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

6406/2-6

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.
    6406/2-6
    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.
    NORWEGIAN SEA
    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.
    6406/2-6
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    HWM94- INLINE 940 & CROSSLINE 1630
    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.
    Saga Petroleum ASA
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    934-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    75
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    25.08.1998
    Boreslutt
    Letebrønner fra flyttbare innretninger:
    For flytende innretninger - dato når ankerhåndteringen startet.For oppjekkbare innretninger - dato for oppstart av nedjekking.
    Letebrønner fra faste innretninger og alle utvinningsbrønner:
    Dato for når totalt dyp er nådd og siste foringsrør, casing eller screen er satt. Ved umiddelbar plugging av brønnbanen, tilsvarer boreslutt datoen siste plugg er satt.
    07.11.1998
    Frigitt dato
    Dato for når rådata som er innrapportert til myndighetene fra brønnen ikke lenger er undergitt taushetsplikt. Normalt ca 2 år etter boreslutt. Kan være tidligere hvis arealet for utvinningstillatelsen er tilbakelevert.
    07.11.2000
    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.
    18.12.2002
    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.
    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.
    GAS/CONDENSATE
    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.
    YES
    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.
    ILE FM
    2. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.
    EARLY JURASSIC
    2. nivå med hydrokarboner, formasjon
    Navn på litostratigrafisk enhet, 2. 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.
    TOFTE 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.
    302.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    5263.0
    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).
    5256.8
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    11.2
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    177
    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.
    EARLY 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.
    ÅRE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    64° 45' 31.34'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    6° 22' 54.69'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7184316.92
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    375445.84
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    3407

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6406/2-6 was the third wildcat drilled in the PL 199 licence. The well was drilled on the southern part of the "C structure" in the southwestern part of block 6406/2, south of the Kristin Field and southwest of the 6406/2-1 Lavrans discovery on Haltenbanken. The C structure is an easterly dipping, rotated fault block, down faulted relative to the Lavrans structure and with structural similarities. The main objective of well 6406/2-6 was to test the hydrocarbon potential of the C structure within the Early and Middle Jurassic Fangst and Båt Group sandstones. Late Cretaceous Lysing and Lange sandstones were secondary targets for the well.
    Operations and results
    Wildcat well 6406/2-6 was spudded by the semi-submersible installation "Deepsea Bergen" on 25 August 1998 and drilled to 5263 m, 58 m into the Early Jurassic Åre Formation. The well was a "High Pressure High Temperature" well with max down hole temperature of 177 deg C and max pressure gradient of 1.95 g/cc in top Garn Formation (4479 m TVD RKB). Shallow gas was not encountered and operations went without major problems. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 1413 m, KCl mud with glycol additive (3 - 5 % Glydril MC) from 1413 m to 2760 m, and oil based mud from 2760 m to TD. Hydrocarbons were proven in Ile and Tofte Formations, and there where good hydrocarbon indications in the Garn and Lange Formations. The main result of well 6406/2-6 was the Ragnfrid discovery with gas/condensate in Ile and Tofte Formations as proven by fluid samples and good indications of hydrocarbons in upper part of Garn Formation and in Lower Lange sandstones. No hydrocarbon fluid samples were obtained from the latter units due to poor reservoir quality. The Tilje and Åre Formations appeared to be water bearing in the well position. The Tofte Formation has good to excellent reservoir properties, Ile properties are fair to good, Garn has poor to moderate reservoir properties except for a good zone in the middle part, and the Lange sandy intervals seem to have low permeabilities. One core (27m) was cut in the Garn Formation. Four MDT samples were taken in the hydrocarbon bearing Ile and Tofte Formations. One of these was recovered from 4737.4 m in the Tofte Formation; the other three were recovered from 4622.2 m in the Ile Formation. All four samples were heavily contaminated with oil-based mud. In addition to these, MDT water samples were collected from the Garn, Ile, and Tofte Formations. The well was suspended as a gas and condensate discovery on 7 November 1998.
    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]
    1420.00
    5263.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    4504.0
    4530.7
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    26.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 4504-4509m
    Kjerne bilde med dybde: 4509-4514m
    Kjerne bilde med dybde: 4514-4519m
    Kjerne bilde med dybde: 4519-4524m
    Kjerne bilde med dybde: 4524-4529m
    4504-4509m
    4509-4514m
    4514-4519m
    4519-4524m
    4524-4529m
    Kjerne bilde med dybde: 4529-4531m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    4529-4531m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1470.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1490.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1510.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1530.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1550.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1570.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1590.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1630.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1650.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1670.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1700.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1710.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1730.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1740.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1780.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1800.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1820.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1840.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1860.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1870.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1890.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1900.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1920.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1940.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1950.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1970.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1990.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2010.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2030.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2050.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2070.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2080.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2110.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2130.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2150.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2170.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2190.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2210.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2230.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2250.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2270.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2290.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2310.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2330.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2350.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2370.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2390.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2410.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2430.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2450.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2470.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2490.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2510.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2530.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2550.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2570.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2590.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2620.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2630.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2650.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2675.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2690.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2710.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2730.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2750.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2770.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2785.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2810.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2830.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2850.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2865.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2880.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2900.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2920.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2940.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2960.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2980.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3000.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3060.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3080.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3100.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3160.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3180.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3200.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3220.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3260.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3275.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3300.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3320.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3345.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3365.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3375.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3395.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3415.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3435.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3455.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3475.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3495.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3515.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3535.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3555.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3575.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3595.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3615.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3635.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3655.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3675.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3695.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3715.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3735.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3755.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3775.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3795.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3815.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3835.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3855.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3875.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3895.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3915.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3935.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3955.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3975.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3995.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4015.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4035.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4055.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4075.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4095.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4115.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4135.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4155.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4175.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4195.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4215.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4235.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4255.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4275.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4295.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4315.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4335.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4355.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4375.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4395.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4415.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4424.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4433.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4436.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4442.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4451.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4460.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4469.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4478.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4487.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4496.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4504.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4512.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4524.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4530.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4538.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4547.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4553.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4562.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4571.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4580.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4589.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4598.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4606.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4616.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4625.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4634.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4643.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4652.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4661.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4670.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4697.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4706.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4733.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4787.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4796.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4805.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4814.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4877.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4886.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4895.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4904.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4913.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4922.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4931.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4952.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4961.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4970.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4973.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4979.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4982.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4988.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4991.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4997.0
    [m]
    DC
    STRAT
    5000.0
    [m]
    DC
    STRAT
    5009.0
    [m]
    DC
    STRAT
    5018.0
    [m]
    DC
    STRAT
    5036.0
    [m]
    DC
    STRAT
    5045.0
    [m]
    DC
    STRAT
    5054.0
    [m]
    DC
    STRAT
    5072.0
    [m]
    DC
    STRAT
    5081.0
    [m]
    DC
    STRAT
    5090.0
    [m]
    DC
    STRAT
    5099.0
    [m]
    DC
    STRAT
    5108.0
    [m]
    DC
    STRAT
    5117.0
    [m]
    DC
    STRAT
    5126.0
    [m]
    DC
    STRAT
    5135.0
    [m]
    DC
    STRAT
    5144.0
    [m]
    DC
    STRAT
    5153.0
    [m]
    DC
    STRAT
    5162.0
    [m]
    DC
    STRAT
    5171.0
    [m]
    DC
    STRAT
    5180.0
    [m]
    DC
    STRAT
    5189.0
    [m]
    DC
    STRAT
    5198.0
    [m]
    DC
    STRAT
    5207.0
    [m]
    DC
    STRAT
    5216.0
    [m]
    DC
    STRAT
    5225.0
    [m]
    DC
    STRAT
    5234.0
    [m]
    DC
    STRAT
    5243.0
    [m]
    DC
    STRAT
    5252.0
    [m]
    DC
    STRAT
    5263.0
    [m]
    DC
    STRAT

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.54

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.84
    pdf
    1.85
    pdf
    1.81
    pdf
    0.31

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    .pdf
    36.16

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    AIT DSI GR
    4408
    5261
    AIT GR
    4406
    4877
    CMR IPLT
    4408
    5244
    LDT CNT AMS GR
    2748
    4577
    LDT CNT GR
    4408
    4577
    MDT AMS GR
    2745
    4307
    MDT GR
    2745
    5261
    MSCT GR
    2748
    5251
    MWD - RWD GR RES DIR
    302
    5263
    PI DSI LDT AMS GR
    1405
    2750
    PI DSI LDT CNT GR
    2745
    4416
    VSP
    4406
    5261

  • 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
    412.0
    36
    412.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    18 5/8
    1408.0
    24
    1408.0
    1.66
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2748.0
    17 1/2
    2748.0
    2.07
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    4406.0
    12 1/4
    4406.0
    2.18
    LOT
    OPEN HOLE
    5263.0
    8 1/2
    5263.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    585
    1.20
    7.0
    WATER BASED
    660
    1.20
    21.0
    WATER BASED
    685
    1.03
    SPUD MUD
    1413
    1.30
    WATER BASED
    1418
    1.30
    28.0
    WATER BASED
    2549
    1.68
    45.0
    WATER BASED
    2760
    1.68
    51.0
    WATER BASED
    3236
    1.64
    43.0
    OIL BASED
    3661
    1.70
    48.0
    OIL BASED
    3825
    1.74
    47.0
    OIL BASED
    4053
    1.74
    49.0
    OIL BASED
    4415
    1.85
    52.0
    OIL BASED
    4430
    2.04
    62.0
    OIL BASED
    4504
    2.04
    58.0
    OIL BASED
    4525
    2.04
    59.0
    OIL BASED
    4531
    2.04
    59.0
    OIL BASED
    4575
    2.02
    58.0
    OIL BASED
    4665
    2.04
    63.0
    OIL BASED
    4700
    2.04
    63.0
    OIL BASED
    4872
    2.04
    62.0
    OIL BASED
    4913
    2.04
    61.0
    OIL BASED
    5030
    2.04
    68.0
    OIL BASED
    5086
    2.04
    72.0
    OIL BASED
    5263
    2.04
    73.0
    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
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.22