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

6305/8-1

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.
    6305/8-1
    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).
    APPRAISAL
    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
    Felt
    Navn på feltet som brønnbanen er relatert til.
    Funn
    Navn på funnet som brønnbanen er relatert til.
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    6305/8-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    innline 2288-crossline 4182 NH 9602
    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.
    978-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    58
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    13.07.2000
    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.
    08.09.2000
    Plugget og forlatt dato
    Dato P&A-operasjonen av brønnbanen var ferdig, som innmeldt av operatør til DDRS (Daily Drilling Reporting System). Forekommer bare en gang pr. brønnhode/overflateposisjon.
    08.09.2000
    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.
    08.09.2002
    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.
    18.12.2002
    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.
    APPRAISAL
    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.
    OIL/GAS
    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
    1. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    PALEOCENE
    1. nivå med hydrokarboner, formasjon.
    Navn på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor hydrokarboner er blitt påvist. Vises bare på brønner som er frigitt. Eksempler på lovlige verdier: BASEMENT, COOK FM, EKOFISK FM, HEIMDAL FM, SANDNES FM, SOGNEFJORD FM, TARBERT FM, BRENT GP. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    EGGA FM (INFORMAL)
    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.
    837.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3175.0
    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).
    3174.8
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    1.7
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    90
    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 CRETACEOUS
    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.
    NISE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    63° 28' 34.84'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    5° 24' 14.59'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7041085.11
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    619767.97
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    4109

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6305/8-1 was a joint appraisal well on the Ormen Lange discovery between licences 208, 209 and 250. It was committed to test the reservoir potential of the Tertiary sequence in licence 250. The main target was a sand ("Egga Member") in the Tang Formation. The exploration objectives of the well were to appraise the 6305/5-1 Ormen Lange gas discovery, to test the hydrocarbon potential, type of hydrocarbons and seal in a secondary target Miocene Channel feature, and to improve biostratigraphic control in the area. In addition, the well was designed to provide a variety of information required for development planning of the Ormen Lange discovery.
    Operations and results
    Appraisal well was spudded with the semi-submersible installation Scarabeo 5 on 13 July 2000 and drilled to a total depth of 3175 m in the Late Cretaceous (Campanian & Late Santonian) Nise Formation. No problems were experienced drilling through the ooze sequence. The well was drilled with bentonite spud mud down to 942 m. A water based mud type based on NaCl brine with glycol additives was used from 942 m to TD. No potential reservoir sandstone was encountered in the Miocene channel sequence, penetrated at 1653 m. The Egga reservoir sandstone was penetrated approximately 20 m higher than prognosed at 2898 m. A gas column of approximately 20 m was penetrated in the well. Below the gas was a thin 2-5 m oil leg, which was not prognosed. The oil was confirmed by MDT sampling, and geochemical analyses indicated that the oil is sourced from a comparatively immature source rock. The gas/oil/water contact was found at 2921.5 m. The upper part of the Egga Member, from 2900 m to 2935 m, was a loose sand interbedded with thin claystone beds. The lower part of the Egga reservoir unit consisted of a more massive sand sequence down to approx. 2950 m. The Jorsalfare Formation consists of interbedded sands and mudstones. Good quality water, oil and gas samples were collected in the reservoir. The entire reservoir in the well was cored: Five cores were cut through the Våle (Egga Member) and Jorsalfare Formation sandstones from 2895 m to 2989 m. Core recovery was excellent (92 %- 100 %). Several MDT samples containing oil and gas were recovered from sampling points at 2923.5 m, 2922 m, 2919.6 m, 2914 m and 2908.2 m. MDT water samples were recovered from sampling points 2980.5 m, 2945 m and 2942.6 m. The well was plugged and abandoned as an oil and gas appraisal well on 8 September 2000.
    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]
    1560.00
    3175.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2895.0
    2914.5
    [m ]
    2
    2915.5
    2943.3
    [m ]
    3
    2943.3
    2958.9
    [m ]
    4
    2959.1
    2980.3
    [m ]
    5
    2981.0
    2987.7
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    90.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2895-2899m
    Kjerne bilde med dybde: 2899-2903m
    Kjerne bilde med dybde: 2903-2907m
    Kjerne bilde med dybde: 2907-2911m
    Kjerne bilde med dybde: 2911-2914m
    2895-2899m
    2899-2903m
    2903-2907m
    2907-2911m
    2911-2914m
    Kjerne bilde med dybde: 2915-2919m
    Kjerne bilde med dybde: 2929-2923m
    Kjerne bilde med dybde: 2923-2927m
    Kjerne bilde med dybde: 2927-2931m
    Kjerne bilde med dybde: 2931-2935m
    2915-2919m
    2929-2923m
    2923-2927m
    2927-2931m
    2931-2935m
    Kjerne bilde med dybde: 2935-2939m
    Kjerne bilde med dybde: 2939-2943m
    Kjerne bilde med dybde: 2943-2944m
    Kjerne bilde med dybde: 2943-2947m
    Kjerne bilde med dybde: 2981-2985m
    2935-2939m
    2939-2943m
    2943-2944m
    2943-2947m
    2981-2985m
    Kjerne bilde med dybde: 2947-2951m
    Kjerne bilde med dybde: 2951-2955m
    Kjerne bilde med dybde: 2955-2959m
    Kjerne bilde med dybde: 2959-2963m
    Kjerne bilde med dybde: 2963-2967m
    2947-2951m
    2951-2955m
    2955-2959m
    2959-2963m
    2963-2967m
    Kjerne bilde med dybde: 2967-2971m
    Kjerne bilde med dybde: 2971-2975m
    Kjerne bilde med dybde: 2975-2979m
    Kjerne bilde med dybde: 2979-2980m
    Kjerne bilde med dybde: 2985-2988m
    2967-2971m
    2971-2975m
    2975-2979m
    2979-2980m
    2985-2988m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1562.5
    [m]
    SWC
    RRI
    1585.0
    [m]
    DC
    RRI
    1595.0
    [m]
    DC
    RRI
    1605.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1633.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1655.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1665.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1712.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1735.0
    [m]
    DC
    RRI
    1750.0
    [m]
    DC
    RRI
    1782.5
    [m]
    SWC
    RRI
    1800.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1820.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1850.0
    [m]
    DC
    RRI
    1870.0
    [m]
    DC
    RRI
    1890.0
    [m]
    DC
    RRI
    1910.0
    [m]
    DC
    RRI
    1930.0
    [m]
    DC
    RRI
    1950.0
    [m]
    DC
    RRI
    1970.0
    [m]
    DC
    RRI
    1990.0
    [m]
    DC
    RRI
    2010.0
    [m]
    DC
    RRI
    2030.0
    [m]
    DC
    RRI
    2050.0
    [m]
    DC
    RRI
    2070.0
    [m]
    DC
    RRI
    2090.0
    [m]
    DC
    RRI
    2110.0
    [m]
    DC
    RRI
    2130.0
    [m]
    DC
    RRI
    2150.0
    [m]
    DC
    RRI
    2170.0
    [m]
    DC
    RRI
    2190.0
    [m]
    DC
    RRI
    2210.0
    [m]
    DC
    RRI
    2230.0
    [m]
    DC
    RRI
    2250.0
    [m]
    DC
    RRI
    2270.0
    [m]
    DC
    RRI
    2290.0
    [m]
    DC
    RRI
    2310.0
    [m]
    DC
    RRI
    2330.0
    [m]
    DC
    RRI
    2350.0
    [m]
    DC
    RRI
    2370.0
    [m]
    DC
    RRI
    2390.0
    [m]
    DC
    RRI
    2420.0
    [m]
    DC
    RRI
    2440.0
    [m]
    DC
    RRI
    2460.0
    [m]
    DC
    RRI
    2480.0
    [m]
    DC
    RRI
    2520.0
    [m]
    DC
    RRI
    2540.0
    [m]
    DC
    RRI
    2560.0
    [m]
    DC
    RRI
    2580.0
    [m]
    DC
    RRI
    2600.0
    [m]
    DC
    RRI
    2620.0
    [m]
    DC
    RRI
    2640.0
    [m]
    DC
    RRI
    2660.0
    [m]
    DC
    RRI
    2680.0
    [m]
    DC
    RRI
    2700.0
    [m]
    DC
    RRI
    2720.0
    [m]
    DC
    RRI
    2740.0
    [m]
    DC
    RRI
    2760.0
    [m]
    DC
    RRI
    2780.0
    [m]
    DC
    RRI
    2800.0
    [m]
    DC
    RRI
    2820.0
    [m]
    DC
    RRI
    2840.0
    [m]
    DC
    RRI
    2850.0
    [m]
    DC
    RRI
    2857.0
    [m]
    DC
    RRI
    2860.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2862.0
    [m]
    DC
    RRI
    2871.0
    [m]
    DC
    RRI
    2877.0
    [m]
    DC
    RRI
    2880.0
    [m]
    DC
    RRI
    2883.0
    [m]
    DC
    RRI
    2886.0
    [m]
    DC
    RRI
    2889.0
    [m]
    DC
    RRI
    2895.0
    [m]
    DC
    RRI
    2895.1
    [m]
    C
    RRI
    2895.9
    [m]
    C
    RRI
    2896.8
    [m]
    C
    RRI
    2897.6
    [m]
    C
    RRI
    2899.1
    [m]
    C
    RRI
    2900.1
    [m]
    C
    RRI
    2901.2
    [m]
    C
    RRI
    2903.2
    [m]
    C
    RRI
    2903.9
    [m]
    C
    RRI
    2905.6
    [m]
    C
    RRI
    2908.7
    [m]
    C
    RRI
    2909.1
    [m]
    C
    RRI
    2910.9
    [m]
    C
    RRI
    2911.5
    [m]
    C
    RRI
    2912.5
    [m]
    C
    RRI
    2915.8
    [m]
    C
    RRI
    2916.9
    [m]
    C
    RRI
    2918.7
    [m]
    C
    RRI
    2920.4
    [m]
    C
    RRI
    2920.7
    [m]
    C
    RRI
    2921.8
    [m]
    C
    RRI
    2924.4
    [m]
    C
    RRI
    2930.9
    [m]
    C
    RRI
    2935.7
    [m]
    C
    RRI
    2949.7
    [m]
    C
    RRI
    2950.0
    [m]
    C
    RRI
    2951.2
    [m]
    C
    RRI
    2952.5
    [m]
    C
    RRI
    2955.4
    [m]
    C
    RRI
    2956.5
    [m]
    C
    RRI
    2958.8
    [m]
    C
    RRI
    2959.0
    [m]
    C
    RRI
    2959.6
    [m]
    C
    RRI
    2960.0
    [m]
    C
    RRI
    2961.0
    [m]
    C
    RRI
    2961.5
    [m]
    C
    RRI
    2962.0
    [m]
    C
    RRI
    2965.6
    [m]
    C
    RRI
    2967.0
    [m]
    C
    RRI
    2971.0
    [m]
    C
    RRI
    2972.7
    [m]
    C
    RRI
    2974.6
    [m]
    C
    RRI
    2978.3
    [m]
    C
    RRI
    2981.1
    [m]
    C
    RRI
    2982.0
    [m]
    DC
    RRI
    2983.8
    [m]
    C
    RRI
    2985.0
    [m]
    DC
    RRI
    2987.4
    [m]
    C
    RRI
    2991.0
    [m]
    DC
    RRI
    2997.0
    [m]
    DC
    RRI
    3000.0
    [m]
    DC
    RRI
    3003.0
    [m]
    DC
    RRI
    3006.0
    [m]
    DC
    RRI
    3009.0
    [m]
    DC
    RRI
    3012.0
    [m]
    DC
    RRI
    3015.0
    [m]
    DC
    RRI
    3051.0
    [m]
    DC
    RRI
    3072.0
    [m]
    DC
    RRI
    3090.0
    [m]
    DC
    RRI
    3111.0
    [m]
    DC
    RRI
    3132.0
    [m]
    DC
    RRI
    3150.0
    [m]
    DC
    RRI
    3165.0
    [m]
    DC
    RRI
    3168.0
    [m]
    DC
    RRI
    3171.0
    [m]
    DC
    RRI
    3175.0
    [m]
    DC
    RRI

  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    MDT
    MDT-1
    2942.00
    0.00
    WATER
    12.08.2000 - 00:00
    YES
    MDT
    2922.00
    0.00
    OIL
    29.08.2000 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi
    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    862
    862
    1590
    1745
    1745
    2508
    2508
    2596
    2898
    2976
    2976
    3132

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.33

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.92
    pdf
    1.86
    pdf
    1.44
    pdf
    1.97
    pdf
    1.90
    pdf
    1.92
    pdf
    1.79
    pdf
    1.81

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    .pdf
    2.18
    .pdf
    1.03

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CMR ECS HNGS
    2880
    2926
    CMR-200
    2900
    3022
    DSI
    1750
    3172
    FMI HRLA HNGS
    2852
    3156
    MDT
    2908
    3010
    MSCT GR
    1562
    1820
    MSCT GR
    2860
    3030
    MWD - GR RES SON DIR
    915
    3053
    PEX HALS TLD HGNS
    2852
    3170
    PWX DSI
    862
    1848
    VSP
    900
    1770
    VSP
    2040
    3170

  • 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
    941.0
    36
    942.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    1544.0
    26
    1550.0
    1.40
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2852.0
    12 1/4
    2860.0
    1.66
    LOT
    OPEN HOLE
    3175.0
    8 1/2
    3175.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    867
    1.30
    WATER BASED
    890
    1.30
    WATER BASED
    942
    1.50
    WATER BASED
    942
    1.30
    WATER BASED
    2895
    1.30
    16.0
    WATER BASED
    2943
    1.30
    16.0
    WATER BASED
    2981
    1.30
    19.0
    WATER BASED
    2982
    1.30
    18.0
    WATER BASED
    2989
    1.30
    18.0
    WATER BASED
    3013
    1.30
    19.0
    WATER BASED
    3175
    1.30
    23.0
    WATER BASED

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    2927.82
    [m ]
    2985.46
    [m ]

  • 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
    0.22