Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
05.12.2025 - 01:23
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6407/7-8

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.
    6407/7-8
    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.
    PREDRILLED: Øverste del av brønnbanen er boret, vanligvis som del av en topphull-kampanje som kan inkludere flere brønnbaner.
    RE-CLASS TO DEV: Letebrønnbane som er reklassifisert til en utvinningsbrønnbane med eget navn.
    RE-CLASS TO TEST: Letebrønnbane som er reklassifisert til testproduksjon med eget navn.
    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.
    ONLINE/OPERATIONAL: Brønnbanen er pågående, men ikke ferdigstilt, kan være operasjoner som, boring, seksjonsboring, logging, testing, plugging, klargjøring for produksjon/injeksjon eller midlertidig stans i forbindelse med operasjonene.
    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.
    6407/7-8
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH9806M-line 1366 & trace 2881-Seismic 3D survey
    Boreoperatør
    Navn på rettighetshaver som på vegne av den aktive utvinningstillatelsen starter boreoperasjonen. Dette tilsvarer vanligvis operatørselskapet for den aktuelle utvinningstillatelsen.
    StatoilHydro Petroleum AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1188-L
    Utvinningstill. ved brønnhodeposisjon
    Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).
    Utvinningstill. for boremål
    Dette tilsvarer den aktive utvinningstillatelsen for brønnbanens planlagte boremål. Utvinningstillatelsen for boremålet kan være en annen enn utvinningstillatelsen brønnbanen ble boret ut fra.
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    89
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    18.06.2008
    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.
    14.09.2008
    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.
    14.09.2010
    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.
    14.09.2010
    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.
    FANGST GP
    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.
    BÅT GP
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    18.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    293.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    5138.0
    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).
    5105.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    8.9
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    185
    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° 25' 49.3'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 7' 38.5'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7146478.78
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    409822.02
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    5844

  • Brønnhistorie
    General
    The 6407/7-8 Noatun well is located in the Gimsan Basin, ca 15 km north of the Njord Field in the Norwegian Sea. The main objective of the well was to prove hydrocarbons in the Ile and Tilje Formations (Noatun C prospect). The structure was expected to contain gas and condensate.
    Operations and results
    An 8 1/2" pilot hole (6407/7-U-1) was drilled to 810 m due to a shallow gas warning.
    Wildcat well 6407/7-8 was spudded with the semi-submersible installation West Alpha on 18 June 2008 and drilled to TD at 5138 m (5105 m TVD) in the Early Jurassic Åre Formation. No overpressured shallow gas was observed by the ROV at the wellhead or by the MWD while drilling the 8 1/2" pilot hole, the 36" hole or the 26" hole. From ca 800 m to ca 3600 m the well was drilled with a ca 8.5 degree deviation, leading to measured depth at TD being 33 m more than true vertical depth. Due to high temperatures in the reservoir section the MDT wire line operations proved difficult and several runs and Mini-DST's failed or did not give valid data. The well was drilled with Spud mud down to 1109 m, with Glydril mud from 1109 m to 2452 m, and with Versatherm oil based mud from 2452 m to TD.
    The well penetrated rocks of Quaternary, Tertiary, Cretaceous, and Jurassic age. A 50 m thick sandstone section was penetrated in the upper Springar Formation and some thin sandstone stringers were penetrated in the Lange Formation, otherwise lithology was mudstone. All sands above BCU were dry. The well proved gas/condensate in both the Fangst and Båt Groups. Gas readings were considered relatively high in the Tertiary with a maximum of 5.3% at 2084 m in the Rogaland Group. The gas levels also increased abruptly when entering the Spekk Formation (maximum 13.1%), and in the reservoirs of the Fangst and Båt Groups. Oil shows were recorded in the intervals 4972 - 5085 m and 5118 - 5127 m in the base Tilje and Åre Formations; else no oil shows were recorded in the well.
    Seven cores were cut in the well. Core no 1 was cut in the Ile Formation, the remaining were cut in the Båt Group. MDT runs were run under very good conditions in calm sea, but it proved difficult to hit the sandstone intervals. The results showed that the different reservoir sections belong to separate pressure regimes. The Garn Formation, the Upper Ror and the Tofte Formations did not have any reservoir quality sands present, while the top part of the Ile Formation was too cemented to get any pressure measurements made. In the Tilje and Åre Formations several good quality pressure measurements were made. Gas samples were taken in the Ile Formation at 4525.8 m, 4525.9 m and 4555.2 m, in the Tilje Formation at 4916.0 m, 4958.25 m and 4958.7 m, and in the Åre Formation at 5016.2 m. A successful MDT mini-DST was performed at 5019.1 - 5020.1 m.
    The well bore was plugged back to 4000 m and permanently abandoned on 14 September 2008 as a gas/condensate discovery. A sidetrack was prepared to define the hydrocarbon/water contact.
    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]
    1120.00
    5138.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    4472.0
    4483.5
    [m ]
    2
    4563.0
    4590.0
    [m ]
    3
    4757.0
    4772.2
    [m ]
    4
    4806.0
    4822.4
    [m ]
    5
    4822.4
    4836.0
    [m ]
    6
    4872.0
    4910.9
    [m ]
    7
    4937.0
    4970.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    156.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1120.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1140.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1160.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1180.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1200.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1220.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1240.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1260.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1280.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1300.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1320.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1360.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1380.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1400.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1420.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1440.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1460.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1480.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1500.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1520.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1540.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1560.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1590.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1600.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1620.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1640.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1660.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1680.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1700.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1720.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1740.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1760.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1780.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1800.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1820.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1840.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1860.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1880.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1900.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1920.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1940.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1960.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1980.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2000.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2020.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2040.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2060.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2080.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2100.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2120.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2140.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2160.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2180.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2200.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2220.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2240.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2260.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2280.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2300.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2320.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2340.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2360.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2380.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2400.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2420.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2440.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2453.5
    [m]
    C
    PETROSTR
    2470.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2490.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2510.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2530.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2550.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2570.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2590.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2610.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2630.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2650.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2670.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2690.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2710.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2730.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2750.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2770.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2790.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2810.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2830.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2860.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2880.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2900.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2930.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2950.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2970.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2990.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3010.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3030.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3050.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3070.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3090.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3110.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3130.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3150.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3170.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3190.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3210.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3230.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3250.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3270.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3290.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3310.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3330.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3350.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3370.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3390.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3410.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3430.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3450.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3470.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3490.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3510.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3530.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3540.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3546.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3553.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3560.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3566.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3573.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3580.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3586.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3600.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3610.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3620.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3640.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3660.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3680.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3700.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3720.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3740.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3760.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3780.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3800.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3820.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3840.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3860.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3880.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3900.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3920.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3940.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3960.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3980.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4000.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4020.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4040.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4060.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4080.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4100.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4120.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4140.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4160.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4170.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4180.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4190.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4200.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4210.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4220.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4230.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4240.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4250.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4254.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4263.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4272.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4281.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4290.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4299.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4308.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4317.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4326.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4335.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4344.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4353.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4362.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4371.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4380.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4389.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4398.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4407.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4416.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4425.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4434.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4443.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4452.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4461.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4470.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4472.8
    [m]
    C
    PETROSTR
    4475.7
    [m]
    C
    PETROSTR
    4478.8
    [m]
    C
    PETROSTR
    4481.4
    [m]
    C
    PETROSTR
    4483.5
    [m]
    C
    PETROSTR
    4488.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4497.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4506.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4515.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4524.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4533.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4542.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4548.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4557.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4563.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4563.1
    [m]
    C
    PETROSTR
    4566.7
    [m]
    C
    PETROSTR
    4569.3
    [m]
    C
    PETROSTR
    4572.8
    [m]
    C
    PETROSTR
    4575.8
    [m]
    C
    PETROSTR
    4579.9
    [m]
    C
    PETROSTR
    4582.9
    [m]
    C
    PETROSTR
    4586.0
    [m]
    C
    PETROSTR
    4589.0
    [m]
    C
    PETROSTR
    4593.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4599.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4611.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4617.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4623.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4629.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4635.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4641.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4647.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4653.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4659.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4665.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4671.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4677.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4683.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4689.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4695.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4701.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4707.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4713.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4719.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4725.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4731.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4740.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4746.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4752.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4757.4
    [m]
    C
    PETROSTR
    4758.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4758.6
    [m]
    C
    PETROSTR
    4759.6
    [m]
    C
    PETROSTR
    4760.3
    [m]
    C
    PETROSTR
    4762.5
    [m]
    C
    PETROSTR
    4764.7
    [m]
    C
    PETROSTR
    4767.6
    [m]
    C
    PETROSTR
    4770.7
    [m]
    C
    PETROSTR
    4772.2
    [m]
    C
    PETROSTR
    4773.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4782.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4791.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4800.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4806.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4806.0
    [m]
    C
    PETROSTR
    4809.0
    [m]
    C
    PETROSTR
    4812.0
    [m]
    C
    PETROSTR
    4814.9
    [m]
    C
    PETROSTR
    4816.9
    [m]
    C
    PETROSTR
    4819.9
    [m]
    C
    PETROSTR
    4822.2
    [m]
    C
    PETROSTR
    4823.6
    [m]
    C
    PETROSTR
    4826.9
    [m]
    C
    PETROSTR
    4829.9
    [m]
    C
    PETROSTR
    4832.0
    [m]
    C
    PETROSTR
    4836.0
    [m]
    C
    PETROSTR
    4839.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4845.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4854.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4863.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4872.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4878.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4878.6
    [m]
    C
    PETROSTR
    4881.8
    [m]
    C
    PETROSTR
    4883.4
    [m]
    C
    PETROSTR
    4883.9
    [m]
    C
    PETROSTR
    4885.9
    [m]
    C
    PETROSTR
    4889.8
    [m]
    C
    PETROSTR
    4892.7
    [m]
    C
    PETROSTR
    4895.9
    [m]
    C
    PETROSTR
    4899.6
    [m]
    C
    PETROSTR
    4903.4
    [m]
    C
    PETROSTR
    4906.5
    [m]
    C
    PETROSTR
    4910.6
    [m]
    C
    PETROSTR
    4917.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4926.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4935.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4937.8
    [m]
    C
    PETROSTR
    4940.6
    [m]
    C
    PETROSTR
    4943.5
    [m]
    C
    PETROSTR
    4946.3
    [m]
    C
    PETROSTR
    4949.0
    [m]
    C
    PETROSTR
    4952.9
    [m]
    C
    PETROSTR
    4955.8
    [m]
    C
    PETROSTR
    4959.8
    [m]
    C
    PETROSTR
    4962.8
    [m]
    C
    PETROSTR
    4965.6
    [m]
    C
    PETROSTR
    4968.2
    [m]
    C
    PETROSTR
    4970.1
    [m]
    C
    PETROSTR
    4974.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4983.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4995.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    5010.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    5019.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    5028.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    5037.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    5046.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    5055.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    5064.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    5073.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    5079.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    5085.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    5091.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    5097.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    5103.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    5109.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    5115.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    5121.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    5127.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    5133.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    5138.0
    [m]
    DC
    PETROSTR

  • Litostratigrafi

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    AIT LDT APS ECS HNGS HILT GR
    2439
    4245
    CMR GR
    4301
    5075
    EMS OBMI2 GPIT MSIP GR
    4253
    5123
    GPIT PPC MSIP GR
    2000
    4244
    HIT HLDS HAPS ECS HNGS GR
    4254
    5128
    MDT GR
    4459
    5134
    MDT GR
    4461
    5134
    MDT GR
    4525
    4555
    MDT GR
    4525
    4958
    MDT GR
    4528
    4528
    MDT GR
    4915
    5016
    MDT GR
    4916
    4916
    MDT GR
    4958
    4958
    MDT GR
    4962
    5002
    MDT GR
    5015
    5015
    MDT GR
    5019
    5019
    MDT GR
    5019
    5019
    MDT GR
    5032
    5032
    MSCT GR
    4460
    5071
    MWD - GR RES ECD DIR
    4747
    5122
    MWD - RAB FORM PRESS GR RES ECD
    4254
    4458
    MWD - RAB GR RES ECD DIR
    4448
    4752
    MWD- GR RES ECD DIR
    349
    4244
    VSP GR
    353
    5040

  • 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
    359.0
    36
    363.0
    0.00
    LOT
    PILOT HOLE
    810.0
    8 1/2
    810.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    1095.0
    26
    1109.0
    1.71
    LOT
    INTERM.
    16
    2442.0
    17 1/2
    2452.0
    1.81
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    4253.0
    12 1/4
    4254.0
    1.90
    LOT
    OPEN HOLE
    5138.0
    8 1/2
    5138.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    1109
    1.45
    17.0
    Glydril
    1304
    1.50
    18.0
    Glydril
    1908
    1.62
    21.0
    Glydril
    2106
    1.64
    22.0
    Glydril
    2290
    1.64
    27.0
    Glydril
    2452
    1.64
    19.0
    Glydril
    2452
    1.64
    20.0
    Glydril
    3355
    1.64
    40.0
    Versatherm
    3917
    1.58
    50.0
    Versatherm
    4254
    1.67
    36.0
    Versatherm
    4365
    1.55
    48.0
    Versatherm
    4485
    1.58
    48.0
    Versatherm
    4563
    1.58
    47.0
    Versatherm
    4757
    1.58
    48.0
    Versatherm
    4758
    1.58
    50.0
    Versatherm
    4771
    1.58
    48.0
    Versatherm
    4822
    1.58
    48.0
    Versatherm
    4900
    1.58
    47.0
    Versatherm
    4911
    1.58
    47.0
    Versatherm
    4969
    1.58
    47.0
    Versatherm
    5047
    1.58
    48.0
    Versatherm
    5138
    1.58
    52.0
    Versatherm
    5138
    1.58
    54.0
    Versatherm
    5227
    1.72
    66.0
    Versatherm

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    4481.75
    [m ]
    4573.50
    [m ]
    4770.25
    [m ]
    4829.48
    [m ]
    4879.25
    [m ]
    4941.00
    [m ]
    4949.00
    [m ]
    4958.75
    [m ]
    4966.25
    [m ]
    4969.00
    [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
    0.30