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

6406/9-1

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.
    6406/9-1
    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
    Pressemelding
    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.
    6406/9-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    HWE95m:inline 4340 & xline 1541.6
    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.
    A/S Norske Shell
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1077-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    353
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    15.06.2004
    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.
    02.06.2005
    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.
    02.06.2007
    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.
    21.12.2007
    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
    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
    3. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 3. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.
    EARLY JURASSIC
    3. nivå med hydrokarboner, formasjon
    Navn på litostratigrafisk enhet, 3. 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.
    TILJE FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    23.5
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    308.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    5080.0
    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).
    5077.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    7
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    184
    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° 26' 46.85'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    6° 48' 55.23'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7148739.49
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    394862.07
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    4927

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6406/9-1 is located in the southern Haltenbanken area, offshore Mid Norway. The well was drilled near the crest of the prospect structure, a rotated fault block. The primary objective of well 6406/9-1 was to test the hydrocarbon potential in the Middle to Early Jurassic reservoirs of the Garn, Ile, Ror/Tofte and Tilje Formations, and to production test possible hydrocarbon occurrences.
    Operations and results
    Wildcat well 6406/9-1 was spudded with the semi-submersible installation Transocean Leader on 15 June 2004 and drilled to TD at 5080 m in Early Jurassic sediments of the Åre Formation. The well was a high temperature / high pressure well, with a formation temperature of ca 184 deg C at TD, according to DST and wire line measurements. The well was drilled with seawater and bentonite sweeps down to 1375 m, with Glydril mud from 1375 m to 2893 m, and with Paratherm oil based (paraffin base) mud from 2893 m to TD. Shallow gas was neither predicted nor encountered. Due to labour disputes and bad weather the well was not terminated until 2 June 2005.
    The Jurassic Ile, Tofte, Tilje and Åre Formations were all found to be entirely gas bearing. The Garn Formation, a reservoir interval in some of the neighbouring wells, was found to be shaled out here. The presence of hydrocarbons was confirmed by RCI samples in the Ile, Tofte and Tilje. The discovery appeared to be a stacked reservoir sequence with up to 5 different compartments with small pressure differences between the formations. All reservoirs were intersected in Gas-Down-To situations. The total hydrocarbon column in-well was 492.5 m. The gas was significantly drier than expected when compared to other accumulations in the area. Reservoir quality was very variable with large sections of low/medium permeability, but also two distinct sands of exceedingly high quality.
    A total of four cores were taken from the Early and Middle Jurassic intervals. The first core was taken from the upper part of the Ile Formation and is 13.44 m long. Operations were cut short because of jamming of the core, possibly due to junk in the hole. The second core was taken from the lower part of the Ile Formation and is 27.7 m long. A 26 m core was taken from the Tofte Formation as well as a 28.47 m core from the Lower Ror Formation. The RCI fluid samples sampled gas from four depths: 4625.5 m (Ile), 4682.1 m (Tofte), 4908.5 m (upper Tilje), and 5021.9 m (Tilje).
    The well was permanently abandoned on 2 June 2005 as a gas discovery.
    Testing
    Two full well tests were performed aimed at the most promising Formations: the lower Tilje and the lower Ile. The perforation intervals were limited and selected to include the two high quality sands.
    DST 1 tested the interval 4989.2 - 5029.75 m in the lower Tilje Formation. It produced gas at a rate of 1410000 Sm3/day and with a condensate/gas ratio of less than 1.0E-6 Sm3/Sm3 (GOR > 1000000 Sm3/Sm3). The CO2 content was 7-8% (vol) and the H2S content was 20 - 30 ppm on average. DST 2 tested the interval 4619 - 4633.7 m in the lower Ile Formation. It produced gas at a rate of 770000 Sm3/day and with a condensate/gas ratio of ca 25E-6 Sm3/Sm3 (GOR ca 40000 Sm3/Sm3). The CO2 content was 7-8% (vol), and the H2S content was 15-18 ppm on average.
    Maximum temperatures recorded were 182 and 172 deg C in DST 1 and DST 2, respectively.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1390.00
    5079.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    4546.5
    4559.9
    [m ]
    2
    4591.0
    4618.8
    [m ]
    3
    4684.0
    4710.1
    [m ]
    4
    4784.0
    4812.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    95.8
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1390.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1430.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1490.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1530.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1560.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1600.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1660.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1680.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1720.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1780.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1800.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1840.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1880.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1910.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1940.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1990.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2020.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2050.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2080.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2110.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2140.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2180.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2200.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2220.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2250.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2265.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2275.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2280.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2295.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2305.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2315.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2320.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2325.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2335.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2340.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2350.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2360.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2365.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2370.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2375.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2380.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2385.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2390.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2395.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2400.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3155.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3180.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3285.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3320.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3330.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3350.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3400.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3420.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3460.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3490.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3530.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3550.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3570.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3780.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3790.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3805.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3820.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3850.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3865.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3875.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3890.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3905.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3930.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3940.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4068.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4071.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4080.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4095.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4107.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4125.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4131.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4137.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4143.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4155.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4161.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4173.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4185.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4197.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4203.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4209.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4215.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4221.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4227.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4233.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4239.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4242.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4248.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4251.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4254.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4263.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4266.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4269.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4272.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4281.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4290.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4296.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4335.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4374.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4398.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4419.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4422.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4428.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4434.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4437.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4443.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4449.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4455.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4461.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4470.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4476.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4488.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4506.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4527.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4536.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4542.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4550.3
    [m]
    C
    ICHRON
    4556.8
    [m]
    C
    ICHRON
    4559.3
    [m]
    C
    ICHRON
    4569.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4579.7
    [m]
    C
    ICHRON
    4591.2
    [m]
    C
    ICHRON
    4595.2
    [m]
    C
    ICHRON
    4601.5
    [m]
    C
    ICHRON
    4605.4
    [m]
    C
    ICHRON
    4608.3
    [m]
    C
    ICHRON
    4614.8
    [m]
    C
    ICHRON
    4685.3
    [m]
    C
    ICHRON
    4692.7
    [m]
    C
    ICHRON
    4698.7
    [m]
    C
    ICHRON
    4702.4
    [m]
    C
    ICHRON
    4706.5
    [m]
    C
    ICHRON
    4785.3
    [m]
    C
    ICHRON
    4788.5
    [m]
    C
    ICHRON
    4792.6
    [m]
    C
    ICHRON
    4794.6
    [m]
    C
    ICHRON
    4798.5
    [m]
    C
    ICHRON
    4803.5
    [m]
    C
    ICHRON
    4807.5
    [m]
    C
    ICHRON
    4808.5
    [m]
    C
    ICHRON
    4812.3
    [m]
    C
    ICHRON

  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    DST
    0.00
    0.00
    CONDENSATE
    30.04.2005 - 09:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    4964
    5004
    22.0
    2.0
    4619
    4634
    19.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    23.000
    43
    2.0
    28.000
    49
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    1410000
    2.0
    1440000

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    AIT DSI IS EMS GR ACTS GPIT
    2777
    4308
    AIT DSI IS EMS GR ACTS GPIT
    4291
    5058
    CBL
    3096
    3813
    CBL
    3510
    5047
    CMR LDS APS ECS HGNS ACTS ECRD
    4291
    5058
    EARTH IMAGER
    4300
    5075
    LDS APS HGNS ACTS ECRD
    2777
    4308
    MFC READ
    326
    4184
    MFC READ
    4100
    5020
    MWD LWD - ARC
    1367
    4291
    MWD LWD - ARC
    4541
    4591
    MWD LWD - ARC
    4865
    5068
    MWD LWD - ARC TST6 STETO
    4289
    4541
    MWD LWD - DVD ECOSCOPE
    4291
    4878
    MWD LWD - GR
    346
    1363
    RCI MINI DST
    4522
    4620
    RCI MINI DST
    4563
    4684
    RCI MINI DST
    4908
    4909
    RCI MINI DST
    5007
    5022
    RCI PRESSURE
    4500
    5024
    RCI SAMPLE
    4625
    5022
    RCOR
    4684
    5023
    VSP
    1500
    5075

  • 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
    417.0
    36
    417.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    1375.0
    26
    1375.0
    1.74
    LOT
    INTERM.
    16
    2243.0
    17 1/2
    2244.0
    1.89
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2873.0
    14 7/8
    2873.0
    1.95
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    4365.0
    12 1/4
    4365.0
    2.13
    LOT
    LINER
    7
    5080.0
    8 1/2
    5080.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    405
    1.05
    SPUD MUD
    644
    1.05
    SPUD MUD
    1381
    1.55
    19.0
    GLYDRIL MUD
    1820
    1.82
    21.0
    GLYDRILL WBM
    2248
    1.70
    30.0
    GLYDRIL MUD
    2793
    1.75
    32.0
    GLYDRIL MUD
    3251
    1.77
    30.0
    PHARATERM
    3544
    1.79
    32.0
    PHARATERM
    4075
    1.87
    40.0
    PARATHERM
    4306
    1.87
    38.0
    PARATHERM
    4546
    1.89
    32.0
    PARATHERM
    4591
    1.88
    36.0
    PARATHERM
    4710
    1.90
    40.0
    PARATHERM
    4718
    1.89
    40.0
    PARATHERM
    4880
    1.88
    40.0
    PARATHERM
    5063
    1.89
    43.0
    PARATHERM
    5080
    1.88
    49.0
    PARATHERM

  • 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
    0.29