Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

25/10-6 S

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.
    25/10-6 S
    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.
    NORTH SEA
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    25/10-6
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST 9304- INLINE 648 & CROSSLINE 717
    Utvinningstillatelse
    Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).
    Boreoperatør
    Navn på rettighetshaver som på vegne av den aktive utvinningstillatelsen (ved brønnhodeposisjon) starter boreoperasjonen. Dette tilsvarer vanligvis operatørselskapet for den aktuelle utvinningstillatelsen.
    Den norske stats oljeselskap a.s
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    836-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    88
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    26.12.1995
    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.
    22.03.1996
    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.
    22.03.1998
    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.
    29.08.2003
    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).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    117.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4706.0
    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).
    4281.5
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    43.5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    158
    Eldste penetrerte alder
    Alder (iflg. Geologic Time Scale 2004 by F. M. Gradstein, et al. (2004)) til den eldste formasjonen det er blitt boret gjennom. Kan avvike fra alder ved TD for eksempel i avviksbrønner. Eksempler for lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EARLY PERMIAN, EARLY TRIASSIC, EOCENE.
    MIDDLE JURASSIC
    Eldste penetrerte formasjon
    Navn på den eldste litostratigrafiske enheten som brønnbanen har penetrert. Vises bare på brønner som er frigitt. I de fleste brønnbaner er dette formasjonen eller gruppen påtruffet i bunnen av brønnbanen. Kan avvike fra formasjonen eller gruppen ved TD for eksempel i brønnbaner som er boret med høy avvik eller gjennom forkastninger. Eksempler på lovlige verdier: AMUNDSEN FM, BALDER FM, BASEMENT, BLODØKS FM, BRYNE FM, BURTON FM, COOK FM, DRAKE FM, DRAUPNE FM, EKOFISK FM, SHETLAND GP.
    SLEIPNER FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    59° 8' 8.69'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 1' 37.54'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6555724.91
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    444322.99
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2728

  • Brønnhistorie
    General
    Well 25/10-6 S is located West-Southwest of the Balder field. The main objectives for the well were to prove the hydrocarbon potentials of the Heimdal, Ty, and the Hugin Formations.
    Operations and results
    Wildcat well 25/10-6 S well was spudded with the semi-submersible installation "Deepsea Bergen" on 26 December 1995 and drilled deviated to a TD of 4706 m (4281.5 m TVD) in the Middle Jurassic Sleipner Formation. The well was drilled using bentonite / CMC EHV mud down to 1039 m, with "ANCO 2000" mud from 1039 m to 2377 m, and with oil based "ANCOVERT" mud from 2377 m to TD. Several drilling problems were encountered below 1339 m and it took 30 days more than budget to reach TD. The problems included mud pump failure, MWD failure and difficulties with controlling the angle, bad weather, and bit problems. Many of the problems were due to hard formation. The well was drilled vertically to 1631 m before building angle.
    Well 25/10-6 S drilled through sediments of Tertiary, Cretaceous and into Jurassic ages. The well penetrated the Heimdal Formation at 2317.5 m and the Ty Formation at 2636.5 m. The angle was then approximately 15.5°. The angle increased through the Shetland Group and reached a maximum of 43.5° at approximately 4330 m in the Vestland Group. The well penetrated the Hugin Formation at 4337.5 m (3995.5 m TVD), 41.5 m deeper than prognosed (at an angle of 42°). The potential reservoirs in Palaeocene sandstones (Heimdal and Ty Formations) were water bearing. The Hugin Formation contained hydrocarbons, but the core data and FMT-results showed tight formation. Three cores were cut in the Hugin Formation. Of these, a total of only 12.7 m core were recovered because a very hard formation wore out the bit earlier than expected No fluid samples were collected. The well was permanently plugged and abandoned on 22 March 1996 as a dry well with shows.
    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]
    1040.00
    4704.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    4339.2
    4343.5
    [m ]
    2
    4344.0
    4349.5
    [m ]
    3
    4397.0
    4399.7
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    12.5
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 4339-4343m
    Kjerne bilde med dybde: 4344-4349m
    Kjerne bilde med dybde: 4349-4399m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    4339-4343m
    4344-4349m
    4349-4399m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1040.0
    [m]
    DC
    RRI
    1060.0
    [m]
    DC
    RRI
    1070.0
    [m]
    DC
    RRI
    1090.0
    [m]
    DC
    RRI
    1100.0
    [m]
    DC
    RRI
    1120.0
    [m]
    DC
    RRI
    1130.0
    [m]
    DC
    RRI
    1150.0
    [m]
    DC
    RRI
    1170.0
    [m]
    DC
    RRI
    1190.0
    [m]
    DC
    RRI
    1200.0
    [m]
    DC
    RRI
    1220.0
    [m]
    DC
    RRI
    1240.0
    [m]
    DC
    RRI
    1260.0
    [m]
    DC
    RRI
    1270.0
    [m]
    DC
    RRI
    1290.0
    [m]
    DC
    RRI
    1300.0
    [m]
    DC
    RRI
    1320.0
    [m]
    DC
    RRI
    1330.0
    [m]
    DC
    RRI
    1350.0
    [m]
    DC
    RRI
    1370.0
    [m]
    DC
    RRI
    1390.0
    [m]
    DC
    RRI
    1400.0
    [m]
    DC
    RRI
    1420.0
    [m]
    DC
    RRI
    1430.0
    [m]
    DC
    RRI
    1450.0
    [m]
    DC
    RRI
    1470.0
    [m]
    DC
    RRI
    1480.0
    [m]
    DC
    RRI
    1500.0
    [m]
    DC
    RRI
    1510.0
    [m]
    DC
    RRI
    1530.0
    [m]
    DC
    RRI
    1540.0
    [m]
    DC
    RRI
    1570.0
    [m]
    DC
    RRI
    1590.0
    [m]
    DC
    RRI
    1600.0
    [m]
    DC
    RRI
    1620.0
    [m]
    DC
    RRI
    1630.0
    [m]
    DC
    RRI
    1650.0
    [m]
    DC
    RRI
    1660.0
    [m]
    DC
    RRI
    1680.0
    [m]
    DC
    RRI
    1700.0
    [m]
    DC
    RRI
    1710.0
    [m]
    DC
    RRI
    1730.0
    [m]
    DC
    RRI
    1740.0
    [m]
    DC
    RRI
    1760.0
    [m]
    DC
    RRI
    1770.0
    [m]
    DC
    RRI
    1790.0
    [m]
    DC
    RRI
    1800.0
    [m]
    DC
    RRI
    1820.0
    [m]
    DC
    RRI
    1830.0
    [m]
    DC
    RRI
    1850.0
    [m]
    DC
    RRI
    1860.0
    [m]
    DC
    RRI
    1880.0
    [m]
    DC
    RRI
    1890.0
    [m]
    DC
    RRI
    1910.0
    [m]
    DC
    RRI
    1930.0
    [m]
    DC
    RRI
    1940.0
    [m]
    DC
    RRI
    1960.0
    [m]
    DC
    RRI
    1970.0
    [m]
    DC
    RRI
    1990.0
    [m]
    DC
    RRI
    2000.0
    [m]
    DC
    RRI
    2020.0
    [m]
    DC
    RRI
    2030.0
    [m]
    DC
    RRI
    2050.0
    [m]
    DC
    RRI
    2060.0
    [m]
    DC
    RRI
    2080.0
    [m]
    DC
    RRI
    2100.0
    [m]
    DC
    RRI
    2110.0
    [m]
    DC
    RRI
    2120.0
    [m]
    DC
    RRI
    2130.0
    [m]
    DC
    RRI
    2140.0
    [m]
    DC
    RRI
    2150.0
    [m]
    DC
    RRI
    2160.0
    [m]
    DC
    RRI
    2170.0
    [m]
    DC
    RRI
    2180.0
    [m]
    DC
    RRI
    2190.0
    [m]
    DC
    RRI
    2200.0
    [m]
    DC
    RRI
    2210.0
    [m]
    DC
    RRI
    2220.0
    [m]
    DC
    RRI
    2229.0
    [m]
    DC
    RRI
    2232.6
    [m]
    SWC
    WESTLAB
    2238.0
    [m]
    DC
    RRI
    2247.0
    [m]
    DC
    RRI
    2256.0
    [m]
    DC
    RRI
    2265.0
    [m]
    DC
    RRI
    2272.6
    [m]
    SWC
    WESTLAB
    2283.0
    [m]
    DC
    RRI
    2287.6
    [m]
    SWC
    WESTLAB
    2292.0
    [m]
    DC
    RRI
    2301.0
    [m]
    DC
    RRI
    2307.6
    [m]
    SWC
    WESTLAB
    2328.0
    [m]
    DC
    RRI
    2337.0
    [m]
    DC
    RRI
    2346.0
    [m]
    DC
    RRI
    2355.0
    [m]
    DC
    RRI
    2364.0
    [m]
    DC
    RRI
    2373.0
    [m]
    DC
    RRI
    2385.0
    [m]
    DC
    RRI
    2406.0
    [m]
    DC
    RRI
    2418.0
    [m]
    DC
    RRI
    2427.0
    [m]
    DC
    RRI
    2436.0
    [m]
    DC
    RRI
    2448.0
    [m]
    DC
    RRI
    2457.0
    [m]
    DC
    RRI
    2469.0
    [m]
    DC
    RRI
    2478.0
    [m]
    DC
    RRI
    2490.0
    [m]
    DC
    RRI
    2499.0
    [m]
    DC
    RRI
    2508.0
    [m]
    DC
    RRI
    2526.0
    [m]
    DC
    RRI
    2535.0
    [m]
    DC
    RRI
    2553.0
    [m]
    DC
    RRI
    2580.0
    [m]
    DC
    RRI
    2589.0
    [m]
    DC
    RRI
    2598.0
    [m]
    DC
    RRI
    2616.0
    [m]
    DC
    RRI
    2631.1
    [m]
    SWC
    WESTLAB
    2637.5
    [m]
    SWC
    WESTLA
    2643.0
    [m]
    DC
    RRI
    2652.0
    [m]
    DC
    RRI
    2670.0
    [m]
    DC
    RRI
    2679.0
    [m]
    DC
    RRI
    2691.0
    [m]
    SWC
    WESTLAB
    2700.0
    [m]
    DC
    RRI
    2718.0
    [m]
    DC
    RRI
    3350.0
    [m]
    DC
    RRI
    3360.0
    [m]
    DC
    RRI
    3380.0
    [m]
    DC
    RRI
    3390.0
    [m]
    DC
    RRI
    3590.0
    [m]
    DC
    RRI
    3860.0
    [m]
    DC
    RRI
    3870.0
    [m]
    DC
    RRI
    3890.0
    [m]
    DC
    RRI
    3900.0
    [m]
    DC
    RRI
    3920.0
    [m]
    DC
    RRI
    3930.0
    [m]
    DC
    RRI
    3950.0
    [m]
    DC
    RRI
    3960.0
    [m]
    DC
    RRI
    3980.0
    [m]
    DC
    RRI
    3990.0
    [m]
    DC
    RRI
    4010.0
    [m]
    DC
    RRI
    4020.0
    [m]
    DC
    RRI
    4040.0
    [m]
    DC
    RRI
    4050.0
    [m]
    DC
    RRI
    4065.0
    [m]
    DC
    RRI
    4080.0
    [m]
    DC
    RRI
    4095.0
    [m]
    DC
    RRI
    4110.0
    [m]
    DC
    RRI
    4125.0
    [m]
    DC
    RRI
    4140.0
    [m]
    DC
    RRI
    4152.0
    [m]
    DC
    RRI
    4167.0
    [m]
    DC
    RRI
    4182.0
    [m]
    DC
    RRI
    4197.0
    [m]
    DC
    RRI
    4206.0
    [m]
    DC
    RRI
    4215.0
    [m]
    DC
    RRI
    4224.0
    [m]
    DC
    RRI
    4233.0
    [m]
    DC
    RRI
    4242.0
    [m]
    DC
    RRI
    4251.0
    [m]
    DC
    RRI
    4260.0
    [m]
    DC
    RRI
    4269.0
    [m]
    DC
    RRI
    4278.0
    [m]
    DC
    RRI
    4287.0
    [m]
    DC
    RRI
    4296.0
    [m]
    DC
    RRI
    4305.0
    [m]
    DC
    RRI
    4314.0
    [m]
    DC
    RRI
    4323.0
    [m]
    DC
    RRI
    4332.0
    [m]
    DC
    RRI
    4332.0
    [m]
    DC
    APT
    4335.0
    [m]
    DC
    APT
    4338.0
    [m]
    DC
    APT
    4338.0
    [m]
    DC
    RRI
    4339.2
    [m]
    C
    RRI
    4342.7
    [m]
    C
    RRI
    4343.2
    [m]
    C
    WESTLAB
    4344.7
    [m]
    C
    WESTLA
    4345.6
    [m]
    C
    APT
    4349.2
    [m]
    C
    APT
    4349.4
    [m]
    C
    WESTLAB
    4397.1
    [m]
    C
    APT
    4397.5
    [m]
    C
    WESTLAB
    4397.9
    [m]
    C
    APT
    4398.3
    [m]
    C
    WESTLAB
    4398.5
    [m]
    C
    APT
    4399.4
    [m]
    C
    APT
    4401.0
    [m]
    DC
    APT
    4413.0
    [m]
    DC
    APT
    4413.0
    [m]
    DC
    RRI
    4416.0
    [m]
    DC
    APT
    4419.0
    [m]
    DC
    APT
    4422.0
    [m]
    DC
    RRI
    4431.0
    [m]
    DC
    RRI
    4440.0
    [m]
    DC
    RRI
    4455.0
    [m]
    DC
    RRI
    4464.0
    [m]
    DC
    RRI
    4473.0
    [m]
    DC
    RRI
    4482.0
    [m]
    DC
    RRI
    4491.0
    [m]
    DC
    RRI
    4500.0
    [m]
    DC
    RRI
    4509.0
    [m]
    DC
    RRI
    4518.0
    [m]
    DC
    RRI
    4527.0
    [m]
    DC
    RRI
    4536.0
    [m]
    DC
    RRI
    4545.0
    [m]
    DC
    RRI
    4554.0
    [m]
    DC
    RRI
    4563.0
    [m]
    DC
    RRI
    4572.0
    [m]
    DC
    RRI
    4581.0
    [m]
    DC
    RRI
    4590.0
    [m]
    DC
    RRI
    4599.0
    [m]
    DC
    RRI
    4608.0
    [m]
    DC
    RRI
    4617.0
    [m]
    DC
    RRI
    4626.0
    [m]
    DC
    RRI
    4635.0
    [m]
    DC
    RRI
    4644.0
    [m]
    DC
    RRI
    4653.0
    [m]
    DC
    RRI
    4662.0
    [m]
    DC
    RRI
    4671.0
    [m]
    DC
    RRI
    4680.0
    [m]
    DC
    RRI
    4689.0
    [m]
    DC
    RRI
    4698.0
    [m]
    DC
    RRI
    4704.0
    [m]
    DC
    RRI

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.71

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.73
    pdf
    1.75

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    15.63

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CDL CN GR CHT
    4036
    4628
    DIPL MAC ZDL CN DSL
    2095
    3080
    DLL MAC ZDL GR
    1024
    2115
    DPIL MAC DSL CHT
    4038
    4637
    FMT GR
    2318
    2638
    FMT GR
    2318
    2735
    FMT GR CHT
    4361
    4690
    FMT QDYNE GR CHT
    0
    0
    FMT QDYNE GR CHT
    0
    0
    FMT QDYNE GR CHT
    0
    0
    MAC DSL
    2906
    4054
    MWD - DPR TF4
    204
    2375
    MWD - DPR TF4
    2483
    3014
    MWD - DPR TF5A
    3014
    3452
    MWD - NAVIGATOR
    2375
    2547
    SWC GR
    2232
    2760
    VSP GR
    1400
    4040
    VSP GR
    3890
    4180
    VSP GR
    4390
    4700

  • 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
    SURF.COND.
    30
    200.0
    36
    200.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    1024.0
    26
    1026.0
    1.74
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2210.0
    17 1/2
    2212.0
    1.79
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    4037.0
    12 1/4
    4037.0
    2.10
    LOT
    OPEN HOLE
    4706.0
    8 1/2
    4706.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    1024
    1.47
    21.0
    ANCO 2000
    1024
    1.47
    21.0
    ANCO 2000
    1562
    1.41
    18.0
    ANCO 2000
    1700
    1.47
    20.0
    ANCO 2000
    1860
    1.47
    20.0
    ANCO 2000
    2085
    1.47
    21.0
    ANCO 2000
    2216
    1.47
    21.0
    ANCO 2000
    2217
    1.47
    22.0
    ANCO 2000
    2250
    1.47
    19.0
    ANCO 2000
    2668
    1.30
    36.0
    ANCO VERT
    2719
    1.33
    40.0
    ANCO VERT
    2791
    1.35
    44.0
    ANCO VERT
    2859
    1.36
    34.0
    ANCO VERT
    2870
    1.36
    34.0
    ANCO VERT
    2982
    1.37
    31.0
    ANCO VERT
    3034
    1.37
    32.0
    ANCO VERT
    3132
    1.38
    34.0
    ANCO VERT
    3154
    1.38
    35.0
    ANCO VERT
    3303
    1.37
    37.0
    ANCO VERT
    3371
    1.38
    34.0
    ANCO VERT
    3458
    1.38
    36.0
    ANCO VERT
    3481
    1.38
    36.0
    ANCO VERT
    3614
    1.38
    35.0
    ANCO VERT
    3650
    1.38
    33.0
    ANCO VERT
    3782
    1.41
    35.0
    ANCO VERT
    3827
    1.41
    34.0
    ANCO VERT
    4049
    1.85
    43.0
    ANCO VERT
    4052
    1.85
    48.0
    ANCO VERT
    4208
    1.91
    47.0
    ANCO VERT
    4320
    1.95
    54.0
    ANCO VERT
    4337
    1.95
    50.0
    ANCO VERT
    4339
    1.95
    48.0
    ANCO VERT
    4350
    1.95
    46.0
    ANCO VERT
    4360
    1.95
    46.0
    ANCO VERT
    4403
    1.95
    49.0
    ANCO VERT
    4424
    1.95
    48.0
    ANCO VERT
    4430
    1.95
    48.0
    ANCO VERT
    4480
    1.95
    49.0
    ANCO VERT
    4514
    1.95
    48.0
    ANCO VERT
    4548
    1.95
    46.0
    ANCO VERT
    4611
    1.95
    46.0
    ANCO VERT
    4662
    1.95
    45.0
    ANCO VERT
    4702
    1.95
    47.0
    ANCO VERT
    4706
    1.95
    47.0
    ANCO VERT

  • 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
    0.21