Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
03.12.2024 - 01:27
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

15/6-2

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.
    15/6-2
    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.
    SUSPENDED
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORTH 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.
    15/6-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    SC 23 SP.7490
    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.
    Esso Exploration and Production Norway A/S
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    62-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    48
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    09.09.1971
    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.
    26.10.1971
    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.
    26.10.1973
    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.
    24.09.2015
    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).
    9.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    115.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3131.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    100
    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.
    SHETLAND GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    58° 32' 47.58'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 41' 54.09'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6490444.74
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    424236.03
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    317

  • Brønnhistorie
    General
    Well 15/6-2 was drilled in the Ve Sub-basin in the North Sea, ca 5 km north of the Sleipner Field. It is the replacement well for 15/6-1, which was junked for technical reasons. The objective was to evaluate a deep-seated structure in the Scottish-Norwegian Graben. The target was Eocene to Paleocene sandstones.
    Operations and results
    Wildcat well 15/6-2 was spudded with the drill vessel on 9 September 1971 and drilled to TD at 3131 m in the Shetland Group. No drilling problems were encountered, however, due to deviation problems around 1311 m a planned FIT was aborted, as the tool would not go beyond this depth. Initial drilling from the sea floor to 1330 m was with seawater and gel. Below 1330 m, a fresh water Spersene XP-20 mud system was used.
    The Paleocene section contained abundant potential sandstone reservoirs (Heimdal Formation) with thin beds of clay becoming marly below 2390. Significant shows were encountered in the interval 2223 to 2236 m in the upper Heimdal Formation. The cuttings, sidewall and conventional cores corroborated the shows. Weak shows were recorded also on numerous sidewall cores between 2303 and 2604 m. However, other evidence did not substantiate these shows and the reservoir was assumed water wet below 2236 m. The Danian (2676 to 2735 m, Våle Formation) consisted of a sequence of thinly interbedded sandstones, clays, shales and chalky limestones. No shows were reported in this section. The Late Cretaceous section, from 2735 m to 3106 m, was predominantly limestone with thin interbeds of shale. Thin interbeds of sandstone were also noted. There were no shows in the Late Cretaceous.
    Three cores were cut. Core 1 was cut from 2236 to 2242 m with 100% recovery, core 2 was cut from 2336.6 to 2343.9 m with 42% recovery, and core 3 was cut from 2695.3 to 2699.3 m with 46% recovery.  No fluid samples were taken.
    The well was suspended on 26 October 1971 as a well with shows.
    Testing
    No drill stem test was performed.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    377.95
    4779.26

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    7336.0
    7356.0
    [ft ]
    2
    7666.0
    7670.0
    [ft ]
    3
    8843.0
    8849.0
    [ft ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    9.1
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1.0
    [ft]
    DC
    2.0
    [ft]
    DC
    3.0
    [ft]
    DC
    4.0
    [ft]
    DC
    5.0
    [ft]
    DC
    6.0
    [ft]
    DC
    7.0
    [ft]
    DC
    4100.0
    [ft]
    DC
    4200.0
    [ft]
    DC
    4250.0
    [ft]
    DC
    4300.0
    [ft]
    DC
    4360.0
    [ft]
    DC
    4390.0
    [ft]
    DC
    4510.0
    [ft]
    DC
    4600.0
    [ft]
    DC
    4690.0
    [ft]
    DC
    4780.0
    [ft]
    DC
    4900.0
    [ft]
    DC
    4990.0
    [ft]
    DC
    5110.0
    [ft]
    DC
    5200.0
    [ft]
    DC
    5290.0
    [ft]
    DC
    5410.0
    [ft]
    DC
    5500.0
    [ft]
    DC
    5590.0
    [ft]
    DC
    5680.0
    [ft]
    DC
    5740.0
    [ft]
    SWC
    5785.0
    [ft]
    SWC
    5800.0
    [ft]
    DC
    5920.0
    [ft]
    DC
    6010.0
    [ft]
    DC
    6030.0
    [ft]
    SWC
    6100.0
    [ft]
    DC
    6155.0
    [ft]
    SWC
    6190.0
    [ft]
    DC
    6215.0
    [ft]
    SWC
    6280.0
    [ft]
    DC
    6400.0
    [ft]
    DC
    6490.0
    [ft]
    DC
    6500.0
    [ft]
    SWC
    6545.0
    [ft]
    SWC
    6610.0
    [ft]
    DC
    6625.0
    [ft]
    SWC
    6653.0
    [ft]
    SWC
    6684.0
    [ft]
    SWC
    6700.0
    [ft]
    DC
    6779.0
    [ft]
    SWC
    6790.0
    [ft]
    DC
    6880.0
    [ft]
    DC
    6894.0
    [ft]
    SWC
    7000.0
    [ft]
    DC
    7100.0
    [ft]
    DC
    7200.0
    [ft]
    DC
    7250.0
    [ft]
    DC
    7300.0
    [ft]
    DC
    7320.0
    [ft]
    DC
    7400.0
    [ft]
    DC
    7490.0
    [ft]
    DC
    7590.0
    [ft]
    DC
    7620.0
    [ft]
    DC
    7640.0
    [ft]
    DC
    7660.0
    [ft]
    DC
    7668.0
    [ft]
    DC
    7690.0
    [ft]
    DC
    7730.0
    [ft]
    DC
    7760.0
    [ft]
    DC
    7780.0
    [ft]
    DC
    7800.0
    [ft]
    DC
    7820.0
    [ft]
    DC
    7840.0
    [ft]
    DC
    7860.0
    [ft]
    DC
    7880.0
    [ft]
    DC
    7900.0
    [ft]
    DC
    7920.0
    [ft]
    DC
    7940.0
    [ft]
    DC
    7960.0
    [ft]
    DC
    7980.0
    [ft]
    DC
    8000.0
    [ft]
    DC
    8010.0
    [ft]
    DC
    8050.0
    [ft]
    DC
    8090.0
    [ft]
    DC
    8130.0
    [ft]
    DC
    8150.0
    [ft]
    DC
    8190.0
    [ft]
    DC
    8210.0
    [ft]
    DC
    8230.0
    [ft]
    DC
    8270.0
    [ft]
    DC
    8300.0
    [ft]
    DC
    8340.0
    [ft]
    DC
    8380.0
    [ft]
    DC
    8400.0
    [ft]
    DC
    8420.0
    [ft]
    DC
    8460.0
    [ft]
    DC
    8494.0
    [ft]
    SWC
    8500.0
    [ft]
    DC
    8500.0
    [ft]
    DC
    8540.0
    [ft]
    DC
    8560.0
    [ft]
    DC
    8580.0
    [ft]
    DC
    8600.0
    [ft]
    DC
    8619.0
    [ft]
    DC
    8620.0
    [ft]
    DC
    8640.0
    [ft]
    DC
    8646.0
    [ft]
    DC
    8670.0
    [ft]
    DC
    8700.0
    [ft]
    DC
    8784.0
    [ft]
    SWC
    8820.0
    [ft]
    DC
    8834.0
    [ft]
    SWC
    8848.0
    [ft]
    C
    8860.0
    [ft]
    DC
    8920.0
    [ft]
    DC
    8940.0
    [ft]
    DC
    8960.0
    [ft]
    DC
    8980.0
    [ft]
    DC
    9000.0
    [ft]
    DC
    9100.0
    [ft]
    DC
    9200.0
    [ft]
    DC
    9290.0
    [ft]
    DC
    9400.0
    [ft]
    DC
    9500.0
    [ft]
    DC
    9600.0
    [ft]
    DC
    9617.0
    [ft]
    SWC
    9700.0
    [ft]
    DC
    9800.0
    [ft]
    DC
    9900.0
    [ft]
    DC
    10000.0
    [ft]
    DC
    10090.0
    [ft]
    SWC
    10090.0
    [ft]
    DC
    10100.0
    [ft]
    DC
    10150.0
    [ft]
    DC
    10197.0
    [ft]
    SWC
    10200.0
    [ft]
    DC
    10223.0
    [ft]
    SWC
    10250.0
    [ft]
    DC
    10260.0
    [ft]
    DC
    10260.0
    [ft]
    DC
    10288.0
    [ft]
    DC
    10390.0
    [ft]
    DC
    10490.0
    [ft]
    DC
    10580.0
    [ft]
    DC
    10620.0
    [ft]
    DC
    10690.0
    [ft]
    DC
    10710.0
    [ft]
    DC
    10780.0
    [ft]
    DC
    10780.0
    [ft]
    DC
    10790.0
    [ft]
    DC
    10850.0
    [ft]
    DC
    10880.0
    [ft]
    DC
    10890.0
    [ft]
    DC
    10940.0
    [ft]
    DC
    10990.0
    [ft]
    DC
    11020.0
    [ft]
    DC
    11090.0
    [ft]
    DC
    11100.0
    [ft]
    DC
    11130.0
    [ft]
    DC
    11170.0
    [ft]
    DC
    11190.0
    [ft]
    DC
    11210.0
    [ft]
    DC
    11260.0
    [ft]
    DC
    11280.0
    [ft]
    DC
    11290.0
    [ft]
    DC
    11390.0
    [ft]
    DC
    11430.0
    [ft]
    DC
    11440.0
    [ft]
    DC
    11470.0
    [ft]
    DC
    11470.0
    [ft]
    DC
    11480.0
    [ft]
    DC
    11550.0
    [ft]
    DC
    11570.0
    [ft]
    DC
    11580.0
    [ft]
    DC
    11670.0
    [ft]
    DC
    11680.0
    [ft]
    DC
    11730.0
    [ft]
    DC
    11753.0
    [ft]
    C
    11756.0
    [ft]
    DC
    11762.6
    [ft]
    C
    RRI
    11784.0
    [ft]
    DC
    11791.0
    [ft]
    DC
    11803.0
    [ft]
    DC
    11807.0
    [ft]
    DC
    11811.0
    [ft]
    DC
    11813.9
    [ft]
    C
    RRI
    11815.0
    [ft]
    DC
    11816.0
    [ft]
    C
    11816.0
    [ft]
    C
    11818.0
    [ft]
    DC
    11843.0
    [ft]
    DC
    11845.0
    [ft]
    DC
    11875.0
    [ft]
    DC
    11877.0
    [ft]
    DC
    11890.0
    [ft]
    DC
    11891.0
    [ft]
    DC
    11893.0
    [ft]
    C
    RRI
    11895.0
    [ft]
    DC
    11925.0
    [ft]
    C
    RRI
    11928.0
    [ft]
    C
    11933.0
    [ft]
    DC
    11940.0
    [ft]
    C
    11945.0
    [ft]
    C
    11946.0
    [ft]
    C
    RRI
    11949.0
    [ft]
    DC
    11970.0
    [ft]
    DC
    11978.0
    [ft]
    DC
    12000.0
    [ft]
    DC
    12000.0
    [ft]
    SWC
    12020.0
    [ft]
    DC
    12030.0
    [ft]
    DC
    12070.0
    [ft]
    DC
    12070.0
    [ft]
    DC
    12080.0
    [ft]
    DC
    12090.0
    [ft]
    DC
    12090.0
    [ft]
    SWC
    12140.0
    [ft]
    DC
    12170.0
    [ft]
    DC
    12200.0
    [ft]
    DC
    12270.0
    [ft]
    DC
    12310.0
    [ft]
    SWC
    12320.0
    [ft]
    DC
    12330.0
    [ft]
    SWC
    12370.0
    [ft]
    DC
    12390.0
    [ft]
    SWC
    12400.0
    [ft]
    DC
    12470.0
    [ft]
    DC
    12500.0
    [ft]
    DC
    12505.0
    [ft]
    SWC
    12510.0
    [ft]
    SWC
    12550.0
    [ft]
    DC
    12550.0
    [ft]
    SWC
    12560.0
    [ft]
    SWC
    12570.0
    [ft]
    DC
    12600.0
    [ft]
    DC
    12670.0
    [ft]
    DC
    12700.0
    [ft]
    DC
    12770.0
    [ft]
    DC
    12800.0
    [ft]
    SWC
    12850.0
    [ft]
    DC
    12870.0
    [ft]
    DC
    12900.0
    [ft]
    DC
    12970.0
    [ft]
    DC
    12990.0
    [ft]
    SWC
    13000.0
    [ft]
    DC
    13000.0
    [ft]
    DC
    13070.0
    [ft]
    DC
    13170.0
    [ft]
    DC
    13200.0
    [ft]
    DC
    13270.0
    [ft]
    DC
    13300.0
    [ft]
    SWC
    13350.0
    [ft]
    SWC
    13370.0
    [ft]
    DC
    13380.0
    [ft]
    SWC
    13400.0
    [ft]
    SWC
    13440.0
    [ft]
    SWC
    13450.0
    [ft]
    DC
    13450.0
    [ft]
    SWC
    13460.0
    [ft]
    DC
    13470.0
    [ft]
    DC
    13520.0
    [ft]
    DC
    13570.0
    [ft]
    DC
    13670.0
    [ft]
    DC
    13710.0
    [ft]
    DC
    13770.0
    [ft]
    DC
    13830.0
    [ft]
    DC
    13842.0
    [ft]
    SWC
    13870.0
    [ft]
    DC
    13970.0
    [ft]
    DC
    14000.0
    [ft]
    DC
    14070.0
    [ft]
    DC
    14100.0
    [ft]
    DC
    14180.0
    [ft]
    DC
    14200.0
    [ft]
    DC
    14270.0
    [ft]
    DC
    14300.0
    [ft]
    DC
    14370.0
    [ft]
    DC
    14400.0
    [ft]
    DC
    14470.0
    [ft]
    DC
    14500.0
    [ft]
    DC
    14500.0
    [ft]
    SWC
    14570.0
    [ft]
    DC
    14600.0
    [ft]
    DC
    14650.0
    [ft]
    SWC
    14670.0
    [ft]
    DC
    14670.0
    [ft]
    DC
    14700.0
    [ft]
    DC
    14770.0
    [ft]
    DC
    14800.0
    [ft]
    DC
    14860.0
    [ft]
    DC
    14870.0
    [ft]
    DC
    14900.0
    [ft]
    SWC
    14950.0
    [ft]
    SWC
    14970.0
    [ft]
    DC
    14980.0
    [ft]
    SWC
    15000.0
    [ft]
    DC
    15070.0
    [ft]
    DC
    15070.0
    [ft]
    DC
    15118.0
    [ft]
    DC
    15138.0
    [ft]
    DC
    15160.0
    [ft]
    DC
    15170.0
    [ft]
    DC
    15250.0
    [ft]
    DC
    15270.0
    [ft]
    DC
    15275.0
    [ft]
    DC
    15350.0
    [ft]
    DC
    15370.0
    [ft]
    DC
    15430.0
    [ft]
    DC
    15470.0
    [ft]
    DC
    15540.0
    [ft]
    DC
    15570.0
    [ft]
    DC
    15670.0
    [ft]
    DC
    109800.0
    [ft]
    DC

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.29

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    3.45
    pdf
    4.63

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    BHC
    1313
    3122
    CAL
    2695
    3073
    DIL
    1314
    2704
    GR
    149
    1313
    IES
    2134
    3125

  • 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
    149.0
    36
    155.0
    0.00
    SURF.COND.
    20
    364.0
    26
    378.0
    0.00
    INTERM.
    13 3/8
    1310.0
    17 1/2
    1330.0
    0.00
    INTERM.
    9 5/8
    2679.0
    12 1/4
    2703.0
    0.00