30
    15.0
    7.5
    WATER BASED
    15.12.1993
    2569
    1.25
    24.0
    16.0
    WATER BASED
    02.11.1993
    2635
    1.50
    28.0
    15.5
    WATER BASED
    17.11.1993
    2635
    1.50
    29.0
    16.0
    WATER BASED
    18.11.1993
    2670
    1.50
    25.0
    15.0
    WATER BASED
    16.11.1993
    2670
    1.50
    26.0
    15.0
    WATER BASED
    16.11.1993
    2670
    1.50
    29.0
    15.5
    WATER BASED
    16.11.1993
    2670
    1.50
    24.0
    12.0
    WATER BASED
    16.11.1993
    2802
    1.50
    30.0
    18.0
    WATER BASED
    19.11.1993
    2866
    1.82
    42.0
    12.0
    WATER BASED
    13.12.1993
    2876
    1.35
    32.0
    20.0
    WATER BASED
    03.11.1993
    2884
    1.35
    31.0
    16.5
    WATER BASED
    08.11.1993
    2899
    1.50
    30.0
    17.5
    WATER BASED
    23.11.1993
    2901
    1.55
    30.0
    17.5
    WATER BASED
    23.11.1993
    2920
    1.35
    34.0
    21.0
    WATER BASED
    08.11.1993
    2934
    1.60
    40.0
    19.0
    WATER BASED
    23.11.1993
    2962
    1.35
    34.0
    21.0
    WATER BASED
    08.11.1993
    2964
    1.63
    41.0
    19.0
    WATER BASED
    23.11.1993
    2964
    1.73
    44.0
    18.0
    WATER BASED
    24.11.1993
    2973
    1.52
    34.0
    21.5
    WATER BASED
    11.11.1993
    2973
    1.50
    34.0
    21.5
    WATER BASED
    11.11.1993
    2973
    1.50
    36.0
    17.0
    WATER BASED
    11.11.1993
    2973
    1.50
    36.0
    17.0
    WATER BASED
    11.11.1993
    2973
    1.50
    24.0
    11.0
    WATER BASED
    12.11.1993
    2973
    1.50
    36.0
    17.0
    WATER BASED
    11.11.1993
    2973
    1.50
    23.0
    12.0
    WATER BASED
    12.11.1993
    2978
    1.73
    44.0
    16.0
    WATER BASED
    26.11.1993
    2979
    1.73
    43.0
    15.5
    WATER BASED
    26.11.1993
    2989
    1.73
    41.0
    12.5
    WATER BASED
    01.12.1993
    3003
    1.73
    41.0
    12.0
    WATER BASED
    02.12.1993
    3016
    1.73
    40.0
    12.5
    WATER BASED
    06.12.1993
    3025
    1.73
    41.0
    13.0
    WATER BASED
    06.12.1993
    3100
    1.73
    41.0
    15.0
    WATER BASED
    06.12.1993
    3143
    1.73
    41.0
    16.5
    WATER BASED
    06.12.1993
    3143
    1.73
    41.0
    15.0
    WATER BASED
    06.12.1993
    3159
    1.73
    41.0
    15.0
    WATER BASED
    07.12.1993
    3162
    1.73
    39.0
    14.5
    WATER BASED
    08.12.1993
    3162
    1.76
    43.0
    15.0
    WATER BASED
    09.12.1993
    3162
    1.76
    WATER BASED
    13.12.1993
    3162
    1.76
    40.0
    15.0
    WATER BASED
    13.12.1993
    3162
    1.76
    38.0
    14.0
    WATER BASED
    13.12.1993

  • 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