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

6406/2-7

Eksport: PDF ikon PDF

  • Generell informasjon
    Generell informasjon
    Attributt Verdi
    Brønnbane navn
    Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    6406/2-7
    Type
    Brønnbanetype. Lovlige verdier: EXPLORATION, DEVELOPMENT, OTHER (se 'Formål' for mer informasjon)
    EXPLORATION
    Formål
    Endelig klassifisering av brønnbanen.

    Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS.

    Lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner:
    OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION, INJECTION-CCS, OBSERVATION-CCS.

    Lovlig verdier for andre brønnbaner:
    SOIL DRILLING (boring ifm trase og andre grunnundersøkelser som gjøres for å undersøke grunnforholdene i forkant av plassering av innretninger),
    SHALLOW GAS (undersøke grunn gass før første boring på lokasjon),
    PILOT (undersøke geologi og væskekontakter for plassering av hovedbrønnbanen),
    SCIENTIFIC (bores ihhtLov om vitenskapelige undersøkelser),
    STRATIGRAPHIC (bores ihht Petroleumsloven §2-1).
    WILDCAT
    Status
    Status for brønnbanen. Lovlige verdier:

    BLOWOUT: Det har vært blowout i brønnen.
    CLOSED: Utvinningsbrønnbane som er stengt for produksjon/injeksjon i kortere eller lengre periode. Statusen er også brukt på ferdig borete brønnbaner, der månedlig produksjon/injeksjon ikke har blitt rapportert enda.
    DRILLING: Brønnen er i borefasen. Kan være i aktiv boring, logging, testing eller plugging.
    JUNKED: Boringen ble avsluttet pga tekniske problemer,
    P&A: For letebrønnbane: brønnbanen er plugget og forlatt, og kan ikke re-entres for videre bruk. For utvinningsbrønnbane: produksjon/injeksjon er avsluttet og brønnen er plugget. Brønnhodet er fjernet eller på annet vis gjort utilgjengelig for nye brønnoperasjoner.
    PLUGGED: Brønnbane som er plugget, men øvre deler av brønnbanen kan brukes til å bore nye sidesteg mot nye boremål.
    PRODUCING: Det ble produsert fra brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    INJECTING: Det ble injisert i brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    SUSPENDED: Brønnbane der boringen er midlertidig stoppet. Rettighetshaverne planlegger å fortsette boringen på et senere tidspunkt.
    WILL NEVER BE DRILLED: Brønnbane som er registrert med navn og WellID av Sokkeldirektoratet, men som av ulike årsaker ikke vil bli boret.
    P&A
    Pressemelding
    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.
    6406/2-7
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    HMW-94 LINE 1588 X-OVER LINE 1277
    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.
    Saga Petroleum ASA
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    965-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    96
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    22.09.1999
    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.
    26.12.1999
    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.
    01.10.2014
    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.
    26.12.2001
    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.
    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.
    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.
    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.
    YES
    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
    2. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.
    MIDDLE JURASSIC
    2. nivå med hydrokarboner, formasjon
    Navn på litostratigrafisk enhet, 2. 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.
    ILE FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    24.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    293.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4981.0
    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).
    4977.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    5.7
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    177
    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.
    TILJE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    64° 50' 22.89'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    6° 20' 31.18'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7193415.64
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    373929.11
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    3878

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6406/2-7 was the fourth wildcat drilled in the PL 199 license. The well was drilled on the eastern part of the Erlend structure in the western part of block 6406/2, southwest of the Kristin Field and northwest of the 6406/2-6 Ragnfrid discovery on Haltenbanken. The Erlend structure is an easterly dipping segmented horst. Well 6406/2-7 was drilled high on the Erlend structure's southeastern high. The main objective of well 6406/2-7 was to test the hydrocarbon potential of the Erlend structure within the Early to Middle Jurassic Fangst and Båt Group sandstones. Late Cretaceous Lysing and Lange sandstones were secondary targets for the well.
    Operations and results
    Wildcat well 6406/2-7 was spudded with the semi-submersible installation "Transocean Arctic" on 22 September 1999 and drilled to TD at 4981 m (4977 m TVD) in the Early Jurassic Tilje Formation. Shallow gas was not encountered in this well. Drilling went without major problems, but leakage in the 7" liner lap led to 8 days NPT. The well was drilled with water based bentonite mud down to 1406 m, with water based KCl mud from 1406 m to 2719 m, and with oil base mud from 2719 m to TD. Pore pressures of the Jurassic units were very high, reaching a gradient of 1.99 g/cc BMW in the upper part of the Garn Formation, and the overpressures in lower Tofte and lower Ile Formations were the highest measured in the area to date. The main result of well 6406/2-7 was the Erlend discovery of gas/condensate in the Garn and Ile Formations as proven by a DST in Garn and further MDT fluid samples in both formations. Increasing amounts of gas were measured in MDT samples upwards in Tofte Formation. In addition there were good indications of hydrocarbons in Lower Lange sandstones, but no hydrocarbon fluid samples were obtained from these units due to poor reservoir quality. The Tilje Formation appeared to be water bearing in the well position. Three conventional cores covering an 81,5 m section were cut in Not, Ile and Tofte Formations, with 97.4 % recovery. MDT samples were collected from the Garn (4558.5 m), Ile (4614.4 m and 4637.6 m), and Tofte (4712 m, 4721,7 m and 4738 m) Formations. The samples from the Garn, Upper Ile and Upper Tofte Formations contained free hydrocarbons. The deepest sample from 4738.0 m in Tofte was from a water column, whereas the other two sampled depths were in a transition zone. The samples collected from the lower Ile and Tofte Formations contained water. The well was suspended for possible later side-tracking as a gas and condensate discovery on 26 December 1999.
    Testing
    The well was production tested from perforation interval 4558-4573 m in the Garn Formation. At the end of the flow period rates were measured to 496000 Sm3/D gas and 678 Sm3/D condensate (12.7 mm choke). The Gas to Oil Ratio at separator conditions 40 bar and 40 deg C was 746 Sm3/Sm3.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1410.00
    4980.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    4573.0
    4599.3
    [m ]
    2
    4625.0
    4656.9
    [m ]
    3
    4709.0
    4730.2
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    79.3
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 4573-4578m
    Kjerne bilde med dybde: 4578-4583m
    Kjerne bilde med dybde: 4583-4588m
    Kjerne bilde med dybde: 4588-4593m
    Kjerne bilde med dybde: 4593-4598m
    4573-4578m
    4578-4583m
    4583-4588m
    4588-4593m
    4593-4598m
    Kjerne bilde med dybde: 4598-4628m
    Kjerne bilde med dybde: 4628-4633m
    Kjerne bilde med dybde: 4633-4638m
    Kjerne bilde med dybde: 4638-4643m
    Kjerne bilde med dybde: 4643-4648m
    4598-4628m
    4628-4633m
    4633-4638m
    4638-4643m
    4643-4648m
    Kjerne bilde med dybde: 4648-4653m
    Kjerne bilde med dybde: 4653-4710m
    Kjerne bilde med dybde: 4710-4715m
    Kjerne bilde med dybde: 4715-4720m
    Kjerne bilde med dybde: 4720-4725m
    4648-4653m
    4653-4710m
    4710-4715m
    4715-4720m
    4720-4725m
    Kjerne bilde med dybde: 4725-4730m
    Kjerne bilde med dybde: 4730-4730m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    4725-4730m
    4730-4730m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1420.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1440.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1460.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1480.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1500.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1540.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1560.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1580.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1600.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1620.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1640.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1660.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1680.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1700.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1720.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1740.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1760.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1780.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1800.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1840.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1860.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1900.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1920.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1940.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1960.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1980.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2000.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2020.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2040.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2060.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2080.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2100.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2120.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2140.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2160.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2180.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2200.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2220.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2240.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2260.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2280.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2300.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2320.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2340.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2360.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2380.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2400.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2420.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2440.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2460.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2480.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2500.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2520.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2540.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2560.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2580.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2620.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2640.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2660.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2680.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2700.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2720.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2740.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2760.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2780.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2800.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2820.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2840.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2860.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2880.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2895.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2920.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2940.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2960.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2980.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3000.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3020.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3040.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3060.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3080.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3100.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3120.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3140.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3160.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3180.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3200.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3220.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3240.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3260.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3280.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3300.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3320.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3340.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3360.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3380.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3400.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3420.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3440.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3460.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3480.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3500.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3508.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    3520.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3522.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    3532.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    3560.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3580.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3600.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3620.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3640.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3660.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3680.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3700.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3720.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3740.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3742.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    3780.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3782.5
    [m]
    SWC
    STRAT
    3800.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3820.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3840.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3860.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3880.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3900.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3920.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3940.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3955.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3980.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4000.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4020.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4040.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4055.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4080.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4100.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4120.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4140.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4160.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4180.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4200.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4220.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4240.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4260.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4280.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4300.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4320.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4340.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4360.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4380.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4389.5
    [m]
    SWC
    STRAT
    4390.5
    [m]
    SWC
    STRAT
    4400.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4420.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4440.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4460.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4480.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4500.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4500.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    4520.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4530.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4540.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4555.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4560.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4576.5
    [m]
    C
    STRAT
    4577.1
    [m]
    C
    STRAT
    4578.0
    [m]
    C
    STRAT
    4583.0
    [m]
    C
    STRAT
    4588.0
    [m]
    C
    STRAT
    4590.0
    [m]
    C
    STRAT
    4592.0
    [m]
    C
    STRAT
    4594.4
    [m]
    C
    STRAT
    4595.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4598.0
    [m]
    C
    STRAT
    4602.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4625.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4632.3
    [m]
    C
    STRAT
    4640.5
    [m]
    C
    STRAT
    4645.0
    [m]
    C
    STRAT
    4650.0
    [m]
    C
    STRAT
    4654.7
    [m]
    C
    STRAT
    4668.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4695.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4704.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4705.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    4709.9
    [m]
    C
    STRAT
    4712.5
    [m]
    C
    STRAT
    4714.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    4716.6
    [m]
    C
    STRAT
    4737.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4746.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4773.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4800.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4818.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4839.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4852.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    4866.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4884.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4902.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4925.5
    [m]
    SWC
    STRAT
    4927.5
    [m]
    SWC
    STRAT
    4929.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4932.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4938.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4947.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4956.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4974.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4980.0
    [m]
    DC
    STRAT

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.85

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.74
    pdf
    1.85
    pdf
    1.96
    pdf
    1.95
    pdf
    1.32
    pdf
    0.77
    pdf
    1.52

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    .pdf
    6.32
    .pdf
    48.14

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    4558
    4573
    0.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    50.000
    78.000
    164
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    678
    496000
    0.806
    731

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    AITB IPLT
    2710
    4463
    AITB IPLT DSI AMS
    4465
    4807
    HALS PEX DSI
    1401
    2713
    LDT AMS GR
    4465
    4579
    MDT AMS GR
    4559
    4559
    MDT AMS GR
    4560
    4742
    MDT GR
    2710
    4390
    MDT GR
    4560
    4712
    MDT GR
    4742
    4928
    MLWD - CDR ISONIC
    2710
    4579
    MLWD - CDR ISONIC ADN
    4465
    4712
    MSCT GR
    2895
    4429
    MSCT GR
    4500
    4928
    MSCT GR
    4500
    4802
    MWD - MPR
    317
    2713
    VSP
    0
    0

  • 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
    379.0
    36
    379.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    18 5/8
    1399.0
    24
    1406.0
    1.80
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2707.0
    17 1/2
    2719.0
    1.96
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    4458.0
    12 1/4
    4464.0
    2.18
    LOT
    LINER
    7
    4981.0
    8 1/2
    4981.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    512
    1.03
    WATER BASED
    1406
    1.05
    WATER BASED
    1406
    1.39
    22.0
    KCL MUD
    1463
    1.39
    19.0
    KCL MUD
    2562
    1.68
    35.0
    KCL MUD
    2719
    1.68
    50.0
    OIL BASED
    3648
    1.72
    44.0
    OIL BASED
    4040
    1.72
    43.0
    OIL BASED
    4200
    1.86
    52.0
    OIL BASED
    4315
    1.86
    48.0
    OIL BASED
    4401
    1.86
    48.0
    OIL BASED
    4417
    1.87
    46.0
    OIL BASED
    4463
    1.87
    46.0
    OIL BASED
    4464
    1.88
    47.0
    OIL BASED
    4469
    2.04
    50.0
    OIL BASED
    4555
    2.04
    50.0
    OIL BASED
    4573
    2.04
    50.0
    OIL BASED
    4594
    2.06
    51.0
    OIL BASED
    4600
    2.06
    53.0
    OIL BASED
    4625
    2.06
    54.0
    OIL BASED
    4729
    2.06
    55.0
    OIL BASED
    4930
    1.35
    BRINE
    4930
    2.06
    14.0
    OIL BASED
    4981
    2.06
    56.0
    OIL BASED

  • 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
    0.23