Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
03.11.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

25/10-2

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.
    25/10-2
    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.
    SUSPENDED
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORTH SEA
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    25/10-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    Line SC-68 & Shotpoint 7026
    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.
    Esso Exploration and Production Norway A/S
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    43-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    21
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    05.08.1970
    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.
    25.08.1970
    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.
    25.08.1972
    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.
    29.08.2003
    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.
    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).
    9.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    121.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2191.0
    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.
    PALEOCENE
    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.
    LISTA FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    59° 9' 39.27'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 11' 35.88'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6558399.86
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    453868.07
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    180

  • Brønnhistorie
    General
    Well 25/10-2 was drilled to test a structural closure on the down faulted west flank of the basement high on which Esso wells 25/11-1 (Balder Discovery well), 25/8-1 and 25/10-1 had been drilled. The original primary objective, as stated in the Operator's Final Well Report from 1972, was Early Paleocene to Late Eocene sands, which had a thin oil leg in the three wells drilled previously. It was anticipated that appreciably thicker Early Eocene sands would be encountered in the oil leg of 25/10-2. Additional prospects were in Middle - Late Eocene sands, Danian carbonates, and sands of Early Cretaceous, Jurassic or Triassic age.
    The results of the well given below is reported with today's knowledge of the area (anno 2003) and cannot be compared directly with the original objectives.
    Operations and results
    Wildcat well 25/10-2 was spudded with the drilling vessel "Glomar Grand Isle" on 5 August 1970 and drilled to TD at 2191 m (7187 feet) in the Paleocene Lista Formation. Drilling operations went without mechanical problems and there was no lost time waiting on weather. Well 25/10-2 was suspended 25 August 1970 as a well with oil shows. The well was re-entered (25/10-2 R) using "Glomar Grand Isle" on 2 May 1972 and drilled to a total depth of 3180.6 m (10435 feet) in basement rock.
    After drilling out the plug in the bottom of the casing in the re-entry some difficulty was experienced in staying in the old hole. The well was drilled to a depth of 2369 m where lost circulation was encountered. Later the pipe became stuck, with the bottom of the fish at 2213 m, and it became necessary to sidetrack the hole. Six cones were lost in the hole while drilling at 2497 m in the sidetrack hole; otherwise no problems were experienced. Initial drilling from the sea floor to 396 m was with seawater and gel. From 396 m to 1036 m the hole was drilled with seawater / Spersene / XP 20 / Salinex system. From 1036 m to TD in the primary well entry fresh water / Spersene / XP 20 system was used. The re-entry hole was drilled with fresh water - Spersene - XP-20 system.
    Top Rogaland Group is interpreted at 1935 m. The Balder, Sele and Lista Formations contained only thin, scattered sandstone layers, while water bearing sands were encountered in the Heimdal Formation (2085 m to 2146 m) and in the Ty Formation (2270 m - 2375 m). Two hundred and thirty eight m of Late Cretaceous chalk and limestones are developed beneath the Tertiary. Upper Jurassic Draupne shale is missing in the well, instead the Shetland Group is underlain by a heterogeneous sequence which has been dated to be of Late Jurassic (Volgian) age. Mainly greyish red shales and siltstones are found together with white limestones and loose sands and do not fit into the existing nomenclature system. The serrated log patterns indicate that these lithologies are finely interbedded. In the Triassic Hegre Group loose, poorly sorted quartz sands were encountered in the interval 2710 m to 2820 m while the interval from 2850 m to 2885 m consists of a well consolidated, poorly sorted, fine grained sandstone. This sandy section does not contain recognizable palynomorphs, but is believed to be of Triassic age due to its stratigraphic position and the continental character of the sediments. An unpredicted Permian conglomerate (Rotliegend), 135 m thick, consisting of pebbles of quartz, feldspar, gneiss and amphibolite in a well cemented or sandy matrix, was encountered beneath the Kupferschiefer highly radioactive shale and Zechstein evaporites and shales. The Basement rock (3152 m - 3181 m) is probably plutonic. It is composed mainly of alkali feldspar, and thus best classified as a syenite. It is medium grained and highly crushed. Its dark greyish red colour is partly due to heavy staining by hematite. Oil fluorescence and oil cut was obtained from Balder Formation cuttings between 1937 m and 1973 m. Oil shows were encountered in a one-foot Sele Formation sand cored at 1981 m. A very weak fluorescence was recorded from the Sele Formation cores and cuttings between 1983 m and 2027 m. The triassic Group sands between 2682 m to 2688 m and 2689 m to 2707 m had very weak oil shows. The cuttings contained a black tar material in the intergranular porosity, which looked like dead oil. Sidewall cores indicated that the sand was fine grained, with streaks of black hydrocarbon specks, with yellow fluorescence and good yellow cut. The Permian dolomites (Zechstein), shales (Copper shale) and Conglomerate (Rotliegend), had a good fluorescence and cut and some live oil, however, they all had very poor permeability and porosity. No shows were observed in Basement.
    A total of 14 cores were cut in the two wellbores. Eight were cut in the Paleocene Balder to Våle Formation sediments. Only one meter was recovered from the lowermost Ty Formation sand (111 m total recovery), five were cut in Zechstein and Rotliegend Groups (49 m total recovery), while core no14 recovered 3 m of the basement rock at TD. Formation Interval Testing (FIT) fluid samples were recovered from depths 2685 m (8810 feet), 2691 m (8829 feet), 2697 m (8850 feet), 2702 m (8865 feet), and 3016 m (9895 feet). Well 25/10-2 R was permanently abandoned 8 July 1972 as a well with oil shows.
    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]
    396.58
    3176.02

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    625.0
    [m]
    DC
    OD
    634.0
    [m]
    DC
    OD
    643.0
    [m]
    DC
    OD
    652.0
    [m]
    DC
    OD
    661.0
    [m]
    DC
    OD
    780.0
    [m]
    DC
    OD
    872.0
    [m]
    DC
    OD
    982.0
    [m]
    DC
    OD
    1046.0
    [m]
    DC
    OD
    1055.0
    [m]
    DC
    OD
    1064.0
    [m]
    DC
    OD
    1073.0
    [m]
    DC
    OD
    1082.0
    [m]
    DC
    OD
    1091.0
    [m]
    DC
    OD
    1101.0
    [m]
    DC
    OD
    1110.0
    [m]
    DC
    OD
    1119.0
    [m]
    DC
    OD
    1128.0
    [m]
    DC
    OD
    1137.0
    [m]
    DC
    OD
    1146.0
    [m]
    DC
    OD
    1155.0
    [m]
    DC
    OD
    3400.0
    [ft]
    DC
    3430.0
    [ft]
    DC
    3490.0
    [ft]
    DC
    3550.0
    [ft]
    DC
    3580.0
    [ft]
    DC
    3640.0
    [ft]
    DC
    3700.0
    [ft]
    DC
    3730.0
    [ft]
    DC
    3790.0
    [ft]
    DC
    3880.0
    [ft]
    DC
    4000.0
    [ft]
    DC
    4090.0
    [ft]
    DC
    4200.0
    [ft]
    DC
    4300.0
    [ft]
    DC
    4400.0
    [ft]
    DC
    4500.0
    [ft]
    DC
    4540.0
    [ft]
    DC
    4570.0
    [ft]
    DC
    4570.0
    [ft]
    DC
    4600.0
    [ft]
    DC
    4690.0
    [ft]
    DC
    4780.0
    [ft]
    DC
    4900.0
    [ft]
    DC
    4990.0
    [ft]
    DC
    5050.0
    [ft]
    DC
    5080.0
    [ft]
    DC
    5200.0
    [ft]
    DC
    5290.0
    [ft]
    DC
    5380.0
    [ft]
    DC
    5500.0
    [ft]
    DC
    5590.0
    [ft]
    DC
    5680.0
    [ft]
    DC
    5800.0
    [ft]
    DC
    5890.0
    [ft]
    DC
    5920.0
    [ft]
    DC
    5950.0
    [ft]
    DC
    5980.0
    [ft]
    DC
    6010.0
    [ft]
    DC
    6040.0
    [ft]
    DC
    6070.0
    [ft]
    DC
    6100.0
    [ft]
    DC
    6190.0
    [ft]
    DC
    6300.0
    [ft]
    DC
    6400.0
    [ft]
    DC
    6500.0
    [ft]
    DC
    6516.0
    [ft]
    C
    6554.0
    [ft]
    C
    6562.0
    [ft]
    C
    6590.0
    [ft]
    DC
    6633.0
    [ft]
    C
    6649.0
    [ft]
    C
    6664.0
    [ft]
    C
    6676.0
    [ft]
    C
    6682.0
    [ft]
    C
    6700.0
    [ft]
    DC
    6740.0
    [ft]
    DC
    6770.0
    [ft]
    DC
    6800.0
    [ft]
    DC
    6900.0
    [ft]
    DC
    7000.0
    [ft]
    DC
    7040.0
    [ft]
    DC
    7060.0
    [ft]
    DC
    7080.0
    [ft]
    DC
    7100.0
    [ft]
    DC
    7100.0
    [ft]
    DC
    7120.0
    [ft]
    DC
    7140.0
    [ft]
    DC
    7140.0
    [ft]
    DC
    7168.0
    [ft]
    C
    7170.0
    [ft]
    DC
    7179.0
    [ft]
    C
    7200.0
    [ft]
    DC
    7250.0
    [ft]
    DC
    7300.0
    [ft]
    DC
    7350.0
    [ft]
    DC
    7400.0
    [ft]
    DC
    7440.0
    [ft]
    DC
    7470.0
    [ft]
    DC
    7500.0
    [ft]
    DC
    7510.0
    [ft]
    DC
    7530.0
    [ft]
    DC
    7540.0
    [ft]
    DC
    7590.0
    [ft]
    DC
    7600.0
    [ft]
    DC
    7640.0
    [ft]
    DC
    7680.0
    [ft]
    DC
    7700.0
    [ft]
    DC
    7750.0
    [ft]
    DC
    7770.0
    [ft]
    DC
    7790.0
    [ft]
    C
    7800.0
    [ft]
    C
    7810.0
    [ft]
    DC
    7840.0
    [ft]
    DC
    7870.0
    [ft]
    DC
    7940.0
    [ft]
    DC
    7990.0
    [ft]
    DC
    8040.0
    [ft]
    DC
    8100.0
    [ft]
    DC
    8110.0
    [ft]
    DC
    8160.0
    [ft]
    DC
    8170.0
    [ft]
    DC
    8180.0
    [ft]
    DC
    8190.0
    [ft]
    DC
    8198.0
    [ft]
    C
    8198.0
    [ft]
    C
    8210.0
    [ft]
    DC
    8230.0
    [ft]
    DC
    8270.0
    [ft]
    DC
    8290.0
    [ft]
    DC
    8320.0
    [ft]
    DC
    8330.0
    [ft]
    DC
    8350.0
    [ft]
    DC
    8380.0
    [ft]
    DC
    8410.0
    [ft]
    DC
    8420.0
    [ft]
    DC
    8440.0
    [ft]
    DC
    8450.0
    [ft]
    DC
    8490.0
    [ft]
    DC
    8520.0
    [ft]
    DC
    8540.0
    [ft]
    DC
    8560.0
    [ft]
    DC
    8600.0
    [ft]
    DC
    8600.0
    [ft]
    DC
    8600.0
    [ft]
    DC
    APT
    8610.0
    [ft]
    DC
    8610.0
    [ft]
    DC
    8620.0
    [ft]
    DC
    APT
    8620.0
    [ft]
    DC
    8650.0
    [ft]
    SWC
    8650.0
    [ft]
    DC
    8650.0
    [ft]
    DC
    APT
    8650.0
    [ft]
    DC
    8660.0
    [ft]
    DC
    8680.0
    [ft]
    DC
    APT
    8680.0
    [ft]
    DC
    8690.0
    [ft]
    DC
    8700.0
    [ft]
    DC
    8700.0
    [ft]
    DC
    APT
    8710.0
    [ft]
    DC
    APT
    8710.0
    [ft]
    DC
    8712.0
    [ft]
    SWC
    8730.0
    [ft]
    DC
    APT
    8730.0
    [ft]
    DC
    8740.0
    [ft]
    DC
    8750.0
    [ft]
    DC
    8750.0
    [ft]
    DC
    APT
    8750.0
    [ft]
    DC
    8760.0
    [ft]
    DC
    APT
    8770.0
    [ft]
    DC
    APT
    8770.0
    [ft]
    SWC
    8770.0
    [ft]
    DC
    8790.0
    [ft]
    DC
    8800.0
    [ft]
    DC
    8802.0
    [ft]
    SWC
    8810.0
    [ft]
    DC
    8820.0
    [ft]
    SWC
    8830.0
    [ft]
    DC
    8840.0
    [ft]
    DC
    8850.0
    [ft]
    DC
    8850.0
    [ft]
    SWC
    8850.0
    [ft]
    DC
    8870.0
    [ft]
    DC
    8876.0
    [ft]
    SWC
    8880.0
    [ft]
    DC
    8885.0
    [ft]
    SWC
    8890.0
    [ft]
    DC
    8900.0
    [ft]
    DC
    8900.0
    [ft]
    DC
    8910.0
    [ft]
    DC
    8920.0
    [ft]
    DC
    8950.0
    [ft]
    DC
    8950.0
    [ft]
    DC
    8960.0
    [ft]
    DC
    8967.0
    [ft]
    SWC
    8980.0
    [ft]
    DC
    8990.0
    [ft]
    DC
    9000.0
    [ft]
    DC
    9010.0
    [ft]
    DC
    9020.0
    [ft]
    DC
    9040.0
    [ft]
    DC
    9050.0
    [ft]
    DC
    9070.0
    [ft]
    DC
    9100.0
    [ft]
    DC
    9130.0
    [ft]
    DC
    9190.0
    [ft]
    DC
    9190.0
    [ft]
    DC
    9250.0
    [ft]
    SWC
    9250.0
    [ft]
    DC
    9280.0
    [ft]
    DC
    9300.0
    [ft]
    DC
    9310.0
    [ft]
    SWC
    9320.0
    [ft]
    DC
    9340.0
    [ft]
    DC
    9360.0
    [ft]
    SWC
    9380.0
    [ft]
    DC
    9430.0
    [ft]
    DC
    9430.0
    [ft]
    DC
    9460.0
    [ft]
    DC
    9482.0
    [ft]
    SWC
    9490.0
    [ft]
    DC
    9500.0
    [ft]
    DC
    9520.0
    [ft]
    DC
    9540.0
    [ft]
    DC
    9650.0
    [ft]
    DC
    9730.0
    [ft]
    DC
    9780.0
    [ft]
    DC
    9864.0
    [ft]
    DC
    9871.0
    [ft]
    DC
    9876.0
    [ft]
    DC
    9877.0
    [ft]
    DC
    9950.0
    [ft]
    DC
    10002.0
    [ft]
    DC
    10160.0
    [ft]
    DC
    10220.0
    [ft]
    DC
    10310.0
    [ft]
    DC

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.31

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.07
    pdf
    0.09

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.17

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    3.38

  • Dokumenter – Sokkeldirektoratets publikasjoner

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    3-ARM DIP
    2257
    3183
    4-ARM CAL
    1031
    2173
    BHC SON GR
    396
    1041
    BHC SON GR
    1032
    2169
    BHC SON GR
    2258
    3048
    BHC SON GR
    2987
    3183
    CAL
    396
    1043
    CHECKSHOTS
    0
    0
    DENS
    1032
    2172
    DENS
    2258
    3048
    DENS
    2987
    3184
    GR
    2190
    2258
    IES
    396
    1043
    IES
    1031
    2172
    IES
    2258
    3048
    IES
    2987
    3184
    SIDEWALL-NEU POR
    2258
    3184

  • 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
    SURF.COND.
    30
    164.0
    36
    164.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    397.0
    26
    398.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1032.0
    18
    1044.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2191.0
    12 1/4
    2191.0
    0.00
    LOT

  • 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
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.18