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

6610/3-1 R

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.
    6610/3-1 R
    Type
    Brønnbanetype. Lovlige verdier: EXPLORATION, DEVELOPMENT, OTHER (se 'Formål' for mer informasjon)
    EXPLORATION
    Formål
    Endelig klassifisering av brønnbanen.

    Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS.

    Lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner:
    OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION, INJECTION-CCS, OBSERVATION-CCS.

    Lovlig verdier for andre brønnbaner:
    SOIL DRILLING (boring ifm trase og andre grunnundersøkelser som gjøres for å undersøke grunnforholdene i forkant av plassering av innretninger),
    SHALLOW GAS (undersøke grunn gass før første boring på lokasjon),
    PILOT (undersøke geologi og væskekontakter for plassering av hovedbrønnbanen),
    SCIENTIFIC (bores ihhtLov om vitenskapelige undersøkelser),
    STRATIGRAPHIC (bores ihht Petroleumsloven §2-1).
    WILDCAT
    Status
    Status for brønnbanen. Lovlige verdier:

    BLOWOUT: Det har vært blowout i brønnen.
    CLOSED: Utvinningsbrønnbane som er stengt for produksjon/injeksjon i kortere eller lengre periode. Statusen er også brukt på ferdig borete brønnbaner, der månedlig produksjon/injeksjon ikke har blitt rapportert enda.
    DRILLING: Brønnen er i borefasen. Kan være i aktiv boring, logging, testing eller plugging.
    JUNKED: Boringen ble avsluttet pga tekniske problemer,
    P&A: For letebrønnbane: brønnbanen er plugget og forlatt, og kan ikke re-entres for videre bruk. For utvinningsbrønnbane: produksjon/injeksjon er avsluttet og brønnen er plugget. Brønnhodet er fjernet eller på annet vis gjort utilgjengelig for nye brønnoperasjoner.
    PLUGGED: Brønnbane som er plugget, men øvre deler av brønnbanen kan brukes til å bore nye sidesteg mot nye boremål.
    PRODUCING: Det ble produsert fra brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    INJECTING: Det ble injisert i brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    SUSPENDED: Brønnbane der boringen er midlertidig stoppet. Rettighetshaverne planlegger å fortsette boringen på et senere tidspunkt.
    WILL NEVER BE DRILLED: Brønnbane som er registrert med navn og WellID av Sokkeldirektoratet, men som av ulike årsaker ikke vil bli boret.
    SUSPENDED
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORWEGIAN SEA
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    6610/3-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST 9104-437 & SP. 335
    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.
    748-L2
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    87
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    16.09.1993
    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.
    11.12.1993
    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.
    11.12.1995
    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.
    27.06.2005
    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).
    YES
    Årsak til gjenåpning
    Årsak til at boringen av brønnbanen ble gjenåpnet. Bare relevant for letebrønnbaner. Eksempel på lovlige verdier: DRILLING, DRILLING/PLUGGING, LOGGING, PLUGGING, TESTING, TESTING/PLUGGING.
    DRILLING
    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.
    309.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4200.0
    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).
    4193.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    11.3
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    153
    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.
    66° 55' 29.7'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    10° 54' 6.28'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7424470.29
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    583170.04
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2193

  • Brønnhistorie
    General
    Wildcat well 6610/3-1 is located ca 80 km southwest of the Røst Island in the Lofoten archipelago of Northern Norway. The main objective was to test the hydrocarbon potential in the Early Jurassic (Tilje Formation) sandstones. A secondary objective was to test the possibility of development of sandy fans from Early Tertiary (Paleocene) to Early Cretaceous. The secondary objective had been fulfilled by drilling of the primary entry 6610/3-1, which was temporarily abandoned in February 1993 due to problems induced by severe weather conditions. The re-entry was done to fulfil the primary objectives.
    Operations and results
    Wildcat well 6610/3-1R is the re-entry of well 6610/3-1. It was entered with the semi-submersible installation Ross Isle on 15 September 1993 just below the 13 3/8" casing shoe in well 6610/3-1 (kick-off point at 1750 m in intra-Tang sandstone). Well 6610/3-1R was drilled to TD at 4200 m in the Triassic Red Beds. No significant technical problems were encountered during drilling. The well bore was drilled with ANCO 2000 mud from kick-off to TD.
    The Tilje Formation was encountered from 3771 m to 3935 m with sandstone interbedded with siltstone and with limestone and claystone stringers. The sandstone was mostly fine-grained and mostly silica and calcite cemented. An FMT pressure log was run, but no gradient could be established due to tight/impermeable Formation. The well penetrated three source rock formations: the Spekk Formation (3534 m to 3614 m), the Melke Formation (3614 m to 3705 m, and the Åre Formation coals (3935 m to 4147 m). Moderate to minor shows of unproducible character were detected at scattered intervals in the Lange Formation. These were indicated by wet gas occurrences, sediment extracts and oil recovered through mud injection in a test interval. Trace shows were also recorded on claystones/limestones and silty layers in the Spekk and Melke Formation. No producible oil or gas was encountered in the well. The Spekk Formation had high TOC, typically 7 - 9 %, but very moderate hydrogen index, typically 60 to 90 mg HC/g TOC. Assuming a Type II kerogen for the Spekk Formation Tmax values indicated post oil window maturity (typically 455 - 460 deg C) while vitrinite reflectance indicated peak - late oil window (%Ro around 0.8). The Åre coals had Tmax values around 480 deg C and vitrinite reflectance values around 1.15. Again Tmax indicated higher maturity than did the vitrinite reflectance, but both techniques indicate coals into the gas window.
    Three cores were cut in 6610/3-1R. One of these was cut from 3315 m to 3324.25 m in Intra Lange Sandstone, one from 3720 m to 3724.12 m in the Ile Formation, and one from 3741.3 m to 3747.9 m in the Tofte Formation. A segregated FMT fluid sample was taken at 4064.6 m. The reported content was mud filtrate under atmospheric pressure in both chambers.
    The well was suspended on 11 December 1993 as a dry hole with shows
    Testing
    Well 6610/3-1R was tested in 2 intervals in Intra Lange Sandstone. Test no. 1 tested the interval 3370 m to 3412 m. Test no. 2 tested the interval 3201 m to 3249 m. No fluids were produced. Both test intervals were tight.

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3315.0
    3324.3
    [m ]
    2
    3720.0
    3724.4
    [m ]
    3
    3741.0
    3747.6
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    20.3
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3315-3319m
    Kjerne bilde med dybde: 3319-3323m
    Kjerne bilde med dybde: 3323-3324m
    Kjerne bilde med dybde: 3720-3724m
    Kjerne bilde med dybde: 3741-3746m
    3315-3319m
    3319-3323m
    3323-3324m
    3720-3724m
    3741-3746m
    Kjerne bilde med dybde: 3746-3747m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3746-3747m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2543.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2550.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2578.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2610.0
    [m]
    DC
    RRI
    2630.0
    [m]
    DC
    RRI
    2650.0
    [m]
    DC
    RRI
    2670.0
    [m]
    DC
    RRI
    2690.0
    [m]
    DC
    RRI
    2704.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2716.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2736.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2762.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2780.0
    [m]
    DC
    RRI
    2790.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2808.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2825.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2840.0
    [m]
    DC
    RRI
    2860.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2875.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2882.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2890.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2922.5
    [m]
    SWC
    STATO
    2938.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2957.5
    [m]
    SWC
    STATO
    2970.0
    [m]
    DC
    RRI
    2980.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2990.0
    [m]
    DC
    RRI
    2998.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3012.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3025.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3036.0
    [m]
    DC
    RRI
    3040.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3050.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3060.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3069.0
    [m]
    DC
    RRI
    3078.0
    [m]
    DC
    RRI
    3087.0
    [m]
    DC
    RRI
    3095.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3105.0
    [m]
    DC
    RRI
    3116.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3126.0
    [m]
    DC
    RRI
    3135.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3153.0
    [m]
    DC
    RRI
    3162.0
    [m]
    DC
    RRI
    3171.0
    [m]
    DC
    RRI
    3181.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3192.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3213.0
    [m]
    DC
    RRI
    3222.0
    [m]
    DC
    RRI
    3230.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3240.0
    [m]
    DC
    RRI
    3249.0
    [m]
    DC
    RRI
    3258.0
    [m]
    DC
    RRI
    3267.0
    [m]
    DC
    RRI
    3276.0
    [m]
    DC
    RRI
    3285.0
    [m]
    DC
    RRI
    3294.0
    [m]
    DC
    RRI
    3303.0
    [m]
    DC
    RRI
    3303.0
    [m]
    DC
    STATO
    3319.9
    [m]
    C
    STATO
    3320.0
    [m]
    C
    SAGA
    3322.5
    [m]
    C
    SAGA
    3323.6
    [m]
    C
    SAGA
    3323.7
    [m]
    C
    STATO
    3323.8
    [m]
    C
    STATO
    3336.0
    [m]
    DC
    RRI
    3348.0
    [m]
    DC
    RRI
    3360.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3369.0
    [m]
    DC
    STATO
    3378.0
    [m]
    DC
    RRI
    3384.0
    [m]
    DC
    RRI
    3393.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3411.0
    [m]
    DC
    RRI
    3420.0
    [m]
    DC
    RRI
    3429.0
    [m]
    DC
    STATO
    3432.0
    [m]
    DC
    RRI
    3444.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3450.0
    [m]
    DC
    STATO
    3456.0
    [m]
    DC
    RRI
    3468.0
    [m]
    DC
    STATO
    3470.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3474.5
    [m]
    SWC
    STATO
    3486.0
    [m]
    DC
    RRI
    3534.0
    [m]
    DC
    RRI
    3537.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3539.7
    [m]
    C
    STATOIL
    3543.5
    [m]
    SWC
    STATO
    3550.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3555.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3558.0
    [m]
    DC
    STATO
    3561.0
    [m]
    DC
    RRI
    3563.5
    [m]
    SWC
    STATO
    3566.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3567.0
    [m]
    DC
    STATO
    3568.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3578.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3589.5
    [m]
    SWC
    STATO
    3598.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3608.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3616.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3628.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3645.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3651.0
    [m]
    DC
    RRI
    3656.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3657.0
    [m]
    DC
    RRI
    3664.5
    [m]
    SWC
    STATO
    3675.0
    [m]
    DC
    RRI
    3683.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3689.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3705.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3709.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3711.0
    [m]
    DC
    STATO
    3712.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3720.0
    [m]
    C
    STATO
    3720.0
    [m]
    C
    SAGA
    3720.4
    [m]
    C
    SAGA
    3721.0
    [m]
    C
    STATO
    3721.0
    [m]
    C
    SAGA
    3723.7
    [m]
    C
    STATO
    3724.0
    [m]
    C
    SAGA
    3724.4
    [m]
    C
    SAGA
    3727.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3733.5
    [m]
    SWC
    STATO
    3740.0
    [m]
    DC
    STATO
    3741.0
    [m]
    C
    STATO
    3741.0
    [m]
    C
    SAGA
    3742.0
    [m]
    C
    SAGA
    3743.5
    [m]
    C
    STATO
    3743.5
    [m]
    C
    SAGA
    3744.0
    [m]
    C
    STATO
    3746.5
    [m]
    C
    SAGA
    3746.7
    [m]
    C
    STATO
    3747.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3747.0
    [m]
    C
    STATO
    3747.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3747.6
    [m]
    C
    SAGA
    3762.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3777.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3786.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3843.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3852.0
    [m]
    DC
    RRI
    3860.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3868.5
    [m]
    SWC
    STATO
    3870.0
    [m]
    DC
    STATO
    3872.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3877.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3882.0
    [m]
    DC
    RRI
    3888.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3897.0
    [m]
    DC
    STATO
    3904.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3912.0
    [m]
    DC
    RRI
    3920.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3927.0
    [m]
    DC
    RRI
    3936.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3948.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3950.0
    [m]
    DC
    STATO
    3978.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3997.5
    [m]
    SWC
    STATO
    4028.0
    [m]
    SWC
    STATO
    4035.5
    [m]
    SWC
    STATO
    4045.0
    [m]
    SWC
    STATO
    4053.0
    [m]
    DC
    RRI
    4059.0
    [m]
    DC
    STATO
    4059.0
    [m]
    SWC
    STATO
    4068.0
    [m]
    DC
    RRI
    4083.0
    [m]
    DC
    STATO
    4102.5
    [m]
    SWC
    STATO
    4114.0
    [m]
    SWC
    STATO
    4155.0
    [m]
    DC
    RRI
    4164.0
    [m]
    DC
    RRI
    4173.0
    [m]
    DC
    RRI
    4182.0
    [m]
    DC
    RRI
    4191.0
    [m]
    DC
    RRI
    4200.0
    [m]
    DC
    RRI

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.72

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    2.83

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    42.35

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    1650
    3470
    CORGUN GR
    2543
    3474
    CORGUN GR
    3521
    3566
    CORGUN GR
    3568
    4198
    DIFL MAC GR
    1742
    3476
    DIFL MAC GR
    3464
    4200
    DLL MLL SL
    2875
    3476
    FMT GR
    3117
    4075
    FMT GR
    3511
    3737
    FMT GR
    3972
    4069
    HRDIP GR
    1742
    3568
    HRDIP GR
    3475
    4200
    MWD DPR
    1750
    4200
    VSP
    760
    3460
    VSP
    1980
    4190
    ZDL CN GR
    1742
    3475
    ZDL CN GR
    3464
    4201

  • 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
    INTERM.
    9 5/8
    3469.0
    12 1/4
    3469.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    4200.0
    8 1/2
    4200.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    522
    1.50
    21.0
    8.0
    DUMMY
    09.12.1993
    522
    1.50
    21.0
    8.0
    DUMMY
    10.12.1993
    1550
    1.50
    21.0
    7.5
    DUMMY
    08.12.1993
    1744
    1.25
    10.0
    9.0
    WATER BASED
    17.09.1993
    1750
    1.25
    24.0
    7.5
    WATER BASED
    17.09.1993
    1886
    1.25
    16.0
    4.0
    WATER BASED
    20.09.1993
    2065
    1.25
    23.0
    5.0
    WATER BASED
    20.09.1993
    2275
    1.25
    22.0
    4.5
    WATER BASED
    20.09.1993
    2365
    1.25
    19.0
    4.5
    WATER BASED
    22.09.1993
    2411
    1.25
    18.0
    4.0
    WATER BASED
    22.09.1993
    2496
    1.25
    23.0
    5.5
    WATER BASED
    23.09.1993
    2496
    1.25
    23.0
    5.5
    WATER BASED
    23.09.1993
    2496
    1.25
    23.0
    5.5
    WATER BASED
    23.09.1993
    2496
    1.25
    23.0
    5.5
    WATER BASED
    23.09.1993
    2579
    1.25
    22.0
    5.5
    WATER BASED
    24.09.1993
    2579
    1.25
    22.0
    5.5
    WATER BASED
    24.09.1993
    2680
    1.25
    23.0
    5.0
    WATER BASED
    28.09.1993
    2814
    1.25
    21.0
    5.0
    WATER BASED
    28.09.1993
    2854
    1.25
    19.0
    5.0
    WATER BASED
    28.09.1993
    3005
    1.25
    21.0
    5.5
    WATER BASED
    28.09.1993
    3098
    1.25
    20.0
    6.0
    WATER BASED
    30.09.1993
    3119
    1.25
    23.0
    5.0
    WATER BASED
    30.09.1993
    3190
    1.40
    20.0
    6.5
    DUMMY
    02.12.1993
    3190
    1.50
    19.0
    6.5
    DUMMY
    02.12.1993
    3190
    1.50
    20.0
    6.5
    DUMMY
    03.12.1993
    3190
    1.50
    19.0
    6.5
    DUMMY
    06.12.1993
    3190
    1.50
    21.0
    7.0
    DUMMY
    06.12.1993
    3190
    1.50
    19.0
    7.0
    DUMMY
    06.12.1993
    3190
    1.50
    20.0
    7.0
    DUMMY
    08.12.1993
    3262
    1.25
    20.0
    5.5
    WATER BASED
    01.10.1993
    3315
    1.25
    WATER BASED
    04.10.1993
    3325
    1.25
    22.0
    6.0
    WATER BASED
    04.10.1993
    3340
    1.25
    20.0
    5.5
    WATER BASED
    04.10.1993
    3343
    1.40
    20.0
    7.0
    DUMMY
    02.12.1993
    3343
    1.40
    21.0
    6.0
    DUMMY
    02.12.1993
    3343
    1.40
    21.0
    6.0
    DUMMY
    02.12.1993
    3355
    1.30
    22.0
    5.0
    WATER BASED
    05.10.1993
    3412
    1.40
    19.0
    6.0
    DUMMY
    02.12.1993
    3416
    1.33
    21.0
    5.5
    WATER BASED
    06.10.1993
    3435
    1.40
    20.0
    5.5
    DUMMY
    24.11.1993
    3435
    1.40
    20.0
    6.0
    DUMMY
    25.11.1993
    3435
    1.40
    22.0
    7.0
    DUMMY
    02.12.1993
    3460
    1.33
    26.0
    7.5
    WATER BASED
    11.10.1993
    3530
    1.33
    21.0
    6.0
    WATER BASED
    11.10.1993
    3540
    1.78
    38.0
    7.0
    WATER BASED
    01.11.1993
    3547
    1.78
    46.0
    8.0
    WATER BASED
    01.11.1993
    3547
    1.65
    38.0
    8.5
    WATER BASED
    25.10.1993
    3547
    1.65
    35.0
    8.0
    WATER BASED
    27.10.1993
    3547
    1.70
    38.0
    8.5
    WATER BASED
    27.10.1993
    3547
    1.70
    41.0
    8.0
    WATER BASED
    01.11.1993
    3547
    1.78
    45.0
    9.5
    WATER BASED
    01.11.1993
    3547
    1.78
    42.0
    8.0
    WATER BASED
    01.11.1993
    3547
    1.65
    40.0
    9.0
    WATER BASED
    22.10.1993
    3547
    1.78
    42.0
    8.5
    WATER BASED
    01.11.1993
    3547
    1.78
    38.0
    7.0
    WATER BASED
    01.11.1993
    3550
    1.80
    39.0
    9.0
    WATER BASED
    22.11.1993
    3550
    1.80
    38.0
    6.5
    WATER BASED
    16.11.1993
    3550
    1.80
    34.0
    7.0
    WATER BASED
    10.11.1993
    3550
    1.80
    33.0
    6.0
    WATER BASED
    11.11.1993
    3550
    1.80
    35.0
    7.5
    WATER BASED
    12.11.1993
    3550
    1.80
    39.0
    5.5
    WATER BASED
    16.11.1993
    3550
    1.80
    32.0
    8.0
    WATER BASED
    16.11.1993
    3550
    1.80
    37.0
    5.0
    WATER BASED
    16.11.1993
    3550
    1.80
    40.0
    7.5
    WATER BASED
    17.11.1993
    3550
    1.80
    40.0
    7.5
    WATER BASED
    18.11.1993
    3550
    1.80
    40.0
    8.0
    WATER BASED
    19.11.1993
    3568
    1.40
    27.0
    7.5
    WATER BASED
    11.10.1993
    3568
    1.58
    35.0
    8.0
    WATER BASED
    11.10.1993
    3568
    1.58
    36.0
    8.0
    WATER BASED
    11.10.1993
    3568
    1.58
    39.0
    9.0
    WATER BASED
    12.10.1993
    3568
    1.58
    39.0
    9.0
    WATER BASED
    14.10.1993
    3568
    1.58
    33.0
    8.0
    WATER BASED
    14.10.1993
    3568
    1.58
    34.0
    7.5
    WATER BASED
    15.10.1993
    3568
    1.58
    32.0
    7.0
    WATER BASED
    21.10.1993
    3568
    1.58
    32.0
    7.0
    WATER BASED
    21.10.1993
    3568
    1.58
    32.0
    7.0
    WATER BASED
    21.10.1993
    3568
    1.58
    35.0
    8.0
    WATER BASED
    21.10.1993
    3568
    1.58
    31.0
    7.0
    WATER BASED
    21.10.1993
    3574
    1.78
    44.0
    7.0
    WATER BASED
    02.11.1993
    3574
    1.85
    46.0
    8.0
    WATER BASED
    03.11.1993
    3592
    1.65
    40.0
    9.0
    WATER BASED
    22.10.1993
    3635
    1.65
    35.0
    8.0
    WATER BASED
    27.10.1993
    3635
    1.65
    38.0
    8.5
    WATER BASED
    25.10.1993
    3640
    1.70
    41.0
    8.0
    WATER BASED
    01.11.1993
    3640
    1.70
    38.0
    8.5
    WATER BASED
    27.10.1993
    3699
    1.78
    45.0
    9.5
    WATER BASED
    01.11.1993
    3720
    1.78
    42.0
    8.5
    WATER BASED
    01.11.1993
    3740
    1.78
    46.0
    8.0
    WATER BASED
    01.11.1993
    3740
    1.78
    44.0
    7.0
    WATER BASED
    02.11.1993
    3740
    1.85
    46.0
    8.0
    WATER BASED
    03.11.1993
    3741
    1.80
    46.0
    10.5
    WATER BASED
    09.11.1993
    3741
    1.78
    42.0
    8.0
    WATER BASED
    01.11.1993
    3749
    1.80
    35.0
    6.0
    WATER BASED
    09.11.1993
    3820
    1.80
    34.0
    7.0
    WATER BASED
    10.11.1993
    3930
    1.80
    33.0
    6.0
    WATER BASED
    11.11.1993
    3972
    1.80
    35.0
    7.5
    WATER BASED
    12.11.1993
    4026
    1.80
    39.0
    5.5
    WATER BASED
    16.11.1993
    4138
    1.80
    32.0
    8.0
    WATER BASED
    16.11.1993
    4200
    1.80
    38.0
    6.5
    WATER BASED
    16.11.1993
    4200
    1.80
    39.0
    9.0
    WATER BASED
    22.11.1993
    4200
    1.80
    40.0
    7.5
    WATER BASED
    18.11.1993
    4200
    0.00
    40.0
    7.5
    WATER BASED
    17.11.1993
    4200
    1.80
    37.0
    5.0
    WATER BASED
    16.11.1993
    4200
    1.80
    40.0
    8.0
    WATER BASED
    19.11.1993

  • 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
    0.28