Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
05.11.2024 - 01:27
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6305/12-1

Eksport: PDF ikon PDF

  • Generell informasjon
    Generell informasjon
    Attributt Verdi
    Brønnbane navn
    Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    6305/12-1
    Type
    Brønnbanetype. Lovlige verdier: EXPLORATION, DEVELOPMENT, OTHER (se 'Formål' for mer informasjon)
    EXPLORATION
    Formål
    Endelig klassifisering av brønnbanen.

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

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

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

    BLOWOUT: Det har vært blowout i brønnen.
    CLOSED: Utvinningsbrønnbane som er stengt for produksjon/injeksjon i kortere eller lengre periode. Statusen er også brukt på ferdig borete brønnbaner, der månedlig produksjon/injeksjon ikke har blitt rapportert enda.
    DRILLING: Brønnen er i borefasen. Kan være i aktiv boring, logging, testing eller plugging.
    JUNKED: Boringen ble avsluttet pga tekniske problemer,
    P&A: For letebrønnbane: brønnbanen er plugget og forlatt, og kan ikke re-entres for videre bruk. For utvinningsbrønnbane: produksjon/injeksjon er avsluttet og brønnen er plugget. Brønnhodet er fjernet eller på annet vis gjort utilgjengelig for nye brønnoperasjoner.
    PLUGGED: Brønnbane som er plugget, men øvre deler av brønnbanen kan brukes til å bore nye sidesteg mot nye boremål.
    PRODUCING: Det ble produsert fra brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    INJECTING: Det ble injisert i brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    SUSPENDED: Brønnbane der boringen er midlertidig stoppet. Rettighetshaverne planlegger å fortsette boringen på et senere tidspunkt.
    WILL NEVER BE DRILLED: Brønnbane som er registrert med navn og WellID av Sokkeldirektoratet, men som av ulike årsaker ikke vil bli boret.
    P&A
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORWEGIAN SEA
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    6305/12-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NM 1 - 418 & SP. 1130
    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.
    Norsk Hydro Produksjon AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    693-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    52
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    29.07.1991
    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.
    18.09.1991
    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.
    18.09.1993
    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.
    08.08.2005
    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).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    176.5
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4302.0
    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).
    4296.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    8.5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    146
    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.
    63° 1' 25.73'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    5° 47' 23.94'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6991476.94
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    641178.97
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1808

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6305/12-1 is located in the southwestern part of block 6305/12 in the Slørebotn Sub-basin, approximately 12 km west of the island of Vigra. The C-prospect is an easterly tilted fault block bounded to the west by the Gossa High. The primary objective of the well was to prove hydrocarbons in Early to Middle Jurassic sandstones. Late Triassic sandstones were secondary objectives. The well was designed to leave only non-commercial resources up-dip with a total depth of 4300 m in rocks of presumed Late Triassic age. If the encountered stratigraphy below the base Cretaceous was younger than expected, deeper drilling for stratigraphic information would be considered.
    Operations and results
    Wildcat well 6305/12-1 was spudded with the semi-submersible installation Transocean 8 on 29 July 1991 and drilled to TD at 4302 m in Triassic Red Beds conglomerates. No significant problems were encountered during drilling, which was completed in 55 days compared to prognosed 81 days. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 721 m and with KCl/polymer mud from 721 m to TD.
    The Egga Informal Sand Unit was encountered at 1804 m. It contained ca 145 m net sand with 19.7% average porosity. Thinly developed sandstones were encountered from 3260 m in the Late Cretaceous Lange Formation and down through to base Early Cretaceous at 3685 m. At 3685 m there was a hiatus from Late Albian (Base Lange Formation) to Bathonian, hence the Late Jurassic source rocks were not present in the well. The Middle Jurassic unit exhibited interbedded thin sandstones, coals and claystones. No shows were recorded while drilling the Egga sandstone, but post-well organic geochemical extraction proved a weak show at 1810 m. The logs showed a water wet Egga reservoir. The Lange sandstones generally displayed poor direct and cut fluorescences while being drilled, and proved later to be oil-bearing, though tight, in subsequent RFT runs. Moveable oil in this section was confirmed by petrophysical evaluation, which detected a 3.75 m net pay with an average of 14.4 % porosity. Chromatographic analysis of drilled gas showed C4's to be present from ca 3150 m in the Late Cretaceous through to the Early Cretaceous and Jurassic, where they gradually diminished towards the base, and disappeared below 3970 m. A trace of oil was observed to be seeping from fractures in a thin coal band at 3692 m in core l in the Middle Jurassic. Organic geochemical analyses showed that the best source rocks were the coals and shales of the Middle Jurassic. In addition a Blodøks Formation Equivalent at 3140 m to 3158 m within the Lange Formation may have some potential (TOC = 2.2% and HI = 165 mg HC/g TOC in a single SWC sample), but this unit is only 18 m thick. The well is immature for petroleum generation down to 2600 m, early mature from 2600 m to 2900 m, and in the oil window from 2900 m to ca 4000 m. Analyses of the oils and extracts showed that the Egga and Lange oils and extracts probably derived from a marine source rock while the oil from the Middle Jurassic was confirmed as a locally sourced coal-bleed.
    Three cores were cut: one in the Middle Jurassic and two in the Triassic Red Beds, including one at TD. Two cased-hole RFT runs were performed, obtaining two sets of fluid samples from 3331 m and 3455.6 m in the Lange Formation sandstones. No reliable pressures were obtained, however small volumes of (ca 0.2 litre) of heavy, emulsified oil were recovered in both samples. A total of 240 sidewall cores were attempted and 160 were recovered.
    The well was permanently abandoned on 18 September 1991. It proved non-commercial volumes of live oil and is classified as a 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]
    730.00
    4300.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3692.0
    3692.3
    [m ]
    2
    4168.0
    4177.9
    [m ]
    3
    4300.0
    4301.2
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    11.4
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3692-3697m
    Kjerne bilde med dybde: 3697-3699m
    Kjerne bilde med dybde: 4168-4173m
    Kjerne bilde med dybde: 4173-4177m
    Kjerne bilde med dybde: 4300-4301m
    3692-3697m
    3697-3699m
    4168-4173m
    4173-4177m
    4300-4301m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    730.0
    [m]
    DC
    RRI
    750.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    760.0
    [m]
    DC
    RRI
    779.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    790.0
    [m]
    DC
    RRI
    810.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    820.0
    [m]
    DC
    RRI
    860.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    860.0
    [m]
    DC
    RRI
    880.0
    [m]
    DC
    RRI
    895.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    910.0
    [m]
    DC
    RRI
    930.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    940.0
    [m]
    DC
    RRI
    950.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    970.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    970.0
    [m]
    DC
    RRI
    990.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1000.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1000.0
    [m]
    DC
    RRI
    1010.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1030.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1030.0
    [m]
    DC
    RRI
    1060.0
    [m]
    DC
    RRI
    1070.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1120.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1140.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1150.0
    [m]
    DC
    RRI
    1180.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1180.0
    [m]
    DC
    RRI
    1210.0
    [m]
    DC
    RRI
    1240.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1240.0
    [m]
    DC
    RRI
    1270.0
    [m]
    DC
    RRI
    1300.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1300.0
    [m]
    DC
    RRI
    1330.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1330.0
    [m]
    DC
    RRI
    1360.0
    [m]
    DC
    RRI
    1390.0
    [m]
    DC
    RRI
    1400.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1420.0
    [m]
    DC
    RRI
    1440.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1450.0
    [m]
    DC
    RRI
    1480.0
    [m]
    DC
    RRI
    1510.0
    [m]
    DC
    RRI
    1535.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1540.0
    [m]
    DC
    RRI
    1570.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1570.0
    [m]
    DC
    RRI
    1615.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1620.0
    [m]
    DC
    RRI
    1650.0
    [m]
    DC
    RRI
    1660.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1680.0
    [m]
    DC
    RRI
    1710.0
    [m]
    DC
    RRI
    1740.0
    [m]
    DC
    RRI
    1750.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1770.0
    [m]
    DC
    RRI
    1780.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1795.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1800.0
    [m]
    DC
    RRI
    1804.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1830.0
    [m]
    DC
    RRI
    1860.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1860.0
    [m]
    DC
    RRI
    1880.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1890.0
    [m]
    DC
    RRI
    1900.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1920.0
    [m]
    DC
    RRI
    1940.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1950.0
    [m]
    DC
    RRI
    1960.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1965.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1980.0
    [m]
    DC
    RRI
    2010.0
    [m]
    DC
    RRI
    2027.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2031.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2035.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2070.0
    [m]
    DC
    RRI
    2096.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2130.0
    [m]
    DC
    RRI
    2153.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2180.0
    [m]
    DC
    RRI
    2207.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2240.0
    [m]
    DC
    RRI
    2268.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2300.0
    [m]
    DC
    RRI
    2325.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2360.0
    [m]
    DC
    RRI
    2387.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2420.0
    [m]
    DC
    RRI
    2448.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2480.0
    [m]
    DC
    RRI
    2505.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2540.0
    [m]
    DC
    RRI
    2568.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2596.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2608.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2632.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2646.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2658.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2673.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2700.0
    [m]
    DC
    RRI
    2739.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2745.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2752.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2780.0
    [m]
    DC
    RRI
    2809.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2840.0
    [m]
    DC
    RRI
    2870.0
    [m]
    DC
    RRI
    2900.0
    [m]
    DC
    RRI
    2934.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2960.0
    [m]
    DC
    RRI
    2990.0
    [m]
    DC
    RRI
    3014.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3020.0
    [m]
    DC
    RRI
    3077.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3125.0
    [m]
    DC
    RRI
    3155.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3180.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3189.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3196.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3202.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3220.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3256.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3277.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3293.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3314.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3326.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3339.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3379.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3402.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3421.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3452.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3454.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3457.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3497.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3507.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3518.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3550.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3625.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3639.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3648.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3692.0
    [m]
    C
    RRI
    3697.3
    [m]
    C
    RRI
    3723.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3743.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3770.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3785.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3800.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3810.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3820.0
    [m]
    DC
    RRI
    3822.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3825.0
    [m]
    DC
    RRI
    3830.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3847.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3863.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3892.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3905.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3918.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3932.0
    [m]
    DC
    RRI
    3937.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3942.0
    [m]
    DC
    RRI
    3950.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3965.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3990.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4007.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4037.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4040.0
    [m]
    DC
    RRI
    4050.0
    [m]
    DC
    RRI
    4067.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4067.0
    [m]
    DC
    RRI
    4080.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4150.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4160.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4162.0
    [m]
    DC
    RRI
    4169.5
    [m]
    C
    RRI
    4175.0
    [m]
    SWC
    HYDRO

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.60

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    2.67

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.56
    pdf
    0.24

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    19.93

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CH RFT
    3331
    3353
    CH RFT
    3454
    3455
    CST GR
    723
    1965
    CST GR
    2027
    3518
    CST GR
    2027
    3518
    CST GR
    3532
    4280
    DIL BHC GP SP
    298
    715
    DIL BHC LDL CNL GR SP MAFL AMS
    1998
    3521
    DIL LSS LDL CNL NGT SP AMS
    3512
    4044
    DIL LSS LDL CNL NGT SP AMS
    3512
    4301
    DIL LSS LDL GR SP AMS
    699
    1967
    FMS4 GR AMS
    1998
    3523
    FMS4 GR AMS
    3512
    4066
    FMS4 GR AMS
    4042
    4304
    MWD - GR RES ROP DIR
    200
    4273
    VSP
    2060
    4280

  • 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
    297.0
    36
    325.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    18 5/8
    700.0
    24
    721.0
    1.78
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2000.0
    17 1/2
    2017.0
    1.71
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3510.0
    12 1/4
    3520.0
    2.12
    LOT
    OPEN HOLE
    4302.0
    8 1/2
    4302.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    228
    1.36
    17.0
    9.0
    WATER BASED
    17.09.1991
    228
    1.35
    17.0
    7.0
    WATER BASED
    18.09.1991
    292
    1.04
    23.0
    17.0
    WATER BASED
    01.08.1991
    325
    1.04
    20.0
    17.0
    WATER BASED
    02.08.1991
    325
    1.04
    20.0
    19.0
    WATER BASED
    02.08.1991
    325
    1.05
    18.0
    19.0
    WATER BASED
    06.08.1991
    325
    1.05
    18.0
    20.0
    WATER BASED
    06.08.1991
    413
    1.05
    18.0
    20.0
    WATER BASED
    06.08.1991
    600
    1.36
    17.0
    9.0
    WATER BASED
    16.09.1991
    720
    1.05
    19.0
    19.0
    WATER BASED
    07.08.1991
    720
    1.05
    21.0
    19.0
    WATER BASED
    06.08.1991
    721
    1.25
    23.0
    19.0
    WATER BASED
    08.08.1991
    721
    1.20
    17.0
    12.0
    WATER BASED
    09.08.1991
    1005
    1.20
    15.0
    12.0
    WATER BASED
    12.08.1991
    1473
    1.21
    20.0
    14.0
    WATER BASED
    12.08.1991
    1830
    1.21
    16.0
    11.0
    WATER BASED
    12.08.1991
    1983
    1.22
    18.0
    15.0
    WATER BASED
    14.08.1991
    2017
    1.22
    18.0
    13.0
    WATER BASED
    14.08.1991
    2017
    1.22
    18.0
    14.0
    WATER BASED
    16.08.1991
    2017
    1.22
    18.0
    14.0
    WATER BASED
    16.08.1991
    2178
    1.22
    18.0
    14.0
    WATER BASED
    20.08.1991
    2768
    1.22
    18.0
    16.0
    WATER BASED
    20.08.1991
    3108
    1.23
    19.0
    15.0
    WATER BASED
    20.08.1991
    3280
    1.37
    18.0
    9.0
    WATER BASED
    16.09.1991
    3345
    1.25
    19.0
    17.0
    WATER BASED
    20.08.1991
    3515
    1.26
    18.0
    14.0
    WATER BASED
    22.08.1991
    3520
    1.26
    18.0
    14.0
    WATER BASED
    23.08.1991
    3520
    1.26
    18.0
    14.0
    WATER BASED
    22.08.1991
    3673
    1.30
    17.0
    10.0
    WATER BASED
    27.08.1991
    3701
    1.30
    16.0
    10.0
    WATER BASED
    28.08.1991
    3701
    1.30
    18.0
    10.0
    WATER BASED
    29.08.1991
    3783
    1.30
    17.0
    9.0
    WATER BASED
    02.09.1991
    3905
    1.30
    17.0
    7.0
    WATER BASED
    02.09.1991
    3955
    1.30
    17.0
    7.0
    WATER BASED
    02.09.1991
    4037
    1.30
    17.0
    7.0
    WATER BASED
    02.09.1991
    4112
    1.30
    16.0
    7.0
    WATER BASED
    03.09.1991
    4142
    1.30
    17.0
    9.0
    WATER BASED
    04.09.1991
    4169
    1.36
    18.0
    8.0
    WATER BASED
    06.09.1991
    4178
    1.36
    17.0
    8.0
    WATER BASED
    06.09.1991
    4243
    1.36
    19.0
    8.0
    WATER BASED
    10.09.1991
    4300
    1.38
    20.0
    9.0
    WATER BASED
    10.09.1991
    4300
    1.37
    20.0
    9.0
    WATER BASED
    10.09.1991
    4300
    1.37
    20.0
    9.0
    WATER BASED
    10.09.1991
    4300
    1.36
    19.0
    7.0
    WATER BASED
    12.09.1991
    4300
    1.37
    20.0
    8.0
    WATER BASED
    12.09.1991
    4302
    1.37
    18.0
    10.0
    WATER BASED
    16.09.1991
    4302
    1.37
    18.0
    9.0
    WATER BASED
    16.09.1991