Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
21.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6506/11-3

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.
    6506/11-3
    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.
    6506/11-3
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST 8807-558 & SP. 620
    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.
    734-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    86
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    08.07.1992
    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.
    02.10.1992
    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.
    02.10.1994
    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.
    02.03.2004
    Opprinnelig formål
    Formålet med brønnbanen definert før borestart.Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS. Eksempler på lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner: OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION.
    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).
    24.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    328.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4350.0
    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).
    4346.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    127
    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.
    NOT FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    65° 13' 58.44'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    6° 22' 26.89'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7237146.88
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    377273.80
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1973

  • Brønnhistorie
    General
    The well 6506/11-3 is located in the Haltenbanken region, north west of the Smørbukk area. The objectives of well 6506/11-3 were: to prove oil in the Lysing, Lange (Cretaceous) and the Rogn (Jurassic) Formation; to test the hydrocarbon potential of the Nise Formation and the Åre Formation; and to penetrate the Upper Triassic and test the reservoir potential in order to prepare for relinquishment.
    Operations and results
    Well 6506/11-3 was spudded with the semi-submersible installation Ross Rig on 8 July 1992 and drilled to TD at 4350 m in the Middle Jurassic Not Formation. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 1020 m, with Gypsum/PAC-Polymer mud from 1020 m to 2020 m, with Gypsum/PAC/Thermopol/Ancotemp mud from 2020 m to 3717 m, and with Ancotherm mud from 3717 m to TD. Due to high pressure the well was terminated at a shallower depth than prognosis
    Top Nise Formation was encountered at 2357 m and proved to be 196 m thick. It was predominantly Clay/Claystone with some thin sandstone layers, mostly in the upper part. The Lysing Formation was tested and produced water with minor amounts of gas. Only 2 m Spekk Formation was encountered and the Rogn Formation was not developed. Sandstones of the Jurassic Garn Formation were water bearing. Shows were recorded in the Lysing and Garn Formation.
    Post-well geochemical screening of cores showed shales of good potential in the interval 3920 m to 3990 m across the Cenomanian ? Turonian in the Lange Formation. This may possibly be seen as an equivalent to the Blodøks Formation in the North Sea.
    Ten cores were cut in the well. Core 1 was cut from 3143.5 m to 3170.5 m in the Lysing Formation. Cores 2, 3, and 4 were cut in the interval 3919 m to 3945.6 m in Upper Cenomanian ? Turonian sediments of the Lange Formation. Cores 5, 6, and 7 were cut in the interval 3976 m to 4003 m in Albian to Cenomanian sediments of the Lange Formation. Cores 8, 9, and 10 were cut in the interval 4172 m to 4224 m in the Garn Formation. Two FMT samples were taken: one at 3933.5 m TVD RKB in the Lange Formation and one at 4189.7 m TVD RKB in the Garn Formation. A thin hydrocarbon film was observed on the sample from the Lange Formation. The well was permanently abandoned on 2 October 1992 as a dry well with shows.
    Testing
    One DST in the interval 3122 m to 3142 m in the Lysing Formation was performed. The test flowed 482 Sm3 water and 1817 Sm3 gas per day through a 12.7 mm choke

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1030.00
    4350.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3143.5
    3170.0
    [m ]
    2
    3919.0
    3929.7
    [m ]
    3
    3930.0
    3943.6
    [m ]
    4
    3943.6
    3945.0
    [m ]
    5
    3976.0
    3984.4
    [m ]
    6
    3986.0
    3993.0
    [m ]
    7
    3993.0
    4000.9
    [m ]
    8
    4172.0
    4173.7
    [m ]
    9
    4174.0
    4202.0
    [m ]
    10
    4202.0
    4223.8
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    127.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3143-3147m
    Kjerne bilde med dybde: 3147-3151m
    Kjerne bilde med dybde: 3151-3155m
    Kjerne bilde med dybde: 3155-3159m
    Kjerne bilde med dybde: 3159-3163m
    3143-3147m
    3147-3151m
    3151-3155m
    3155-3159m
    3159-3163m
    Kjerne bilde med dybde: 3163-3167m
    Kjerne bilde med dybde: 3167-3170m
    Kjerne bilde med dybde: 3919-3924m
    Kjerne bilde med dybde: 3924-3929m
    Kjerne bilde med dybde: 3929-3930m
    3163-3167m
    3167-3170m
    3919-3924m
    3924-3929m
    3929-3930m
    Kjerne bilde med dybde: 3930-3935m
    Kjerne bilde med dybde: 3935-3940m
    Kjerne bilde med dybde: 3940-3943m
    Kjerne bilde med dybde: 3943-3945m
    Kjerne bilde med dybde: 3976-3981m
    3930-3935m
    3935-3940m
    3940-3943m
    3943-3945m
    3976-3981m
    Kjerne bilde med dybde: 3981-3985m
    Kjerne bilde med dybde: 3986-3991m
    Kjerne bilde med dybde: 3991-3993m
    Kjerne bilde med dybde: 3993-3998m
    Kjerne bilde med dybde: 3998-4000m
    3981-3985m
    3986-3991m
    3991-3993m
    3993-3998m
    3998-4000m
    Kjerne bilde med dybde: 4172-4173m
    Kjerne bilde med dybde: 4174-4179m
    Kjerne bilde med dybde: 4179-4184m
    Kjerne bilde med dybde: 4184-4189m
    Kjerne bilde med dybde: 4189-4194m
    4172-4173m
    4174-4179m
    4179-4184m
    4184-4189m
    4189-4194m
    Kjerne bilde med dybde: 4194-4199m
    Kjerne bilde med dybde: 4199-4202m
    Kjerne bilde med dybde: 4202-4207m
    Kjerne bilde med dybde: 4207-4212m
    Kjerne bilde med dybde: 4212-4217m
    4194-4199m
    4199-4202m
    4202-4207m
    4207-4212m
    4212-4217m
    Kjerne bilde med dybde: 4217-4222m
    Kjerne bilde med dybde: 4222-4224m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    4217-4222m
    4222-4224m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1940.0
    [m]
    DC
    RRI
    1960.0
    [m]
    DC
    RRI
    1970.0
    [m]
    DC
    RRI
    1990.0
    [m]
    DC
    RRI
    2000.0
    [m]
    DC
    RRI
    2030.0
    [m]
    DC
    RRI
    2040.0
    [m]
    DC
    RRI
    2050.0
    [m]
    DC
    RRI
    2060.0
    [m]
    DC
    RRI
    2183.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2186.5
    [m]
    SWC
    STATO
    2205.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2740.0
    [m]
    DC
    RRI
    2770.0
    [m]
    DC
    RRI
    2800.0
    [m]
    DC
    RRI
    2830.0
    [m]
    DC
    RRI
    2860.0
    [m]
    DC
    RRI
    2890.0
    [m]
    DC
    RRI
    2920.0
    [m]
    DC
    RRI
    2950.0
    [m]
    DC
    RRI
    2980.0
    [m]
    DC
    RRI
    3010.0
    [m]
    DC
    RRI
    3040.0
    [m]
    DC
    RRI
    3056.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3082.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3107.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3120.0
    [m]
    DC
    RRI
    3126.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3130.0
    [m]
    DC
    RRI
    3132.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3145.1
    [m]
    C
    STATO
    3147.6
    [m]
    C
    STATO
    3155.4
    [m]
    C
    STATO
    3158.5
    [m]
    C
    STATO
    3166.7
    [m]
    C
    STATO
    3178.0
    [m]
    DC
    RRI
    3184.0
    [m]
    DC
    RRI
    3191.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3219.0
    [m]
    DC
    RRI
    3234.0
    [m]
    DC
    RRI
    3246.0
    [m]
    DC
    RRI
    3260.0
    [m]
    DC
    RRI
    3300.0
    [m]
    DC
    RRI
    3310.0
    [m]
    DC
    RRI
    3330.0
    [m]
    DC
    RRI
    3350.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3360.0
    [m]
    DC
    RRI
    3380.0
    [m]
    DC
    RRI
    3400.0
    [m]
    DC
    RRI
    3420.0
    [m]
    DC
    RRI
    3440.0
    [m]
    DC
    RRI
    3460.0
    [m]
    DC
    RRI
    3480.0
    [m]
    DC
    RRI
    3500.0
    [m]
    DC
    RRI
    3520.0
    [m]
    DC
    RRI
    3540.0
    [m]
    DC
    RRI
    3560.0
    [m]
    DC
    RRI
    3580.0
    [m]
    DC
    RRI
    3600.0
    [m]
    DC
    RRI
    3620.0
    [m]
    DC
    RRI
    3640.0
    [m]
    DC
    RRI
    3661.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3680.0
    [m]
    DC
    RRI
    3700.0
    [m]
    DC
    RRI
    3720.0
    [m]
    DC
    RRI
    3730.0
    [m]
    DC
    RRI
    3750.0
    [m]
    DC
    RRI
    3760.0
    [m]
    DC
    RRI
    3780.0
    [m]
    DC
    RRI
    3790.0
    [m]
    DC
    RRI
    3805.0
    [m]
    DC
    RRI
    3815.0
    [m]
    DC
    RRI
    3825.0
    [m]
    DC
    RRI
    3840.0
    [m]
    DC
    RRI
    3855.0
    [m]
    DC
    RRI
    3870.0
    [m]
    DC
    RRI
    3885.0
    [m]
    DC
    RRI
    3900.0
    [m]
    DC
    RRI
    3915.0
    [m]
    DC
    RRI
    3919.6
    [m]
    C
    STATO
    3927.6
    [m]
    C
    STATO
    3933.5
    [m]
    C
    STATO
    3942.8
    [m]
    C
    STATO
    3945.4
    [m]
    C
    STATO
    3960.0
    [m]
    DC
    RRI
    3979.1
    [m]
    C
    STATO
    3981.4
    [m]
    C
    STATO
    3985.3
    [m]
    C
    STATO
    4000.8
    [m]
    C
    STATO
    4020.0
    [m]
    DC
    RRI
    4040.0
    [m]
    DC
    RRI
    4050.0
    [m]
    DC
    RRI
    4070.0
    [m]
    DC
    RRI
    4080.0
    [m]
    DC
    RRI
    4100.0
    [m]
    DC
    RRI
    4110.0
    [m]
    DC
    RRI
    4130.0
    [m]
    DC
    RRI
    4168.5
    [m]
    SWC
    STATO
    4171.5
    [m]
    SWC
    STATO
    4186.8
    [m]
    C
    STATO
    4190.9
    [m]
    C
    STATO
    4199.8
    [m]
    C
    STATO
    4201.5
    [m]
    C
    STATO
    4215.9
    [m]
    C
    STATO
    4259.0
    [m]
    SWC
    STATO
    4295.5
    [m]
    SWC
    STATO
    4296.0
    [m]
    SWC
    STATO
    4301.0
    [m]
    SWC
    STATO
    4332.0
    [m]
    SWC
    STATO
    4344.0
    [m]
    DC
    RRI
    4344.0
    [m]
    SWC
    STATO
    4350.0
    [m]
    DC
    RRI

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.57

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.52
    pdf
    19.32

  • 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
    0.62
    pdf
    0.24

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    23.01

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3120
    3142
    12.7
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    3.000
    34.000
    105
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    1817

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    DIFL ACL GR SP
    450
    4349
    DIFL ACL GR SP
    3695
    4063
    DIFL ACL GR SP
    4123
    4217
    DIFL CDL ACL GR SP
    1009
    1420
    DIFL DAC GR
    2004
    3716
    DIFL ZDL ACL GR SP
    1350
    1908
    DIPLOG
    3702
    4057
    DIPLOG
    4024
    4350
    DLL MLL SL
    3695
    4019
    FMT GR
    3044
    3090
    FMT GR
    4174
    4206
    FMT GR
    4206
    4323
    MWD
    420
    2020
    MWD - CDR
    3782
    4350
    MWD - CDR CDN
    2020
    3782
    SWC
    2183
    3701
    SWC
    4143
    4347
    VSP
    1980
    4330
    ZDENS CN GR
    3695
    4063
    ZDENS CN GR
    4126
    4215

  • 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
    411.0
    36
    414.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    1012.0
    22
    1014.0
    1.61
    LOT
    INTERM.
    16
    2005.0
    20
    2010.0
    1.75
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3700.0
    12 1/4
    3717.0
    2.10
    LOT
    OPEN HOLE
    4350.0
    8 1/2
    4350.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    1186
    1.12
    17.0
    WATER BASED
    1667
    1.35
    21.0
    WATER BASED
    2015
    1.50
    29.0
    WATER BASED
    2016
    1.50
    35.0
    WATER BASED
    2020
    1.52
    32.0
    WATER BASED
    2300
    1.70
    29.0
    WATER BASED
    3024
    1.70
    29.0
    WATER BASED
    3120
    1.70
    29.0
    WATER BASED
    3717
    1.70
    29.0
    WATER BASED
    3798
    1.70
    25.0
    WATER BASED
    3919
    1.70
    27.0
    WATER BASED
    3923
    1.75
    24.0
    WATER BASED
    3937
    1.92
    31.0
    WATER BASED
    3944
    1.77
    27.0
    WATER BASED
    3976
    1.84
    30.0
    WATER BASED
    3987
    1.84
    28.0
    WATER BASED
    4003
    1.84
    30.0
    WATER BASED
    4063
    1.92
    34.0
    WATER BASED
    4100
    1.88
    34.0
    WATER BASED
    4174
    1.88
    37.0
    WATER BASED
    4196
    1.88
    33.0
    WATER BASED
    4202
    1.88
    35.0
    WATER BASED
    4224
    1.88
    26.0
    WATER BASED
    4255
    1.90
    49.0
    WATER BASED
    4310
    1.90
    27.0
    WATER BASED
    4323
    1.90
    36.0
    WATER BASED
    4324
    1.90
    35.0
    WATER BASED
    4350
    1.93
    33.0
    WATER BASED

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    3144.48
    [m ]
    3145.84
    [m ]
    3148.68
    [m ]
    3149.49
    [m ]
    3152.64
    [m ]
    3159.16
    [m ]
    3423.50
    [m ]
    3937.00
    [m ]
    3937.25
    [m ]

  • 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
    0.27