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

6610/2-1 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.
    6610/2-1 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.
    NORWEGIAN SEA
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    6610/2-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    SP 212 & INLINE 803-ST 9293
    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.
    858-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    33
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    27.08.1996
    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.
    28.09.1996
    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.
    28.09.1998
    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.
    30.06.2005
    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).
    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).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    406.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2673.0
    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).
    2558.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    26.9
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    92
    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.
    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° 48' 48.73'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    10° 30' 26.7'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7411584.43
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    566228.21
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2874

  • Brønnhistorie
    General
    Wildcat well 6610/2-1S is located in the Nordland III area off shore Northern Norway. The main objective was to test the hydrocarbon potential in Middle and Early Jurassic Sandstones of the Fangst and Båt Groups.
    Operations and results
    Wildcat well 6610/2-1S was spudded with the semi-submersible installation Byford Dolphin on 27 August 1996 and drilled to TD at 2673 m in the Triassic Red Beds. The hole was drilled vertical down to 938 m and deviated from that point to TD, with deviation mostly around 24 - 26 deg. No significant problems were encountered in the operations. The well was drilled with spud mud down to 946 m and with ANCO 2000 mud from 946 m to TD.
    A Lysing Formation sandstone was penetrated from 2050 m to 2067 m. At 2067 m a large hiatus from the Early Jurassic Pliensbachian to the Late Cretaceous Coniacian was encountered. The Tilje Formation was mostly silt and mudstone, while the Åre Formation contained up to 50 m thick sandstone units. All potential reservoir sections in the well were found water wet. The top sand in the Lysing Formation had shows. These were recorded conventionally on cuttings and a core on the rig and confirmed by later geochemical analyses on shore. The geochemical analyses also detected shows in the Tare, Tilje, and Åre Formations. The analyses also detected use of an oil-based additive in the mud below 2063 m. This was not reported in the mud programme. This additive, together with the polyethylene glycols of the ANCO 2000 mud system, hampered interpretations of the geochemical data, particularly in sections with low levels of organic matter. However, it was established that the well is immature all through to TD, and that the best source rock intervals in this well were the coals (and coaly shales) in the Jurassic Åre Formation. The potential of Åre is for gas generation. The Tertiary Brygge and Tang Formations also had a fair source potential for gas.
    One core was cut in the Lysing Formation, and two in the Åre Formation. No Fluid samples were taken.
    The well was permanently abandoned on 28 September 1996 as a dry hole 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]
    950.00
    2673.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2051.0
    2079.9
    [m ]
    2
    2328.0
    2329.8
    [m ]
    3
    2330.0
    2358.4
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    59.2
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2051-2056m
    Kjerne bilde med dybde: 2056-2061m
    Kjerne bilde med dybde: 2061-2066m
    Kjerne bilde med dybde: 2066-2071m
    Kjerne bilde med dybde: 2071-2076m
    2051-2056m
    2056-2061m
    2061-2066m
    2066-2071m
    2071-2076m
    Kjerne bilde med dybde: 2076-2079m
    Kjerne bilde med dybde: 2328-2329m
    Kjerne bilde med dybde: 2330-2335m
    Kjerne bilde med dybde: 2335-2340m
    Kjerne bilde med dybde: 2340-2345m
    2076-2079m
    2328-2329m
    2330-2335m
    2335-2340m
    2340-2345m
    Kjerne bilde med dybde: 2345-2350m
    Kjerne bilde med dybde: 2350-2355m
    Kjerne bilde med dybde: 2355-2358m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2345-2350m
    2350-2355m
    2355-2358m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    950.0
    [m]
    DC
    RRI
    950.0
    [m]
    DC
    OD
    960.0
    [m]
    DC
    RRI
    960.0
    [m]
    DC
    OD
    970.0
    [m]
    DC
    OD
    980.0
    [m]
    DC
    OD
    980.0
    [m]
    DC
    RRI
    990.0
    [m]
    DC
    RRI
    990.0
    [m]
    DC
    OD
    1000.0
    [m]
    DC
    OD
    1010.0
    [m]
    DC
    OD
    1010.0
    [m]
    DC
    RRI
    1020.0
    [m]
    DC
    RRI
    1020.0
    [m]
    DC
    OD
    1030.0
    [m]
    DC
    OD
    1040.0
    [m]
    DC
    OD
    1040.0
    [m]
    DC
    RRI
    1050.0
    [m]
    DC
    RRI
    1050.0
    [m]
    DC
    OD
    1070.0
    [m]
    DC
    RRI
    1080.0
    [m]
    DC
    RRI
    1100.0
    [m]
    DC
    RRI
    1110.0
    [m]
    DC
    RRI
    1120.0
    [m]
    SWC
    WESTLAB
    1130.0
    [m]
    DC
    RRI
    1150.0
    [m]
    DC
    RRI
    1160.0
    [m]
    DC
    RRI
    1165.0
    [m]
    SWC
    WESTLAB
    1180.0
    [m]
    DC
    RRI
    1190.0
    [m]
    DC
    RRI
    1200.0
    [m]
    DC
    RRI
    1210.0
    [m]
    DC
    RRI
    1215.0
    [m]
    SWC
    WESTLAB
    1220.0
    [m]
    DC
    RRI
    1240.0
    [m]
    DC
    RRI
    1240.0
    [m]
    SWC
    WESTLAB
    1250.0
    [m]
    DC
    RRI
    1265.0
    [m]
    SWC
    WESTLAB
    1270.0
    [m]
    DC
    RRI
    1280.0
    [m]
    DC
    RRI
    1300.0
    [m]
    DC
    RRI
    1310.0
    [m]
    DC
    RRI
    1315.0
    [m]
    SWC
    WESTLAB
    1330.0
    [m]
    DC
    RRI
    1340.0
    [m]
    DC
    RRI
    1360.0
    [m]
    DC
    RRI
    1365.0
    [m]
    SWC
    WESTLAB
    1370.0
    [m]
    DC
    RRI
    1390.0
    [m]
    DC
    RRI
    1390.0
    [m]
    SWC
    WESTLAB
    1395.0
    [m]
    SWC
    WESTLA
    1400.0
    [m]
    DC
    RRI
    1412.0
    [m]
    DC
    RRI
    1430.0
    [m]
    SWC
    WESTLAB
    1436.0
    [m]
    DC
    RRI
    1445.0
    [m]
    SWC
    WESTLAB
    1451.0
    [m]
    DC
    RRI
    1460.0
    [m]
    DC
    RRI
    1460.0
    [m]
    SWC
    WESTLAB
    1469.0
    [m]
    DC
    RRI
    1478.0
    [m]
    DC
    RRI
    1490.0
    [m]
    SWC
    WESTLAB
    1490.0
    [m]
    DC
    RRI
    1499.0
    [m]
    DC
    RRI
    1508.0
    [m]
    DC
    RRI
    1512.0
    [m]
    SWC
    WESTLAB
    1517.0
    [m]
    DC
    RRI
    1526.0
    [m]
    DC
    RRI
    1527.0
    [m]
    SWC
    WESTLAB
    1535.0
    [m]
    DC
    RRI
    1542.0
    [m]
    SWC
    WESTLAB
    1544.0
    [m]
    DC
    RRI
    1553.0
    [m]
    DC
    RRI
    1557.0
    [m]
    SWC
    WESTLAB
    1562.0
    [m]
    DC
    RRI
    1571.0
    [m]
    DC
    RRI
    1572.0
    [m]
    SWC
    WESTLAB
    1580.0
    [m]
    DC
    RRI
    1589.0
    [m]
    DC
    RRI
    1598.0
    [m]
    DC
    RRI
    1607.0
    [m]
    DC
    RRI
    1619.0
    [m]
    DC
    RRI
    1628.0
    [m]
    DC
    RRI
    1643.0
    [m]
    DC
    RRI
    1655.0
    [m]
    SWC
    WESTLAB
    1661.0
    [m]
    SWC
    WESTLA
    1664.0
    [m]
    DC
    RRI
    1667.0
    [m]
    SWC
    WESTLAB
    1679.0
    [m]
    DC
    RRI
    1685.0
    [m]
    DC
    RRI
    1686.0
    [m]
    SWC
    WESTLAB
    1691.0
    [m]
    DC
    RRI
    1694.0
    [m]
    DC
    RRI
    1696.0
    [m]
    SWC
    WESTLAB
    1705.0
    [m]
    SWC
    WESTLA
    1709.0
    [m]
    DC
    RRI
    1715.0
    [m]
    SWC
    WESTLAB
    1724.0
    [m]
    DC
    RRI
    1730.0
    [m]
    SWC
    WESTLAB
    1739.0
    [m]
    DC
    RRI
    1745.0
    [m]
    SWC
    WESTLAB
    1754.0
    [m]
    DC
    RRI
    1763.5
    [m]
    SWC
    WESTLAB
    1769.0
    [m]
    DC
    RRI
    1784.0
    [m]
    DC
    RRI
    1795.6
    [m]
    SWC
    WESTLAB
    1799.0
    [m]
    DC
    RRI
    1812.5
    [m]
    SWC
    WESTLAB
    1814.0
    [m]
    DC
    RRI
    1829.0
    [m]
    DC
    RRI
    1829.0
    [m]
    SWC
    WESTLAB
    1846.0
    [m]
    SWC
    WESTLA
    1847.0
    [m]
    DC
    RRI
    1859.0
    [m]
    DC
    RRI
    1865.5
    [m]
    SWC
    WESTLAB
    1874.0
    [m]
    DC
    RRI
    1880.0
    [m]
    SWC
    WESTLAB
    1889.0
    [m]
    DC
    RRI
    1904.0
    [m]
    DC
    RRI
    1914.0
    [m]
    SWC
    WESTLAB
    1919.0
    [m]
    DC
    RRI
    1924.0
    [m]
    SWC
    WESTLAB
    1934.0
    [m]
    DC
    RRI
    1949.0
    [m]
    DC
    RRI
    1964.0
    [m]
    DC
    RRI
    1979.0
    [m]
    DC
    RRI
    1981.0
    [m]
    SWC
    WESTLAB
    1988.0
    [m]
    DC
    RRI
    1991.8
    [m]
    SWC
    WESTLAB
    1997.0
    [m]
    DC
    RRI
    2006.0
    [m]
    DC
    RRI
    2015.0
    [m]
    DC
    RRI
    2024.0
    [m]
    DC
    RRI
    2028.0
    [m]
    SWC
    WESTLAB
    2033.0
    [m]
    DC
    RRI
    2042.0
    [m]
    DC
    RRI
    2048.0
    [m]
    SWC
    WESTLAB
    2051.2
    [m]
    DC
    RRI
    2053.8
    [m]
    DC
    RRI
    2055.2
    [m]
    DC
    RRI
    2056.7
    [m]
    C
    WESTLAB
    2065.1
    [m]
    C
    WESTLA
    2071.3
    [m]
    C
    WESTLA
    2077.3
    [m]
    C
    WESTLA
    2084.0
    [m]
    DC
    RRI
    2091.0
    [m]
    SWC
    WESTLAB
    2093.0
    [m]
    DC
    RRI
    2102.0
    [m]
    DC
    RRI
    2105.0
    [m]
    SWC
    WESTLAB
    2111.0
    [m]
    DC
    RRI
    2120.0
    [m]
    DC
    RRI
    2129.0
    [m]
    DC
    RRI
    2138.0
    [m]
    DC
    RRI
    2143.5
    [m]
    SWC
    WESTLAB
    2147.0
    [m]
    DC
    RRI
    2156.0
    [m]
    DC
    RRI
    2165.0
    [m]
    DC
    RRI
    2174.0
    [m]
    DC
    RRI
    2186.0
    [m]
    DC
    RRI
    2193.0
    [m]
    SWC
    WESTLAB
    2195.0
    [m]
    DC
    RRI
    2204.0
    [m]
    DC
    RRI
    2213.0
    [m]
    DC
    RRI
    2222.0
    [m]
    DC
    RRI
    2231.0
    [m]
    DC
    RRI
    2240.0
    [m]
    DC
    RRI
    2249.0
    [m]
    DC
    RRI
    2258.0
    [m]
    DC
    RRI
    2267.0
    [m]
    DC
    RRI
    2274.3
    [m]
    SWC
    WESTLAB
    2276.0
    [m]
    DC
    RRI
    2285.0
    [m]
    DC
    RRI
    2294.0
    [m]
    DC
    RRI
    2296.5
    [m]
    SWC
    WESTLAB
    2303.0
    [m]
    DC
    RRI
    2312.0
    [m]
    DC
    RRI
    2323.0
    [m]
    SWC
    WESTLAB
    2327.0
    [m]
    DC
    RRI
    2328.0
    [m]
    C
    WESTLAB
    2333.9
    [m]
    C
    WESTLA
    2341.1
    [m]
    C
    WESTLA
    2344.9
    [m]
    C
    WESTLA
    2349.4
    [m]
    C
    WESTLA
    2357.1
    [m]
    C
    WESTLA
    2360.0
    [m]
    DC
    RRI
    2364.0
    [m]
    SWC
    WESTLAB
    2369.0
    [m]
    DC
    RRI
    2378.0
    [m]
    DC
    RRI
    2387.0
    [m]
    DC
    RRI
    2397.0
    [m]
    DC
    RRI
    2402.5
    [m]
    SWC
    WESTLAB
    2406.0
    [m]
    DC
    RRI
    2411.0
    [m]
    SWC
    WESTLAB
    2415.0
    [m]
    DC
    RRI
    2424.0
    [m]
    DC
    RRI
    2442.0
    [m]
    DC
    RRI
    2443.0
    [m]
    SWC
    WESTLAB
    2451.0
    [m]
    DC
    RRI
    2460.0
    [m]
    DC
    RRI
    2469.0
    [m]
    DC
    RRI
    2478.0
    [m]
    DC
    RRI
    2487.0
    [m]
    DC
    RRI
    2496.0
    [m]
    DC
    RRI
    2505.0
    [m]
    DC
    RRI
    2514.0
    [m]
    DC
    RRI
    2521.0
    [m]
    DC
    RRI
    2523.0
    [m]
    DC
    RRI
    2530.0
    [m]
    SWC
    WESTLAB
    2532.0
    [m]
    DC
    RRI
    2541.0
    [m]
    DC
    RRI
    2550.0
    [m]
    DC
    RRI
    2552.5
    [m]
    SWC
    WESTLAB
    2559.0
    [m]
    DC
    RRI
    2568.0
    [m]
    DC
    RRI
    2577.0
    [m]
    DC
    RRI
    2586.0
    [m]
    DC
    RRI
    2596.0
    [m]
    DC
    RRI
    2604.0
    [m]
    DC
    RRI
    2613.0
    [m]
    DC
    RRI
    2622.0
    [m]
    DC
    RRI
    2631.0
    [m]
    DC
    RRI
    2640.0
    [m]
    DC
    RRI
    2649.0
    [m]
    DC
    RRI
    2659.0
    [m]
    SWC
    WESTLAB
    2661.0
    [m]
    DC
    RRI
    2670.0
    [m]
    DC
    RRI

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.26

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    4.67

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    44.50

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    DPIL MAC ZDL CN GR
    938
    1625
    DPIL MAC ZDL CN GR
    1600
    1748
    DPIL MAC ZDL CNL DSL CHT
    1745
    2678
    HEXDIP GR
    1505
    1748
    HEXDIP GR CHT
    1750
    2670
    MWD DPR
    493
    944
    MWD DPR-2A
    944
    1751
    MWD DPR-RAW
    1741
    2660
    RCI GR
    1617
    1680
    RCI GR CHT
    1857
    2641
    SWC
    950
    1750
    SWC
    950
    1750
    SWC GR
    1763
    2659
    SWC GR
    1763
    2041
    VSP GR
    635
    1285
    VSP GR
    1285
    1745
    VSP GR
    1385
    2675

  • 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
    491.0
    36
    493.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    13 3/8
    938.0
    17 1/2
    940.0
    1.54
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1740.0
    12 1/4
    1740.0
    1.81
    LOT
    OPEN HOLE
    2673.0
    8 1/2
    2673.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    493
    1.30
    DUMMY
    944
    1.03
    8.0
    SEAWATER/BENT.
    1234
    1.30
    12.0
    ANCO 2000
    1350
    1.30
    12.0
    ANCO 2000
    1751
    1.30
    13.0
    ANCO 2000
    1754
    1.30
    18.0
    ANCO 2000
    2026
    1.25
    11.0
    ANCO 2000
    2673
    1.30
    18.0
    ANCO 2000

  • 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