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

6407/2-1

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.
    6407/2-1
    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
    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.
    6407/2-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    715 - 259 SP 840
    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.
    332-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    65
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    03.06.1982
    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.
    06.08.1982
    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.
    06.08.1984
    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.
    13.12.2005
    Opprinnelig formål
    Formålet med brønnbanen definert før borestart.Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS. Eksempler på lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner: OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION.
    WILDCAT
    Gjenåpnet
    Status om brønnbanen er gjenåpnet (YES) eller ikke (NO). Når en teller antall brønnbaner på norsk sokkel, teller en bare de som ikke er gjenåpnet (NO).
    NO
    Innhold
    For letebrønnbaner, funn status.

    Lovlige verdier: DRY, SHOWS (spor av hydrokarboner), GAS, GAS/CONDENSATE, OIL eller OIL/GAS.
    SHOWS (GAS SHOWS, OIL SHOWS eller OIL/GAS SHOWS) er oppdaget som fluorescerende kutt (organisk ekstrakt), lukt av petroleum, eller synlig belegg på borekaks eller borekjerner, eller som økte gassavlesninger i slamloggerens detekteringsutstyr.
    Lovlige verdier for WILDCAT-CCS og APPRAISAL-CCS: WATER

    For utvinningsbrønnbaner, type produsert eller injisert fluid.
    Lovlige verdier: WATER, CUTTINGS, NOT AVAILABLE, OIL, GAS/CONDENSATE, OIL/GAS, CO2, GAS, WATER/GAS, NOT APPLICABLE.
    SHOWS
    Funnbrønnbane
    Indikator som forteller om brønnbanen påviste et nytt funn. Lovlige verdier: YES, NO. For brønnbaner der resultatet ikke er pressemeldt eller på annet vis avklart, blir «NO» benyttet.
    NO
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    33.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    266.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3870.0
    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).
    3869.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    3
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    130
    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.
    LATE TRIASSIC
    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.
    RED BEDS (INFORMAL)
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    64° 58' 4.97'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 28' 28.12'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7205942.44
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    427977.33
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    76

  • Brønnhistorie
    General
    Wildcat well 6407/2-1 was drilled in the MØre-TrØndelag II area offshore Mid-Norway, approximately 215 km NW of Trondheim. The overall goal with this early well was to establish the total stratigraphic column down to Late Triassic. The primary targets were Middle and the Early Jurassic Sandstone units. Secondary targets were the sequence below the Top Palaeocene reflector, the Early Cretaceous sequence, which could show development of sand, and the Triassic sandstones/si1tstones immediately below the Åre Formation.
    The well is Type Well for the Spekk and Ror Formations.
    Operations and results
    Well 6407/2-1 was spudded with the semi-submersible installation West Venture on 3 June 1982 and drilled to TD at 3870 m, 40 into the Late Triassic Red Beds. Operations went without significant problems. The well was drilled with spud mud down to 409 m. The 26" section was first drilled as a 14 3/3" pilot hole from 409 m to 1013 m using gel/gypsum mud. At this point 30 bbl of diesel was added to reduce mud weight. The hole section was then opened up with a 26" underreamer using gel/gypsum mud with further diesel addition. The 17 1/2 section was drilled with polymer/gypsum/lignosulphonate from 1013 m to 2215 m, and the remaining well was drilled with a lignite/lignosulphonate mud down to TD.
    The well proved mainly claystones down to Middle and Early Jurassic Sandstones. The Tertiary with a total thickness of 1848.5 m, rested unconformably on the Late Cretaceous where the topmost Maastrichtian was missing. Otherwise the Cretaceous section was nearly complete, and relatively thick (ca 700 m) compared to other wells in the area. High gas readings were experienced in the upper part of the Cretaceous (Santonian - Campanian) with weak oil shows on cuttings and two SWCs. A study of wire line logs, sidewall cores and hole response indicated that the gas was overpressured, and trapped in a non-reservoir lithology. The base Cretaceous unconformity (base Lyr Formation) was penetrated at 2842.5 m, overlying a 65.5 m thick Jurassic shale sequence similar to the Kimmeridgian Clay Formation (Spekk Formation). The two Jurassic Sandstone units were 133 m (Fangst Group) and 169 m (Tilje Formation) thick. In contrast to what is seen in the other wells in the area, the upper unit contains a shaly sequence of about 30 m thickness. A "Coal Unit" (Åre Formation) of 378 m thickness, mainly composed of interbedded carbonaceous claystone/shale, fine sand and silt, overlies the Triassic Grey and Red beds.
    Six conventional cores were cut, one in the Late Cretaceous, two in the Fangst Group, one in the Ror Formation and two in the Åre Formation Coal Unit, with a total recovery of 66.11 m. No fluid sample was taken.
    The well was permanently abandoned on 6 August 1982 as a well with shows.
    Testing
    No drill stem test was performed.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    NO
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    410.00
    3871.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2417.0
    2434.4
    [m ]
    2
    2940.0
    2940.3
    [m ]
    3
    2943.0
    2957.7
    [m ]
    4
    3085.0
    3100.4
    [m ]
    5
    3478.0
    3479.6
    [m ]
    6
    3480.0
    3496.8
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    66.1
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2417-2422m
    Kjerne bilde med dybde: 2422-2427m
    Kjerne bilde med dybde: 2427-2432m
    Kjerne bilde med dybde: 2432-2434m
    Kjerne bilde med dybde: 2940-2941m
    2417-2422m
    2422-2427m
    2427-2432m
    2432-2434m
    2940-2941m
    Kjerne bilde med dybde: 2943-2948m
    Kjerne bilde med dybde: 2948-2953m
    Kjerne bilde med dybde: 2953-2957m
    Kjerne bilde med dybde: 3085-3090m
    Kjerne bilde med dybde: 3090-3095m
    2943-2948m
    2948-2953m
    2953-2957m
    3085-3090m
    3090-3095m
    Kjerne bilde med dybde: 3095-3100m
    Kjerne bilde med dybde: 3100-3101m
    Kjerne bilde med dybde: 3478-3479m
    Kjerne bilde med dybde: 3480-3485m
    Kjerne bilde med dybde: 3485-3490m
    3095-3100m
    3100-3101m
    3478-3479m
    3480-3485m
    3485-3490m
    Kjerne bilde med dybde: 3490-3495m
    Kjerne bilde med dybde: 3495-3497m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3490-3495m
    3495-3497m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1790.0
    [m]
    DC
    OD
    2120.0
    [m]
    DC
    OD
    2130.0
    [m]
    DC
    OD
    2140.0
    [m]
    DC
    OD
    2150.0
    [m]
    DC
    OD
    2155.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2160.0
    [m]
    DC
    OD
    2170.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2170.0
    [m]
    DC
    OD
    2180.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2180.0
    [m]
    DC
    OD
    2190.0
    [m]
    DC
    OD
    2200.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2200.0
    [m]
    DC
    OD
    2210.0
    [m]
    DC
    OD
    2213.5
    [m]
    SWC
    SAGA
    2220.0
    [m]
    DC
    OD
    2225.5
    [m]
    SWC
    SAGA
    2230.0
    [m]
    DC
    OD
    2240.0
    [m]
    DC
    OD
    2240.5
    [m]
    SWC
    SAGA
    2250.0
    [m]
    DC
    OD
    2259.0
    [m]
    SWC
    SAGA
    2260.0
    [m]
    DC
    OD
    2270.0
    [m]
    DC
    OD
    2272.7
    [m]
    SWC
    SAGA
    2280.0
    [m]
    DC
    OD
    2284.5
    [m]
    SWC
    SAGA
    2290.0
    [m]
    DC
    OD
    2300.0
    [m]
    DC
    OD
    2302.0
    [m]
    SWC
    SAGA
    2310.0
    [m]
    DC
    OD
    2320.0
    [m]
    DC
    OD
    2330.0
    [m]
    DC
    OD
    2335.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2340.0
    [m]
    DC
    OD
    2348.0
    [m]
    SWC
    SAGA
    2350.0
    [m]
    DC
    OD
    2360.0
    [m]
    DC
    OD
    2365.5
    [m]
    SWC
    SAGA
    2370.0
    [m]
    DC
    OD
    2380.0
    [m]
    DC
    OD
    2384.5
    [m]
    SWC
    SAGA
    2390.0
    [m]
    DC
    OD
    2395.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2400.0
    [m]
    DC
    OD
    2410.0
    [m]
    DC
    OD
    2410.0
    [m]
    DC
    SAGA
    2417.0
    [m]
    C
    OD
    2418.0
    [m]
    C
    OD
    2418.1
    [m]
    C
    OD
    2419.5
    [m]
    C
    OD
    2419.5
    [m]
    C
    OD
    2420.0
    [m]
    DC
    OD
    2420.0
    [m]
    SWC
    OD
    2420.7
    [m]
    C
    OD
    2421.7
    [m]
    C
    OD
    2422.7
    [m]
    C
    OD
    2423.5
    [m]
    C
    OD
    2424.5
    [m]
    C
    OD
    2424.5
    [m]
    C
    OD
    2424.7
    [m]
    C
    OD
    2425.6
    [m]
    C
    OD
    2427.1
    [m]
    C
    OD
    2428.1
    [m]
    C
    OD
    2428.6
    [m]
    C
    OD
    2429.0
    [m]
    C
    OD
    2429.3
    [m]
    C
    OD
    2430.0
    [m]
    DC
    OD
    2430.3
    [m]
    C
    OD
    2430.7
    [m]
    C
    OD
    2431.7
    [m]
    C
    OD
    2432.2
    [m]
    C
    OD
    2433.6
    [m]
    C
    OD
    2434.3
    [m]
    C
    OD
    2434.4
    [m]
    C
    OD
    2434.4
    [m]
    C
    OD
    2440.0
    [m]
    DC
    OD
    2450.0
    [m]
    DC
    OD
    2453.0
    [m]
    SWC
    OD
    2460.0
    [m]
    DC
    OD
    2470.0
    [m]
    DC
    OD
    2473.0
    [m]
    SWC
    OD
    2480.0
    [m]
    DC
    OD
    2485.0
    [m]
    DC
    OD
    2490.0
    [m]
    DC
    OD
    2500.0
    [m]
    DC
    OD
    2509.0
    [m]
    DC
    OD
    2511.0
    [m]
    SWC
    OD
    2521.0
    [m]
    DC
    OD
    2530.0
    [m]
    DC
    OD
    2530.0
    [m]
    SWC
    OD
    2533.0
    [m]
    DC
    OD
    2539.0
    [m]
    DC
    OD
    2541.0
    [m]
    SWC
    OD
    2548.0
    [m]
    DC
    OD
    2557.0
    [m]
    SWC
    OD
    2560.0
    [m]
    DC
    OD
    2572.0
    [m]
    DC
    OD
    2575.0
    [m]
    DC
    OD
    2581.0
    [m]
    DC
    OD
    2590.0
    [m]
    DC
    OD
    2592.0
    [m]
    SWC
    OD
    2599.0
    [m]
    DC
    OD
    2611.0
    [m]
    DC
    OD
    2618.0
    [m]
    SWC
    OD
    2620.0
    [m]
    DC
    OD
    2629.0
    [m]
    DC
    OD
    2632.0
    [m]
    SWC
    OD
    2641.0
    [m]
    DC
    OD
    2650.0
    [m]
    DC
    OD
    2652.0
    [m]
    SWC
    OD
    2662.0
    [m]
    DC
    OD
    2668.0
    [m]
    SWC
    OD
    2671.0
    [m]
    DC
    OD
    2680.0
    [m]
    DC
    OD
    2682.0
    [m]
    SWC
    OD
    2691.5
    [m]
    SWC
    OD
    2692.0
    [m]
    DC
    OD
    2701.0
    [m]
    DC
    OD
    2703.0
    [m]
    SWC
    OD
    2710.0
    [m]
    DC
    OD
    2719.0
    [m]
    DC
    OD
    2721.0
    [m]
    SWC
    OD
    2731.0
    [m]
    DC
    OD
    2737.0
    [m]
    DC
    OD
    2743.0
    [m]
    DC
    OD
    2752.0
    [m]
    DC
    OD
    2761.0
    [m]
    DC
    OD
    2767.0
    [m]
    DC
    OD
    2770.0
    [m]
    DC
    OD
    2779.0
    [m]
    DC
    OD
    2788.0
    [m]
    DC
    OD
    2797.0
    [m]
    DC
    OD
    2800.0
    [m]
    DC
    OD
    2812.0
    [m]
    DC
    OD
    2821.0
    [m]
    DC
    OD
    2830.0
    [m]
    DC
    OD
    2839.0
    [m]
    DC
    OD
    2842.0
    [m]
    DC
    OD
    2848.0
    [m]
    SWC
    OD
    2851.0
    [m]
    DC
    OD
    2859.0
    [m]
    SWC
    OD
    2872.0
    [m]
    DC
    OD
    2880.0
    [m]
    SWC
    OD
    2902.0
    [m]
    DC
    OD
    2904.5
    [m]
    SWC
    OD
    2907.0
    [m]
    SWC
    OD
    2913.0
    [m]
    SWC
    OD
    2932.0
    [m]
    DC
    OD
    2947.0
    [m]
    DC
    OD
    2962.0
    [m]
    DC
    OD
    2977.0
    [m]
    DC
    OD
    2992.0
    [m]
    DC
    OD
    3008.0
    [m]
    SWC
    OD
    3014.0
    [m]
    SWC
    OD
    3022.0
    [m]
    DC
    OD
    3037.0
    [m]
    DC
    OD
    3052.0
    [m]
    DC
    OD
    3061.0
    [m]
    DC
    OD
    3082.0
    [m]
    DC
    OD
    3112.0
    [m]
    DC
    OD
    3127.0
    [m]
    DC
    OD
    3142.0
    [m]
    DC
    OD
    3187.0
    [m]
    DC
    OD
    3202.0
    [m]
    DC
    OD
    3217.0
    [m]
    DC
    OD
    3232.0
    [m]
    DC
    OD
    3247.0
    [m]
    DC
    OD
    3262.0
    [m]
    DC
    OD
    3277.0
    [m]
    DC
    OD
    3292.0
    [m]
    DC
    OD
    3322.0
    [m]
    DC
    OD
    3357.0
    [m]
    SWC
    OD
    3367.0
    [m]
    DC
    OD
    3427.0
    [m]
    DC
    OD
    3457.0
    [m]
    DC
    OD
    3472.0
    [m]
    DC
    OD
    3487.0
    [m]
    DC
    OD
    3502.0
    [m]
    DC
    OD
    3517.0
    [m]
    DC
    OD
    3562.0
    [m]
    DC
    OD
    3577.0
    [m]
    DC
    OD
    3592.0
    [m]
    DC
    OD
    3612.5
    [m]
    SWC
    OD
    3622.0
    [m]
    DC
    OD
    3637.0
    [m]
    DC
    OD
    3652.0
    [m]
    DC
    OD
    3667.0
    [m]
    DC
    OD
    3682.0
    [m]
    DC
    OD
    3694.0
    [m]
    SWC
    OD
    3731.0
    [m]
    SWC
    OD
    3762.5
    [m]
    SWC
    OD
    3772.0
    [m]
    DC
    OD
    3802.0
    [m]
    DC
    OD
    3817.0
    [m]
    DC
    OD

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.80

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.41
    pdf
    7.23
    pdf
    1.72
    pdf
    1.31
    pdf
    0.56
    pdf
    0.28
    pdf
    0.55
    pdf
    1.42

  • 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
    0.16
    pdf
    0.27

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    23.86

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    780
    2200
    CBL VDL GR CCL
    1785
    2717
    CST
    2206
    2725
    CST
    2730
    3870
    DIPMETER
    2717
    3869
    FDC CNL GR
    2201
    2722
    HDT
    2201
    2727
    ISF LSS MSFL GR
    409
    1011
    ISF LSS MSFL GR
    2201
    2573
    ISF LSS MSFL GR
    2500
    2726
    ISF LSS MSFL GR
    2717
    3869
    LDL CNL GR
    2717
    3869
    LDT CNL CAL GR
    409
    1010
    RFT
    2259
    2278
    RFT
    2947
    3774
    TEMP
    600
    2160
    VSP WST
    408
    3869

  • 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
    409.0
    36
    409.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    1004.0
    26
    1013.0
    1.64
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2203.0
    17 1/2
    2215.0
    1.74
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2718.0
    12 1/4
    2729.0
    1.83
    LOT
    OPEN HOLE
    3870.0
    8 1/2
    3870.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    400
    1.09
    36.0
    waterbased
    1000
    1.14
    38.0
    waterbased
    1230
    1.14
    39.0
    waterbased
    1960
    1.20
    54.0
    waterbased
    2270
    1.36
    47.0
    waterbased
    2830
    1.26
    56.0
    waterbased
    3800
    1.23
    50.0
    waterbased

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    2418.10
    [m ]
    2428.60
    [m ]
    2424.50
    [m ]
    2434.30
    [m ]
    2429.00
    [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
    0.29