Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
08.05.2024 - 01:33
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6406/12-1 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.
    6406/12-1 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.
    6406/12-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST9096-513 & SP 1613
    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.
    662-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    76
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    15.12.1990
    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.
    28.02.1991
    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.
    28.02.1993
    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.
    02.03.2004
    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.
    DRY
    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.
    329.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3965.0
    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).
    3891.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    26.8
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    147
    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.
    MELKE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    64° 4' 11.14'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    6° 43' 56.91'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7106932.34
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    389379.24
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1711

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6406/12-1 S was designed to drill the Kappa Prospect, which is located west of the Vingleia fault complex and northwest of the Frøya High in the southeastern part of block 6406/12. Structurally the block is situated in the southern part of the Halten Terrace. The prospect was one of several prospective sequences in a Late Jurassic fan complex mapped in the area. The prospect was a stratigraphic trap with no structural closure. The primary objective of the well was to test the hydrocarbon potential of Late Jurassic sandstones in the Kappa prospect. Possible other sands in the Cretaceous or Late Jurassic were secondary targets. The well was also designed to test the geophysical and stratigraphic interpretation of the area and improve the geological, palaeontological and geochemical understanding. No shallow gas warnings were given for this well. Large boulders present in the glacial deposits in the area might cause drilling problems in the 36? and 26" hole section. The pore pressure estimates for the Late Jurassic were uncertain as one of the correlation wells (6406/8-1) penetrated highly over-pressured formations and had serious drilling problems. The other correlation well (6407/10-2) did not penetrate any highly over-pressured formation and had no such problems.
    Operations and results
    Due to shallow gas from site survey the well was moved 350 m away from target and drilled deviated. Wildcat well 6406/12-1 S was spudded with the semi-submersible rig Ross Rig 15 December 1990. A pilot hole was first drilled to 992 m where gas started to flow into the well bore. The well was killed with heavy mud and plugged. The well was re-spudded 2 January 1991. No major problems occurred while drilling the well after re-spudding. The pore pressure was 1.55 g/Cm3. and gas values were generally low and decreasing down hole. It was drilled to a total depth of 3965 m in the Middle Jurassic Melke Formation. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 965 m and with Gyp/PAC mud from 965 m to TD
    No significant sand development was seen in the Cretaceous section. Top reservoir (Rogn Formation) was encountered at 3600 m, which was 45 m lower than prognosed. It consisted of sandstone as prognosed, but proved to be water bearing. Shows were however observed on conventional and sidewall cores from the Rogn Formation. A total of 120 sidewall cores were attempted and 61 were recovered. A total of 3 conventional cores were cut in this well within the intervals 3603 m to3640 m in the Rogn Formation and 3816 m to 3818 m in the Melke Formation. An RFT fluid sample was taken at 3610 m. It contained water and mud filtrate. The well was permanently abandoned on 1 March 1991 at as a dry well.
    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]
    970.00
    3964.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3603.0
    3630.3
    [m ]
    2
    3630.3
    3638.0
    [m ]
    3
    3816.0
    3817.6
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    36.6
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3603-3608m
    Kjerne bilde med dybde: 3608-3613m
    Kjerne bilde med dybde: 3613-3618m
    Kjerne bilde med dybde: 3618-3623m
    Kjerne bilde med dybde: 3623-3628m
    3603-3608m
    3608-3613m
    3613-3618m
    3618-3623m
    3623-3628m
    Kjerne bilde med dybde: 3628-3630m
    Kjerne bilde med dybde: 3630-3635m
    Kjerne bilde med dybde: 3635-3638m
    Kjerne bilde med dybde: 3636-3638m
    Kjerne bilde med dybde: 3816-3817m
    3628-3630m
    3630-3635m
    3635-3638m
    3636-3638m
    3816-3817m
    Kjerne bilde med dybde: 3816-3818m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3816-3818m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1460.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1480.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1500.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1510.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1530.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1540.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1560.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1570.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1580.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1600.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1620.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1630.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1650.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1660.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1670.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1690.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1700.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1720.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1740.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1750.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1770.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1790.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1800.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1820.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1830.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1850.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1860.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1870.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1880.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1890.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1900.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1910.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1930.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1950.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1960.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1980.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2000.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2010.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2030.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2040.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2050.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2060.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2070.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2080.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2100.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2120.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2140.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2160.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2170.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2190.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2210.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2220.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2240.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2250.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2270.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2280.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2300.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2320.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2330.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2340.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2360.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2380.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2400.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2410.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2430.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2440.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2460.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2480.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2490.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2500.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2520.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2530.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2550.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2565.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2580.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2590.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2610.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2620.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2640.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2650.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2670.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2680.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2694.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2719.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2730.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2750.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2760.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2780.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2790.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2815.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2830.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2840.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2861.5
    [m]
    SWC
    STATO
    2890.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2910.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2930.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2950.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2960.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2980.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3000.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3020.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3035.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3039.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3050.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3070.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3080.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3100.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3120.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3140.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3150.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3165.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3180.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3200.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3210.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3230.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3240.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3260.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3270.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3290.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3306.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3318.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3330.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3345.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3360.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3387.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3397.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3415.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3432.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3441.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3450.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3465.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3480.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3490.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3510.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3531.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3543.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3550.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3561.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3561.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3589.5
    [m]
    SWC
    STATO
    3596.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3607.6
    [m]
    C
    STATO
    3615.3
    [m]
    C
    STATO
    3625.6
    [m]
    C
    STATO
    3629.4
    [m]
    C
    STATO
    3632.2
    [m]
    C
    STATO
    3634.6
    [m]
    C
    STATO
    3636.0
    [m]
    C
    STATO
    3636.6
    [m]
    C
    STATO
    3637.7
    [m]
    C
    STATO
    3643.8
    [m]
    SWC
    STATO
    3648.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3656.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3665.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3675.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3682.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3687.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3694.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3703.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3714.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3721.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3721.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3727.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3736.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3736.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3741.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3745.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3751.4
    [m]
    SWC
    STATO
    3756.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3760.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3766.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3779.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3790.0
    [m]
    C
    STATO
    3790.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3802.0
    [m]
    C
    STATO
    3807.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3811.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3816.0
    [m]
    C
    STATO
    3816.5
    [m]
    C
    STATO
    3817.0
    [m]
    C
    STATO
    3825.0
    [m]
    DC
    OD
    3841.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3850.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3859.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3872.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3875.0
    [m]
    DC
    OD
    3878.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3886.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3896.6
    [m]
    SWC
    STATO
    3907.3
    [m]
    SWC
    STATO
    3914.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3923.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3925.0
    [m]
    DC
    OD
    3930.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3937.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3952.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3965.0
    [m]
    DC
    STATO
    3965.0
    [m]
    DC
    OD

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.63

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    2.44

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.53
    pdf
    0.22

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    36.07

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    750
    2532
    CST
    2565
    3940
    CST
    2667
    3940
    DIL LSS GR CAL
    415
    963
    DIL LSS GR CAL
    951
    2545
    LDL CNL GR
    2375
    3813
    LDL GR
    415
    963
    LDL GR
    951
    2545
    LDL GR
    3592
    3957
    MWD - DPR
    415
    883
    MWD - DPR
    423
    2547
    MWD - RGD
    2546
    3965
    PI LSS GR CAL
    3592
    3957
    PI LSS MSFL GR CAL
    2375
    3813
    RFT GR
    3602
    3627
    RFT GR
    3610
    3610
    VSP-NI
    1550
    3930
    VSP-WAW
    1550
    415
    VSP-WAW
    2960
    3100

  • 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
    415.0
    36
    417.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    951.0
    26
    955.0
    1.72
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2532.0
    17 1/2
    2534.0
    1.82
    LOT
    OPEN HOLE
    3965.0
    12 1/4
    3965.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    492
    0.00
    WATER BASED
    18.12.1990
    512
    0.00
    WATER BASED
    18.12.1990
    594
    1.58
    12.0
    5.5
    WATER BASED
    27.02.1991
    625
    0.00
    WATER BASED
    18.12.1990
    924
    1.03
    WATER BASED
    07.01.1991
    965
    1.03
    WATER BASED
    09.01.1991
    965
    0.00
    WATER BASED
    09.01.1991
    965
    1.03
    24.0
    8.0
    WATER BASED
    14.01.1991
    965
    0.00
    24.0
    8.0
    WATER BASED
    14.01.1991
    965
    1.03
    24.0
    5.0
    WATER BASED
    14.01.1991
    965
    0.00
    WATER BASED
    11.01.1991
    988
    0.00
    19.0
    6.5
    WATER BASED
    27.12.1990
    988
    0.00
    WATER BASED
    28.12.1990
    988
    0.00
    20.0
    6.0
    WATER BASED
    02.01.1991
    988
    0.00
    28.0
    7.5
    WATER BASED
    02.01.1991
    988
    0.00
    28.0
    19.0
    WATER BASED
    21.12.1990
    988
    0.00
    19.0
    5.5
    WATER BASED
    27.12.1990
    988
    0.00
    10.0
    10.0
    WATER BASED
    27.12.1990
    988
    0.00
    13.0
    7.0
    WATER BASED
    28.12.1990
    988
    0.00
    23.0
    6.0
    WATER BASED
    02.01.1991
    988
    0.00
    28.0
    7.5
    WATER BASED
    02.01.1991
    988
    0.00
    28.0
    7.5
    WATER BASED
    02.01.1991
    1321
    1.25
    25.0
    5.0
    WATER BASED
    15.01.1991
    1356
    1.25
    25.0
    5.0
    WATER BASED
    15.01.1991
    1516
    1.35
    23.0
    5.0
    WATER BASED
    17.01.1991
    1579
    1.35
    23.0
    5.0
    WATER BASED
    17.01.1991
    1781
    1.45
    21.0
    6.5
    WATER BASED
    18.01.1991
    1815
    1.55
    21.0
    6.5
    WATER BASED
    18.01.1991
    2015
    1.60
    33.0
    8.5
    WATER BASED
    21.01.1991
    2026
    1.60
    33.0
    8.5
    WATER BASED
    21.01.1991
    2093
    1.60
    29.0
    7.5
    WATER BASED
    21.01.1991
    2156
    1.60
    29.0
    7.5
    WATER BASED
    21.01.1991
    2200
    1.60
    30.0
    10.5
    WATER BASED
    25.01.1991
    2317
    1.58
    20.0
    6.0
    WATER BASED
    26.02.1991
    2330
    1.60
    34.0
    8.0
    WATER BASED
    21.01.1991
    2330
    1.60
    29.0
    7.0
    WATER BASED
    21.01.1991
    2339
    1.60
    29.0
    7.0
    WATER BASED
    21.01.1991
    2339
    1.60
    31.0
    6.5
    WATER BASED
    22.01.1991
    2339
    1.60
    31.0
    6.5
    WATER BASED
    25.01.1991
    2339
    1.60
    30.0
    6.0
    WATER BASED
    24.01.1991
    2524
    1.60
    31.0
    6.5
    WATER BASED
    22.01.1991
    2525
    1.60
    31.0
    6.5
    WATER BASED
    22.01.1991
    2543
    1.60
    30.0
    6.0
    WATER BASED
    24.01.1991
    2546
    1.50
    20.0
    4.5
    WATER BASED
    28.01.1991
    2546
    1.60
    31.0
    6.5
    WATER BASED
    25.01.1991
    2546
    1.60
    30.0
    10.5
    WATER BASED
    25.01.1991
    2546
    1.60
    16.0
    7.5
    WATER BASED
    28.01.1991
    2546
    1.60
    16.0
    8.0
    WATER BASED
    28.01.1991
    2546
    1.60
    30.0
    6.0
    WATER BASED
    24.01.1991
    2546
    1.50
    19.0
    5.0
    WATER BASED
    30.01.1991
    2546
    1.50
    26.0
    6.0
    WATER BASED
    13.02.1991
    2546
    1.50
    21.0
    5.5
    WATER BASED
    31.01.1991
    2546
    1.50
    19.0
    5.5
    WATER BASED
    04.02.1991
    2546
    1.50
    17.0
    4.5
    WATER BASED
    30.01.1991
    2546
    1.50
    21.0
    5.0
    WATER BASED
    04.02.1991
    2546
    1.50
    21.0
    5.5
    WATER BASED
    05.02.1991
    2546
    1.50
    22.0
    5.0
    WATER BASED
    07.02.1991
    2546
    1.50
    24.0
    7.0
    WATER BASED
    14.02.1991
    2546
    1.50
    21.0
    4.5
    WATER BASED
    15.02.1991
    2546
    1.50
    18.0
    4.0
    WATER BASED
    04.02.1991
    2546
    1.50
    22.0
    5.5
    WATER BASED
    07.02.1991
    2546
    1.50
    24.0
    5.0
    WATER BASED
    11.02.1991
    2549
    1.50
    16.0
    8.0
    WATER BASED
    28.01.1991
    2827
    1.50
    20.0
    4.5
    WATER BASED
    28.01.1991
    2918
    1.50
    19.0
    5.0
    WATER BASED
    30.01.1991
    3000
    1.50
    17.0
    4.5
    WATER BASED
    30.01.1991
    3049
    1.50
    21.0
    5.5
    WATER BASED
    31.01.1991
    3053
    1.50
    19.0
    5.5
    WATER BASED
    04.02.1991
    3074
    1.50
    18.0
    4.0
    WATER BASED
    04.02.1991
    3154
    1.50
    21.0
    5.0
    WATER BASED
    04.02.1991
    3252
    1.50
    21.0
    5.5
    WATER BASED
    05.02.1991
    3419
    1.50
    22.0
    5.5
    WATER BASED
    07.02.1991
    3502
    1.50
    22.0
    5.0
    WATER BASED
    07.02.1991
    3504
    1.50
    24.0
    5.0
    WATER BASED
    11.02.1991
    3627
    1.58
    25.0
    7.0
    WATER BASED
    21.02.1991
    3760
    1.55
    26.0
    6.0
    WATER BASED
    13.02.1991
    3816
    1.55
    24.0
    7.0
    WATER BASED
    14.02.1991
    3818
    1.55
    21.0
    4.5
    WATER BASED
    15.02.1991
    3965
    1.50
    21.0
    6.5
    WATER BASED
    19.02.1991
    3965
    1.58
    26.0
    6.5
    WATER BASED
    20.02.1991
    3965
    1.58
    24.0
    6.5
    WATER BASED
    22.02.1991
    3965
    1.58
    24.0
    6.5
    WATER BASED
    26.02.1991
    3965
    1.58
    24.0
    6.5
    WATER BASED
    26.02.1991

  • 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
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.28