Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
23.11.2024 - 01:30
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6610/3-1

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.
    6610/3-1
    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.
    SUSPENDED
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORWEGIAN SEA
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    6610/3-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST 9104-437& SP. 335
    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.
    748-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    112
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    29.10.1992
    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.
    17.02.1993
    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.
    17.02.1995
    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.
    27.06.2005
    Opprinnelig formål
    Formålet med brønnbanen definert før borestart.Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS. Eksempler på lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner: OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION.
    WILDCAT
    Gjenåpnet
    Status om brønnbanen er gjenåpnet (YES) eller ikke (NO). Når en teller antall brønnbaner på norsk sokkel, teller en bare de som ikke er gjenåpnet (NO).
    NO
    Innhold
    For letebrønnbaner, funn status.

    Lovlige verdier: DRY, SHOWS (spor av hydrokarboner), GAS, GAS/CONDENSATE, OIL eller OIL/GAS.
    SHOWS (GAS SHOWS, OIL SHOWS eller OIL/GAS SHOWS) er oppdaget som fluorescerende kutt (organisk ekstrakt), lukt av petroleum, eller synlig belegg på borekaks eller borekjerner, eller som økte gassavlesninger i slamloggerens detekteringsutstyr.
    Lovlige verdier for WILDCAT-CCS og APPRAISAL-CCS: WATER

    For utvinningsbrønnbaner, type produsert eller injisert fluid.
    Lovlige verdier: WATER, CUTTINGS, NOT AVAILABLE, OIL, GAS/CONDENSATE, OIL/GAS, CO2, GAS, WATER/GAS, NOT APPLICABLE.
    SHOWS
    Funnbrønnbane
    Indikator som forteller om brønnbanen påviste et nytt funn. Lovlige verdier: YES, NO. For brønnbaner der resultatet ikke er pressemeldt eller på annet vis avklart, blir «NO» benyttet.
    NO
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    309.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3126.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    3.3
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    144
    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.
    LANGE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    66° 55' 29.7'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    10° 54' 6.28'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7424470.29
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    583170.04
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1864

  • Brønnhistorie
    General
    Wildcat well 6610/3-1 is located ca 80 km southwest of the Røst Island in the Lofoten archipelago of Northern Norway. The main objective was to test the hydrocarbon potential in the Early Jurassic (Tilje Formation) sandstones. A secondary objective was to test the possibility of development of sandy fans from Early Tertiary (Paleocene) to Early Cretaceous.
    Operations and results
    Wildcat well 6610/3-1 was spudded with the semi-submersible installation Deepsea Bergen on 29 October 1992 and drilled to TD at 3126 m in the Late Cretaceous, Lange Formation. Caving bridges caused wire line tools to hang-up and the severe weather conditions magnified the hole stability problems by the rig being disconnected several times. Due to long periods of wait on weather and upcoming drilling restrictions the decision was made to temporarily plug and abandon. No logs exist from seabed to 402 m. The intervals 402 m to 919 m and 2877.5 m to 3126 m were logged with MWD only. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 938 m and with gypsum/pac mud from 938 m to TD
    The well encountered sandy fans of Paleocene and Late Cretaceous age. Shows were recorded in Intra Nise Sandstone at 2282 m to 2320 m, in Lysing sandstone from 2661 m to 2680 m, and in thin limestone stringers in the Lange Formation at 3073 m and at 3167 m. FMT pressure points gave water gradients in all reservoir sequences. Organic geochemical analyses confirm good, scattered oil shows in Intra Nise sandstone from 2293.75 m to 2309.45 m. The shows were characterised as severely biodegraded stains in an irregular pattern with no obvious relation to lithology. The other shows recorded while drilling were not confirmed by these analyses, but they revealed an additional weak show on a sample from an intra Tang Formation sandstone at 1675 m as well as a trace of oil in the FMT water sample from 1645 m. The thin claystones encountered in the Top Intra-Nise Sandstone exhibit the best source rock potential in the well. These claystones contain dominantly terrigenous organic matter, with fair to good potential, for generation of light oil, or gas/condensate. Maturity indicators showed that the well was immature down to ca 2600 m to 2700 m, and in the early oil window from this level to TD.
    Eight conventional cores were cut in the well bore. Two of these were cut in intra Tang Formation sandstones, three in intra-Nise Formation sandstones, and three in Lysing Formation sandstones. Segregated formation fluid samples were taken with the FMT tool at 1645 m and at 2664 m. Both contained water and mud filtrate.
    The well was suspended on 17 February 1993 as a well with shows.
    Testing
    No drill stem test was conducted in this well bore.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    940.00
    3124.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1580.0
    1584.8
    [m ]
    2
    1708.0
    1714.7
    [m ]
    3
    2292.0
    2301.2
    [m ]
    4
    2301.2
    2305.3
    [m ]
    5
    2305.5
    2313.9
    [m ]
    6
    2514.0
    2531.5
    [m ]
    7
    2661.0
    2668.1
    [m ]
    8
    2668.1
    2692.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    82.2
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1580-1584m
    Kjerne bilde med dybde: 1584-1585m
    Kjerne bilde med dybde: 1708-1712m
    Kjerne bilde med dybde: 1712-1714m
    Kjerne bilde med dybde: 2292-2296m
    1580-1584m
    1584-1585m
    1708-1712m
    1712-1714m
    2292-2296m
    Kjerne bilde med dybde: 2296-2300m
    Kjerne bilde med dybde: 2300-2301m
    Kjerne bilde med dybde: 2301-2305m
    Kjerne bilde med dybde: 2305-2306m
    Kjerne bilde med dybde: 2305-2309m
    2296-2300m
    2300-2301m
    2301-2305m
    2305-2306m
    2305-2309m
    Kjerne bilde med dybde: 2309-2313m
    Kjerne bilde med dybde: 2313-2313m
    Kjerne bilde med dybde: 2514-2518m
    Kjerne bilde med dybde: 2518-2522m
    Kjerne bilde med dybde: 2522-2526m
    2309-2313m
    2313-2313m
    2514-2518m
    2518-2522m
    2522-2526m
    Kjerne bilde med dybde: 2526-2530m
    Kjerne bilde med dybde: 2530-2531m
    Kjerne bilde med dybde: 2661-2665m
    Kjerne bilde med dybde: 2665-2668m
    Kjerne bilde med dybde: 2668-2672m
    2526-2530m
    2530-2531m
    2661-2665m
    2665-2668m
    2668-2672m
    Kjerne bilde med dybde: 2672-2676m
    Kjerne bilde med dybde: 2676-2680m
    Kjerne bilde med dybde: 2680-2684m
    Kjerne bilde med dybde: 2684-2688m
    Kjerne bilde med dybde: 2688-2692m
    2672-2676m
    2676-2680m
    2680-2684m
    2684-2688m
    2688-2692m
    Kjerne bilde med dybde: 2692-2693m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2692-2693m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    460.0
    [m]
    SWC
    OD
    480.0
    [m]
    SWC
    OD
    502.0
    [m]
    SWC
    OD
    525.0
    [m]
    SWC
    OD
    555.0
    [m]
    SWC
    OD
    555.0
    [m]
    SWC
    STATOIL
    585.8
    [m]
    SWC
    STATOI
    611.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    643.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    684.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    715.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    733.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    942.5
    [m]
    SWC
    STATOI
    977.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    1012.5
    [m]
    SWC
    STATOI
    1070.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    1097.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    1121.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    1138.5
    [m]
    SWC
    STATOI
    1150.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    1170.0
    [m]
    DC
    STATOI
    1190.0
    [m]
    DC
    STATOI
    1202.0
    [m]
    C
    STATOI
    1217.0
    [m]
    DC
    STATOI
    1240.0
    [m]
    C
    STATOI
    1259.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    1275.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    1290.0
    [m]
    DC
    STATOI
    1310.0
    [m]
    DC
    STATOI
    1330.0
    [m]
    DC
    STATOI
    1345.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    1357.5
    [m]
    SWC
    STATOI
    1378.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    1393.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    1423.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    1440.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    1456.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    1475.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    1480.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    1488.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    1502.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    1516.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    1532.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    1547.5
    [m]
    SWC
    STATOI
    1580.4
    [m]
    SWC
    STATOI
    1584.8
    [m]
    C
    STATOI
    1630.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    1640.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    1647.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    1664.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    1708.4
    [m]
    C
    STATOI
    1730.0
    [m]
    DC
    STATOI
    1750.0
    [m]
    DC
    STATOI
    1770.0
    [m]
    DC
    STATOI
    1807.5
    [m]
    SWC
    STATOI
    1815.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    1830.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    1841.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    1849.5
    [m]
    SWC
    STATOI
    1866.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    1884.5
    [m]
    SWC
    STATOI
    1904.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    1915.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    1930.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    1982.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    2000.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    2027.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    2062.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    2081.5
    [m]
    SWC
    STATOI
    2102.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    2128.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    2162.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    2176.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    2212.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    2238.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    2267.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    2281.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    2293.4
    [m]
    C
    STATOI
    2296.5
    [m]
    C
    STATOI
    2300.3
    [m]
    C
    STATOI
    2306.6
    [m]
    C
    STATOI
    2309.5
    [m]
    C
    STATOI
    2313.9
    [m]
    C
    STATOI
    2318.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    2339.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    2365.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    2378.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    2400.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    2417.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    2428.5
    [m]
    SWC
    STATOI
    2451.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    2463.5
    [m]
    SWC
    STATOI
    2482.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    2502.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    2515.2
    [m]
    C
    STATOI
    2520.9
    [m]
    C
    STATOI
    2525.5
    [m]
    C
    STATOI
    2530.4
    [m]
    C
    STATOI
    2545.0
    [m]
    DC
    STATOI
    2560.0
    [m]
    DC
    STATOI
    2575.0
    [m]
    DC
    STATOI
    2590.0
    [m]
    DC
    STATOI
    2605.0
    [m]
    DC
    STATOI
    2620.0
    [m]
    DC
    STATOI
    2635.0
    [m]
    DC
    STATOI
    2650.0
    [m]
    DC
    STATOI
    2661.1
    [m]
    C
    OD
    2662.8
    [m]
    C
    OD
    2664.2
    [m]
    C
    OD
    2666.8
    [m]
    C
    STATOIL
    2667.7
    [m]
    C
    OD
    2673.7
    [m]
    C
    OD
    2673.7
    [m]
    C
    STATOIL
    2673.7
    [m]
    C
    STATOI
    2676.4
    [m]
    C
    OD
    2678.7
    [m]
    C
    OD
    2679.2
    [m]
    C
    OD
    2679.2
    [m]
    C
    STATOIL
    2680.1
    [m]
    C
    STATOI
    2680.2
    [m]
    C
    OD
    2682.5
    [m]
    C
    OD
    2685.7
    [m]
    C
    OD
    2685.7
    [m]
    C
    STATOIL
    2686.6
    [m]
    C
    OD
    2688.7
    [m]
    C
    OD
    2691.4
    [m]
    C
    OD
    2692.0
    [m]
    C
    OD
    2710.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    2725.0
    [m]
    DC
    STATOI
    2740.0
    [m]
    DC
    STATOI
    2755.0
    [m]
    DC
    STATOI
    2770.0
    [m]
    DC
    STATOI
    2785.0
    [m]
    DC
    STATOI
    2800.0
    [m]
    DC
    STATOI
    2815.0
    [m]
    DC
    STATOI
    2830.0
    [m]
    DC
    STATOI
    2845.0
    [m]
    DC
    STATOI
    2860.0
    [m]
    DC
    STATOI
    2875.0
    [m]
    DC
    STATOI
    2890.0
    [m]
    DC
    STATOI
    2905.0
    [m]
    DC
    STATOI
    2920.0
    [m]
    DC
    STATOI
    2935.0
    [m]
    DC
    STATOI
    2950.0
    [m]
    DC
    STATOI
    2959.0
    [m]
    DC
    STATOI
    2968.0
    [m]
    DC
    STATOI
    2977.0
    [m]
    DC
    STATOI
    2986.0
    [m]
    DC
    STATOI
    2995.0
    [m]
    DC
    STATOI
    3004.0
    [m]
    DC
    STATOI
    3013.0
    [m]
    DC
    STATOI
    3022.0
    [m]
    DC
    STATOI
    3031.0
    [m]
    DC
    STATOI
    3040.0
    [m]
    DC
    STATOI
    3049.0
    [m]
    DC
    STATOI
    3058.0
    [m]
    DC
    STATOI
    3067.0
    [m]
    DC
    STATOI

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    2.21

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    42.35

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    833
    1742
    CORGUN GR
    403
    765
    CORGUN GR
    942
    1378
    CORGUN GR
    1390
    1744
    CORGUN GR
    1807
    2502
    DIFL DAC CN CDL GR
    919
    1750
    DIFL DAC CN CDL GR
    1725
    2877
    FMT GR
    1595
    1735
    FMT GR
    1763
    2674
    HRDIP GR
    919
    1746
    HRDIP GR
    1741
    2871

  • 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
    393.0
    36
    395.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    919.0
    26
    920.0
    1.65
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1744.0
    17 1/2
    1746.0
    1.75
    LOT
    OPEN HOLE
    3126.0
    12 1/4
    3126.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    550
    1.03
    17.0
    8.0
    WATER BASED
    02.11.1992
    938
    1.03
    20.0
    7.0
    WATER BASED
    02.11.1992
    938
    1.03
    20.0
    6.5
    WATER BASED
    02.11.1992
    938
    1.03
    20.0
    6.5
    WATER BASED
    03.11.1992
    938
    1.03
    18.0
    6.0
    WATER BASED
    04.11.1992
    938
    1.03
    WATER BASED
    05.11.1992
    938
    1.03
    22.0
    5.5
    WATER BASED
    06.11.1992
    996
    1.15
    26.0
    7.5
    WATER BASED
    09.11.1992
    1418
    1.33
    26.0
    5.5
    WATER BASED
    09.11.1992
    1456
    1.33
    24.0
    5.5
    WATER BASED
    10.11.1992
    1458
    1.33
    23.0
    4.0
    WATER BASED
    11.11.1992
    1560
    1.33
    30.0
    7.0
    WATER BASED
    12.11.1992
    1587
    1.33
    33.0
    7.0
    WATER BASED
    13.11.1992
    1625
    1.33
    31.0
    6.5
    WATER BASED
    16.11.1992
    1625
    1.33
    29.0
    6.5
    WATER BASED
    16.11.1992
    1625
    1.33
    29.0
    6.5
    WATER BASED
    17.11.1992
    1625
    1.33
    29.0
    7.0
    WATER BASED
    18.11.1992
    1625
    1.33
    29.0
    6.0
    WATER BASED
    19.11.1992
    1630
    1.45
    35.0
    8.0
    WATER BASED
    15.02.1993
    1640
    1.33
    33.0
    7.0
    WATER BASED
    16.11.1992
    1708
    1.33
    31.0
    6.5
    WATER BASED
    16.11.1992
    1724
    1.33
    29.0
    6.5
    WATER BASED
    16.11.1992
    1759
    1.33
    29.0
    7.0
    WATER BASED
    18.11.1992
    1759
    1.33
    29.0
    6.5
    WATER BASED
    17.11.1992
    1759
    1.33
    29.0
    6.0
    WATER BASED
    19.11.1992
    1759
    1.33
    28.0
    5.5
    WATER BASED
    23.11.1992
    1759
    0.00
    26.0
    5.5
    WATER BASED
    23.11.1992
    1763
    1.03
    26.0
    5.0
    WATER BASED
    23.11.1992
    1850
    1.20
    32.0
    8.0
    WATER BASED
    24.11.1992
    1999
    1.20
    25.0
    5.5
    WATER BASED
    26.11.1992
    1999
    1.20
    30.0
    6.0
    WATER BASED
    26.11.1992
    1999
    1.20
    29.0
    6.0
    WATER BASED
    01.12.1992
    2126
    1.40
    31.0
    6.5
    WATER BASED
    08.02.1993
    2172
    1.20
    29.0
    6.0
    WATER BASED
    01.12.1992
    2272
    1.20
    26.0
    5.0
    WATER BASED
    01.12.1992
    2272
    1.20
    27.0
    5.0
    WATER BASED
    01.12.1992
    2272
    1.20
    25.0
    5.0
    WATER BASED
    01.12.1992
    2272
    1.20
    27.0
    5.0
    WATER BASED
    02.12.1992
    2272
    1.20
    25.0
    5.0
    WATER BASED
    03.12.1992
    2272
    1.20
    26.0
    5.0
    WATER BASED
    04.12.1992
    2272
    1.20
    28.0
    7.5
    WATER BASED
    17.12.1992
    2272
    1.20
    27.0
    7.0
    WATER BASED
    18.12.1992
    2272
    1.20
    21.0
    4.0
    WATER BASED
    14.12.1992
    2272
    1.20
    19.0
    3.5
    WATER BASED
    15.12.1992
    2272
    1.20
    25.0
    5.5
    WATER BASED
    16.12.1992
    2272
    1.20
    25.0
    5.0
    WATER BASED
    07.12.1992
    2272
    1.20
    21.0
    4.5
    WATER BASED
    07.12.1992
    2272
    1.20
    24.0
    5.5
    WATER BASED
    09.12.1992
    2272
    1.20
    25.0
    5.0
    WATER BASED
    07.12.1992
    2272
    1.20
    25.0
    5.5
    WATER BASED
    11.12.1992
    2272
    1.20
    14.0
    3.0
    WATER BASED
    14.12.1992
    2292
    1.25
    26.0
    5.0
    WATER BASED
    01.12.1992
    2301
    1.25
    27.0
    5.0
    WATER BASED
    01.12.1992
    2306
    1.25
    25.0
    5.0
    WATER BASED
    01.12.1992
    2314
    1.25
    27.0
    5.0
    WATER BASED
    02.12.1992
    2405
    1.25
    25.0
    5.0
    WATER BASED
    03.12.1992
    2490
    1.25
    26.0
    5.0
    WATER BASED
    04.12.1992
    2510
    1.25
    25.0
    5.0
    WATER BASED
    07.12.1992
    2526
    1.25
    25.0
    5.0
    WATER BASED
    07.12.1992
    2532
    1.25
    21.0
    4.5
    WATER BASED
    07.12.1992
    2541
    1.25
    24.0
    5.5
    WATER BASED
    09.12.1992
    2662
    1.25
    25.0
    5.5
    WATER BASED
    11.12.1992
    2668
    1.25
    14.0
    3.0
    WATER BASED
    14.12.1992
    2692
    1.25
    21.0
    4.0
    WATER BASED
    14.12.1992
    2743
    1.25
    19.0
    3.5
    WATER BASED
    15.12.1992
    2870
    1.25
    25.0
    5.5
    WATER BASED
    16.12.1992
    2913
    1.25
    28.0
    7.5
    WATER BASED
    17.12.1992
    2913
    1.25
    27.0
    5.5
    WATER BASED
    21.12.1992
    2913
    1.25
    27.0
    7.0
    WATER BASED
    18.12.1992
    2913
    1.25
    25.0
    6.5
    WATER BASED
    21.12.1992
    2951
    1.25
    22.0
    5.0
    WATER BASED
    23.12.1992
    3003
    1.25
    24.0
    5.5
    WATER BASED
    23.12.1992
    3015
    1.29
    31.0
    7.5
    WATER BASED
    28.12.1992
    3015
    1.29
    31.0
    7.5
    WATER BASED
    28.12.1992
    3015
    1.29
    31.0
    7.5
    WATER BASED
    28.12.1992
    3015
    1.29
    31.0
    7.5
    WATER BASED
    28.12.1992
    3015
    1.29
    21.0
    7.0
    WATER BASED
    28.12.1992
    3030
    1.29
    25.0
    6.0
    WATER BASED
    29.12.1992
    3110
    1.29
    25.0
    5.5
    WATER BASED
    04.01.1993
    3126
    1.40
    31.0
    7.0
    WATER BASED
    04.01.1993
    3126
    1.40
    33.0
    8.0
    WATER BASED
    04.01.1993
    3126
    1.40
    29.0
    7.0
    WATER BASED
    04.01.1993
    3126
    1.40
    32.0
    8.0
    WATER BASED
    04.01.1993
    3126
    1.40
    31.0
    7.0
    WATER BASED
    05.01.1993
    3126
    1.40
    32.0
    7.5
    WATER BASED
    06.01.1993
    3126
    1.40
    36.0
    9.5
    WATER BASED
    08.01.1993
    3126
    1.40
    34.0
    8.5
    WATER BASED
    12.01.1993
    3126
    1.40
    33.0
    7.5
    WATER BASED
    12.01.1993
    3126
    1.40
    33.0
    7.5
    WATER BASED
    12.01.1993
    3126
    1.40
    33.0
    7.5
    WATER BASED
    13.01.1993
    3126
    1.40
    32.0
    7.0
    WATER BASED
    14.01.1993
    3126
    1.40
    30.0
    7.5
    WATER BASED
    18.01.1993
    3126
    1.40
    30.0
    7.5
    WATER BASED
    18.01.1993
    3126
    1.40
    32.0
    7.5
    WATER BASED
    18.01.1993
    3126
    1.40
    30.0
    6.5
    WATER BASED
    20.01.1993
    3126
    1.40
    28.0
    7.5
    WATER BASED
    20.01.1993
    3126
    1.40
    28.0
    5.5
    WATER BASED
    25.01.1993
    3126
    1.40
    32.0
    7.0
    WATER BASED
    26.01.1993
    3126
    1.40
    30.0
    7.0
    WATER BASED
    26.01.1993
    3126
    1.40
    33.0
    6.0
    WATER BASED
    28.01.1993
    3126
    1.40
    29.0
    4.5
    WATER BASED
    29.01.1993
    3126
    1.40
    30.0
    5.0
    WATER BASED
    01.02.1993
    3126
    1.40
    33.0
    6.0
    WATER BASED
    01.02.1993
    3126
    1.40
    31.0
    6.0
    WATER BASED
    01.02.1993
    3126
    1.40
    30.0
    5.0
    WATER BASED
    02.02.1993
    3126
    1.40
    33.0
    6.0
    WATER BASED
    03.02.1993
    3126
    1.40
    34.0
    5.5
    WATER BASED
    05.02.1993
    3126
    1.40
    36.0
    5.5
    WATER BASED
    08.02.1993
    3126
    1.40
    32.0
    8.0
    WATER BASED
    04.01.1993
    3126
    1.40
    25.0
    5.0
    WATER BASED
    07.01.1993
    3126
    1.40
    35.0
    8.0
    WATER BASED
    12.01.1993
    3126
    1.40
    32.0
    5.5
    WATER BASED
    26.01.1993
    3126
    1.40
    31.0
    6.5
    WATER BASED
    27.01.1993
    3126
    1.40
    34.0
    6.0
    WATER BASED
    04.02.1993
    3126
    1.40
    35.0
    7.5
    WATER BASED
    09.02.1993
    3126
    1.40
    31.0
    6.5
    WATER BASED
    10.02.1993
    3126
    1.40
    34.0
    6.5
    WATER BASED
    08.02.1993
    3126
    1.45
    39.0
    8.0
    WATER BASED
    11.02.1993
    3126
    1.45
    35.0
    8.0
    WATER BASED
    12.02.1993
    3126
    1.45
    36.0
    8.5
    WATER BASED
    15.02.1993