Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
26.12.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6507/5-2

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.
    6507/5-2
    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.
    6507/5-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ANO9802- INLINE 1267 & X-LINE 388
    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.
    Amoco Norway Oil Company
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    962-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    42
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    13.08.1999
    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.
    23.09.1999
    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.
    23.09.2001
    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.
    11.04.2003
    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.
    GAS/CONDENSATE
    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.
    MIDDLE JURASSIC
    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.
    GARN FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    18.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    347.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3897.0
    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).
    3894.5
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    3.4
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    128
    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.
    EARLY 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.
    ÅRE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    65° 42' 59.1'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 38' 18.83'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7289162.20
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    437524.41
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    3756

  • Brønnhistorie
    General
    6507/5-2 was the third well drilled on the "A" fault block of the Skarv prospect. The well was planned as a down flank appraisal well of the 6507/5-1 Donnatello oil and gas discovery. The first well on the structure was the water wet 6507/6-2 well. The primary prospect lay in the Mid Jurassic sandstones of the Garn, Ile and Tilje Formations, with a secondary prospect in the Lower Cretaceous Lange sandstones. In the 6507/5-1 discovery well the Lange sandstones contained oil and the unit of interest was named the Gråsel prospect.
    Operations and results
    Appraisal well 6507/5-2 was spudded on 13 August 1999 with the semi-submersible installation "West Alpha" and drilled to TD at 3897 m in Early Jurassic Åre Formation sediments. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 1050 m, with "BARASILC" water based silicate mud from 1050 m to 1964 m, with "Environmul" oil based mud from 1964 m to 3623 m, and with KCl / Polymer mud from 3623 m to TD. The Tertiary and upper Cretaceous consisted mostly of claystones. The Lower Cretaceous section was dominated by claystones with thin sandstone stringers. The thickest sandstone in this interval was the Gråsel Lange sandstone, some 9 m thick. The well penetrated the Gråsel prospect down flank of the 6507/5-1 discovery. The top Jurassic consisted of Spekk Formation source rock and underlying Melke claystones. These claystones act as a seal for the underlying middle Jurassic sandstones. The Garn Sandstone of the Jurassic contained a gas water contact at 3650.5 m confirming one of the pre drilling models for the well. Oil was seen in a sidewall core, and log analysis and HGINJ data suggested well 6507/5-2 was still in the oil column. Residual oil shows were seen down to 3681.5 m in the Not Formation. The Ile and Tilje sandstones were both in the water leg. Three cores were cut in the interval 3626 m to 3810 m in the Garn, Not, Ile, Ror, and Tilje Formations. Several MDT runs were made to obtain fluid samples. A sample from 2990 m in the Lange Formation turned out to contain mud. Gas and condensate were sampled at 3615.5 m, 3637 m, and 3647 m in the Garn Formation. Water was sampled at 3651.5 m (Garn), 3658 (Not), and 3850 m (Tilje). The well was permanently abandoned as a gas and condensate appraisal 23 September 1999.
    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]
    1060.00
    3897.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3626.0
    3684.8
    [m ]
    2
    3684.8
    3743.8
    [m ]
    3
    3743.8
    3812.3
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    186.3
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3631-3636m
    Kjerne bilde med dybde: 3636-3641m
    Kjerne bilde med dybde: 3641-3646m
    Kjerne bilde med dybde: 3646-3651m
    Kjerne bilde med dybde: 3651-3656m
    3631-3636m
    3636-3641m
    3641-3646m
    3646-3651m
    3651-3656m
    Kjerne bilde med dybde: 3656-3661m
    Kjerne bilde med dybde: 3661-3666m
    Kjerne bilde med dybde: 3666-3671m
    Kjerne bilde med dybde: 3671-3676m
    Kjerne bilde med dybde: 3676-3681m
    3656-3661m
    3661-3666m
    3666-3671m
    3671-3676m
    3676-3681m
    Kjerne bilde med dybde: 3681-3685m
    Kjerne bilde med dybde: 3685-3690m
    Kjerne bilde med dybde: 3690-3695m
    Kjerne bilde med dybde: 3695-3700m
    Kjerne bilde med dybde: 3700-3705m
    3681-3685m
    3685-3690m
    3690-3695m
    3695-3700m
    3700-3705m
    Kjerne bilde med dybde: 3705-3710m
    Kjerne bilde med dybde: 3710-3715m
    Kjerne bilde med dybde: 3715-3720m
    Kjerne bilde med dybde: 3720-3725m
    Kjerne bilde med dybde: 3725-3730m
    3705-3710m
    3710-3715m
    3715-3720m
    3720-3725m
    3725-3730m
    Kjerne bilde med dybde: 3730-3735m
    Kjerne bilde med dybde: 3735-3740m
    Kjerne bilde med dybde: 3740-3744m
    Kjerne bilde med dybde: 3744-3749m
    Kjerne bilde med dybde: 3749-3754m
    3730-3735m
    3735-3740m
    3740-3744m
    3744-3749m
    3749-3754m
    Kjerne bilde med dybde: 3754-3759m
    Kjerne bilde med dybde: 3759-3764m
    Kjerne bilde med dybde: 3764-3769m
    Kjerne bilde med dybde: 3769-3774m
    Kjerne bilde med dybde: 3774-3779m
    3754-3759m
    3759-3764m
    3764-3769m
    3769-3774m
    3774-3779m
    Kjerne bilde med dybde: 3779-3784m
    Kjerne bilde med dybde: 3784-3789m
    Kjerne bilde med dybde: 3789-3794m
    Kjerne bilde med dybde: 3794-3799m
    Kjerne bilde med dybde: 3799-3804m
    3779-3784m
    3784-3789m
    3789-3794m
    3794-3799m
    3799-3804m
    Kjerne bilde med dybde: 3804-3809m
    Kjerne bilde med dybde: 3809-3811m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3804-3809m
    3809-3811m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1060.0
    [m]
    DC
    RRI
    1090.0
    [m]
    DC
    RRI
    1120.0
    [m]
    DC
    RRI
    1150.0
    [m]
    DC
    RRI
    1180.0
    [m]
    DC
    RRI
    1210.0
    [m]
    DC
    RRI
    1240.0
    [m]
    DC
    RRI
    1270.0
    [m]
    DC
    RRI
    1300.0
    [m]
    DC
    RRI
    1330.0
    [m]
    DC
    RRI
    1360.0
    [m]
    DC
    RRI
    1390.0
    [m]
    DC
    RRI
    1430.0
    [m]
    DC
    RRI
    1460.0
    [m]
    DC
    RRI
    1490.0
    [m]
    DC
    RRI
    1520.0
    [m]
    DC
    RRI
    1550.0
    [m]
    DC
    RRI
    1580.0
    [m]
    DC
    RRI
    1610.0
    [m]
    DC
    RRI
    1640.0
    [m]
    DC
    RRI
    1670.0
    [m]
    DC
    RRI
    1700.0
    [m]
    DC
    RRI
    1730.0
    [m]
    DC
    RRI
    1760.0
    [m]
    DC
    RRI
    1800.0
    [m]
    DC
    RRI
    1830.0
    [m]
    DC
    RRI
    1860.0
    [m]
    DC
    RRI
    1890.0
    [m]
    DC
    RRI
    1920.0
    [m]
    DC
    RRI
    1940.0
    [m]
    DC
    RRI
    1960.0
    [m]
    DC
    RRI
    1980.0
    [m]
    DC
    RRI
    2000.0
    [m]
    DC
    RRI
    2020.0
    [m]
    DC
    RRI
    2040.0
    [m]
    DC
    RRI
    2060.0
    [m]
    DC
    RRI
    2080.0
    [m]
    DC
    RRI
    2100.0
    [m]
    DC
    RRI
    2120.0
    [m]
    DC
    RRI
    2140.0
    [m]
    DC
    RRI
    2160.0
    [m]
    DC
    RRI
    2180.0
    [m]
    DC
    RRI
    2200.0
    [m]
    DC
    RRI
    2220.0
    [m]
    DC
    RRI
    2240.0
    [m]
    DC
    RRI
    2260.0
    [m]
    DC
    RRI
    2280.0
    [m]
    DC
    RRI
    2300.0
    [m]
    DC
    RRI
    2320.0
    [m]
    DC
    RRI
    2340.0
    [m]
    DC
    RRI
    2360.0
    [m]
    DC
    RRI
    2380.0
    [m]
    DC
    RRI
    2400.0
    [m]
    DC
    RRI
    2420.0
    [m]
    DC
    RRI
    2429.0
    [m]
    DC
    RRI
    2440.0
    [m]
    DC
    RRI
    2460.0
    [m]
    DC
    RRI
    2480.0
    [m]
    DC
    RRI
    2500.0
    [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
    2616.0
    [m]
    DC
    RRI
    2634.0
    [m]
    DC
    RRI
    2649.0
    [m]
    DC
    RRI
    2661.0
    [m]
    DC
    RRI
    2676.0
    [m]
    DC
    RRI
    2694.0
    [m]
    DC
    RRI
    2706.0
    [m]
    DC
    RRI
    2710.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2724.0
    [m]
    DC
    RRI
    2727.2
    [m]
    SWC
    RRI
    2736.0
    [m]
    DC
    RRI
    2752.0
    [m]
    DC
    RRI
    2766.0
    [m]
    DC
    RRI
    2784.0
    [m]
    DC
    RRI
    2796.0
    [m]
    DC
    RRI
    2814.0
    [m]
    DC
    RRI
    2826.0
    [m]
    DC
    RRI
    2833.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2844.0
    [m]
    DC
    RRI
    2856.0
    [m]
    DC
    RRI
    2856.7
    [m]
    SWC
    RRI
    2864.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2874.0
    [m]
    DC
    RRI
    2886.0
    [m]
    DC
    RRI
    2896.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2904.0
    [m]
    DC
    RRI
    2916.0
    [m]
    DC
    RRI
    2932.0
    [m]
    DC
    RRI
    2950.0
    [m]
    DC
    RRI
    2951.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2968.0
    [m]
    DC
    RRI
    2980.0
    [m]
    DC
    RRI
    2998.0
    [m]
    DC
    RRI
    3010.0
    [m]
    DC
    RRI
    3019.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3028.0
    [m]
    DC
    RRI
    3029.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3035.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3044.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3048.0
    [m]
    DC
    RRI
    3050.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3061.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3063.0
    [m]
    DC
    RRI
    3075.0
    [m]
    DC
    RRI
    3093.0
    [m]
    DC
    RRI
    3108.0
    [m]
    DC
    RRI
    3123.0
    [m]
    DC
    RRI
    3135.0
    [m]
    DC
    RRI
    3150.0
    [m]
    DC
    RRI
    3165.0
    [m]
    DC
    RRI
    3180.0
    [m]
    DC
    RRI
    3195.0
    [m]
    DC
    RRI
    3205.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3210.0
    [m]
    DC
    RRI
    3234.0
    [m]
    DC
    RRI
    3249.0
    [m]
    DC
    RRI
    3264.0
    [m]
    DC
    RRI
    3279.0
    [m]
    DC
    RRI
    3294.0
    [m]
    DC
    RRI
    3309.0
    [m]
    DC
    RRI
    3324.0
    [m]
    DC
    RRI
    3339.0
    [m]
    DC
    RRI
    3354.0
    [m]
    DC
    RRI
    3369.0
    [m]
    DC
    RRI
    3384.0
    [m]
    DC
    RRI
    3399.0
    [m]
    DC
    RRI
    3417.0
    [m]
    DC
    RRI
    3429.0
    [m]
    DC
    RRI
    3444.0
    [m]
    DC
    RRI
    3459.0
    [m]
    DC
    RRI
    3474.0
    [m]
    DC
    RRI
    3489.0
    [m]
    DC
    RRI
    3510.0
    [m]
    DC
    RRI
    3519.0
    [m]
    DC
    RRI
    3528.0
    [m]
    DC
    RRI
    3537.0
    [m]
    DC
    RRI
    3546.0
    [m]
    DC
    RRI
    3555.0
    [m]
    DC
    RRI
    3564.0
    [m]
    DC
    RRI
    3573.0
    [m]
    DC
    RRI
    3577.8
    [m]
    SWC
    RRI
    3582.0
    [m]
    DC
    RRI
    3591.0
    [m]
    DC
    RRI
    3600.0
    [m]
    DC
    RRI
    3605.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3609.0
    [m]
    DC
    RRI
    3618.0
    [m]
    DC
    RRI
    3635.6
    [m]
    C
    RRI
    3650.8
    [m]
    C
    RRI
    3655.7
    [m]
    C
    RRI
    3665.6
    [m]
    C
    RRI
    3672.8
    [m]
    C
    RRI
    3684.5
    [m]
    C
    RRI
    3693.6
    [m]
    C
    RRI
    3697.4
    [m]
    C
    RRI
    3701.8
    [m]
    C
    RRI
    3712.5
    [m]
    C
    RRI
    3719.5
    [m]
    C
    RRI
    3720.7
    [m]
    C
    RRI
    3726.8
    [m]
    C
    RRI
    3736.2
    [m]
    C
    RRI
    3747.8
    [m]
    C
    RRI
    3754.5
    [m]
    C
    RRI
    3765.3
    [m]
    C
    RRI
    3775.2
    [m]
    C
    RRI
    3776.6
    [m]
    C
    RRI
    3781.8
    [m]
    C
    RRI
    3791.8
    [m]
    C
    RRI
    3799.6
    [m]
    C
    RRI
    3809.0
    [m]
    C
    RRI
    3819.0
    [m]
    DC
    RRI
    3828.0
    [m]
    DC
    RRI
    3837.0
    [m]
    DC
    RRI
    3846.0
    [m]
    DC
    RRI
    3855.0
    [m]
    DC
    RRI
    3864.0
    [m]
    DC
    RRI

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.49

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.99
    pdf
    1.63
    pdf
    1.02

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    .pdf
    4.21
    .PDF
    83.39

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    ARI DSI MSFL EMS GPIT ACTS
    3600
    3901
    ARI DSI MSFL GPIT ACTS
    3550
    3897
    IPLT
    3565
    3890
    MDT
    2813
    3616
    MDT
    2813
    3864
    MSCT GR
    3044
    3618
    MWD - DIR RAB
    3730
    3897
    MWD - RAB
    3623
    3730
    MWD CDR - DIR
    454
    1050
    MWD CDR - DIR ISON
    1050
    1964
    MWD CDR - RAB
    1964
    3623
    PEX DSI AITB EMS GPIT ACTS
    1964
    3623
    VSP
    988
    3880

  • 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
    450.0
    36
    450.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    1053.0
    26
    1054.0
    1.45
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1968.0
    17 1/2
    1970.0
    1.81
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3602.0
    12 1/4
    3603.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    3897.0
    8 1/2
    3897.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    407
    1.08
    SEAWATER
    1050
    1.36
    31.0
    BARASILC
    1662
    1.39
    39.0
    BARASILC
    1914
    1.50
    45.0
    BARASILC
    1964
    1.50
    30.0
    BARASILC
    2518
    1.61
    23.0
    ENVIROMUL
    3142
    1.61
    29.0
    ENVIROMUL
    3329
    1.61
    28.0
    ENVIROMUL
    3623
    1.61
    28.0
    ENVIROMUL

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    4164.42
    [m ]
    4166.38
    [m ]
    0.00
    [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