Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
31.10.2024 - 01:27
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6506/11-1

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.
    6506/11-1
    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.
    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
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    6506/11-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST 8403 - 860 SP. 622
    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.
    569-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    93
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    30.12.1987
    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.
    31.03.1988
    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.
    31.03.1990
    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.
    02.03.2004
    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 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).
    29.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    246.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4679.0
    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).
    4672.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    10
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    143
    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° 11' 4.49'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    6° 39' 53.88'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7231229.82
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    390662.03
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1216

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6506/11-1 was designed to prove hydrocarbons in the G-structure in the easternmost part of block 6506/11 close to Smørbukk Field. The primary purpose of the well was to prove significant hydrocarbon accumulations in the Middle-Early Jurassic reservoirs. Secondary targets were sands of Cretaceous age, especially the Lysing Formation that has been proven to be oil-bearing in the area. The well should also test the hypothesis of a western ultra-high pore pressure area, verify the geophysical and structural interpretation and to improve the geological, paleontological, and geochemical understanding of the area. Total depth was planned 200 m into the coal-bearing Åre Formation.
    Operations and results
    Wildcat well 6506/11-1 was spudded with Smedvig Drilling semi-submersible installation Dyvi Delta on 30 December 1987 and drilled to TD at 4679 m in the Early Jurassic Åre Formation. The well was drilled with spud mud down to590 m, with gypsum/polymer mud from 590 m to 3500 m, and with Ligno/Lignite/Gel mud from 3500 m to TD. Shallow gas was present between 613 m and 618 m. The drilling generally went without problems. The Lysing Formation sandstone was thinner than expected in this location. It was water bearing with weak shows only. In the lower part of the Lange Formation an 85 m sequence of sandstone with poor porosity and interbedded claystones was encountered.  Weak shows were recorded in the sandstones and the sequence proved to be gas-bearing.  The Fangst Group prospect came in as prognosed, but did not indicate hydrocarbons except for poor to fair shows. Logs showed that it was water-bearing. High pressure was registered. This is typical for water-bearing holes on Haltenbanken. Four cores were cut in the well; two in the Garn Formation from 4140 m to 4195 m; one in the Ile Formation in the interval 4262 m to 4274 m; and one core in the Ror/Tilje Formations from 4477 m to 4504 m. No wire line fluid samples were taken. The well was permanently abandoned on 31 March 1988 as a well with shows.
    Testing
    One DST test was performed in the lower Cretaceous, with perforated intervals 3727 m to 3730 m and 3741 m to 3745 m in the lower part of the Lange Formation. It produced 690 Sm3 gas / day through a 12.7 mm choke. Gas gravity was 0.645 (air =1)

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    600.00
    4677.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    4140.0
    4167.5
    [m ]
    2
    4167.5
    4195.5
    [m ]
    3
    4262.0
    4273.5
    [m ]
    4
    4483.0
    4505.3
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    89.3
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 4140-4145m
    Kjerne bilde med dybde: 4145-4150m
    Kjerne bilde med dybde: 4150-4155m
    Kjerne bilde med dybde: 4155-4160m
    Kjerne bilde med dybde: 4160-4165m
    4140-4145m
    4145-4150m
    4150-4155m
    4155-4160m
    4160-4165m
    Kjerne bilde med dybde: 4165-4167m
    Kjerne bilde med dybde: 4167-4172m
    Kjerne bilde med dybde: 4172-4177m
    Kjerne bilde med dybde: 4177-4182m
    Kjerne bilde med dybde: 4182-4187m
    4165-4167m
    4167-4172m
    4172-4177m
    4177-4182m
    4182-4187m
    Kjerne bilde med dybde: 4187-4192m
    Kjerne bilde med dybde: 4192-4195m
    Kjerne bilde med dybde: 4262-4267m
    Kjerne bilde med dybde: 4267-4272m
    Kjerne bilde med dybde: 4272-4273m
    4187-4192m
    4192-4195m
    4262-4267m
    4267-4272m
    4272-4273m
    Kjerne bilde med dybde: 4477-4482m
    Kjerne bilde med dybde: 4482-4487m
    Kjerne bilde med dybde: 4487-4492m
    Kjerne bilde med dybde: 4492-4497m
    Kjerne bilde med dybde: 4497-4502m
    4477-4482m
    4482-4487m
    4487-4492m
    4492-4497m
    4497-4502m
    Kjerne bilde med dybde: 4502-4505m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    4502-4505m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1890.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1910.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1920.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1940.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1950.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1970.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1980.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2000.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2010.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2020.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2060.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2070.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2090.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2110.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2120.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2130.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2150.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2170.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2202.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2206.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2269.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2290.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2338.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2356.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2356.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2365.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2400.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2418.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2427.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2445.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2455.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2463.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2465.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2481.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2499.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2517.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2526.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2544.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2562.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2580.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2616.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2634.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2652.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2670.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2685.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2700.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2712.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2716.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2724.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2748.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2763.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2766.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2773.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2778.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2796.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2808.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2826.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2838.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2856.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2868.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2886.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2898.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2928.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2946.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2958.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2976.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2988.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3018.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3036.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3048.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3066.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3078.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3096.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3108.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3136.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    3138.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3156.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3185.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    3198.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3207.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    3217.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    3228.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3250.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    3260.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    3276.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3288.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3306.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3318.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3336.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3348.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3366.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3378.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3396.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3408.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3426.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3438.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3456.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3468.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3486.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3498.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3546.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3558.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3576.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3588.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3606.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3618.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3636.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3648.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3666.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3678.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3696.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3710.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    3726.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3738.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3756.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3768.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3786.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3867.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3906.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3927.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3936.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3957.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3966.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3987.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3996.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4017.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4026.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4047.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4056.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4077.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4086.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4107.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4116.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4140.0
    [m]
    C
    STRAT
    4146.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4147.0
    [m]
    C
    STRAT
    4150.7
    [m]
    C
    STRAT
    4153.7
    [m]
    C
    STRAT
    4155.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4158.1
    [m]
    C
    STRAT
    4161.5
    [m]
    C
    STRAT
    4165.7
    [m]
    C
    STRAT
    4166.3
    [m]
    C
    STRAT
    4167.9
    [m]
    C
    STRAT
    4170.5
    [m]
    C
    STRAT
    4175.6
    [m]
    C
    STRAT
    4179.7
    [m]
    C
    STRAT
    4193.5
    [m]
    C
    STRAT
    4227.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4245.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4264.0
    [m]
    C
    STRAT
    4265.9
    [m]
    C
    STRAT
    4268.2
    [m]
    C
    STRAT
    4270.8
    [m]
    C
    STRAT
    4287.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4305.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4317.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4335.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4347.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4365.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4377.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4392.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4404.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4425.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4437.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4455.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4467.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4476.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4477.0
    [m]
    C
    STRAT
    4479.0
    [m]
    C
    STRAT
    4479.5
    [m]
    C
    STRAT
    4483.7
    [m]
    C
    STRAT
    4487.9
    [m]
    C
    STRAT
    4489.7
    [m]
    C
    STRAT
    4493.0
    [m]
    C
    STRAT
    4495.2
    [m]
    C
    STRAT
    4505.2
    [m]
    C
    STRAT
    4524.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4578.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4614.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4623.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4626.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4632.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4635.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4641.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4644.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4650.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4653.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4656.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4659.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4662.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4665.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4668.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4674.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4677.0
    [m]
    DC
    STRAT

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.76

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.60

  • 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
    0.25
    pdf
    0.31

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    13.72

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3741
    3745
    9.5
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    30.000
    20.000
    122
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    690
    0.645

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CARBON OXYGEN
    3150
    3250
    CBL VDL
    246
    2067
    CBL VDL
    3580
    4120
    CDL CN SPL GR
    2067
    4118
    CDL SN SPL GR
    4120
    4671
    DIEL- SPC
    3150
    3250
    DIFL AC GR CDL CN
    2067
    4132
    DIFL ACL GR
    4120
    4678
    DIFL ACL GR CDL
    584
    2083
    HP FMT GR
    4150
    4570
    HRDIP
    4121
    4678
    MWD - GR RES ROP DIR
    246
    4679
    SWC
    2190
    4034
    VSP
    600
    4640

  • 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
    372.0
    36
    372.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    586.0
    26
    590.0
    1.47
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2071.0
    17 1/2
    2088.0
    1.87
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    4124.0
    12 1/4
    4138.0
    2.16
    LOT
    OPEN HOLE
    4679.0
    8 1/2
    4679.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    325
    1.03
    WATER BASED
    29.03.1988
    325
    1.03
    WATER BASED
    30.03.1988
    325
    0.00
    WATER BASED
    05.04.1988
    372
    1.07
    WATER BASED
    04.01.1988
    387
    1.03
    WATER BASED
    04.01.1988
    410
    1.05
    WATER BASED
    04.01.1988
    456
    1.03
    WATER BASED
    04.01.1988
    490
    1.07
    WATER BASED
    05.01.1988
    530
    1.45
    20.0
    9.5
    WATER BASED
    28.03.1988
    560
    1.03
    WATER BASED
    08.01.1988
    590
    1.08
    WATER BASED
    06.01.1988
    590
    1.08
    WATER BASED
    07.01.1988
    615
    1.30
    12.0
    4.5
    WATER BASED
    11.01.1988
    685
    1.45
    18.0
    4.0
    WATER BASED
    28.03.1988
    742
    1.30
    12.0
    4.5
    WATER BASED
    11.01.1988
    1124
    1.30
    15.0
    5.5
    WATER BASED
    11.01.1988
    1124
    1.30
    14.0
    4.5
    WATER BASED
    11.01.1988
    1343
    1.30
    14.0
    5.0
    WATER BASED
    12.01.1988
    1509
    1.40
    15.0
    5.0
    WATER BASED
    13.01.1988
    2000
    1.45
    18.0
    5.0
    WATER BASED
    28.03.1988
    2029
    1.40
    16.0
    7.5
    WATER BASED
    14.01.1988
    2088
    1.45
    17.0
    6.5
    WATER BASED
    15.01.1988
    2088
    1.45
    5200.0
    7.0
    WATER BASED
    18.01.1988
    2088
    1.45
    5100.0
    6.0
    WATER BASED
    18.01.1988
    2091
    1.67
    5900.0
    12.0
    WATER BASED
    18.01.1988
    2300
    1.75
    5400.0
    6.0
    WATER BASED
    19.01.1988
    2300
    1.75
    5200.0
    7.0
    WATER BASED
    20.01.1988
    2300
    1.75
    7000.0
    17.5
    WATER BASED
    21.01.1988
    2300
    1.75
    7000.0
    13.0
    WATER BASED
    22.01.1988
    2300
    1.75
    22.0
    14.0
    WATER BASED
    25.01.1988
    2300
    1.75
    22.0
    12.0
    WATER BASED
    25.01.1988
    2300
    1.75
    24.0
    11.0
    WATER BASED
    26.01.1988
    2300
    1.75
    24.0
    13.0
    WATER BASED
    27.01.1988
    2300
    1.75
    28.0
    14.0
    WATER BASED
    28.01.1988
    2300
    1.75
    27.0
    14.0
    WATER BASED
    29.01.1988
    2300
    1.75
    25.0
    27.0
    WATER BASED
    01.02.1988
    2300
    1.75
    24.0
    13.5
    WATER BASED
    01.02.1988
    2300
    1.75
    26.0
    14.0
    WATER BASED
    02.02.1988
    2300
    1.75
    26.0
    12.5
    WATER BASED
    03.02.1988
    2300
    1.75
    32.0
    11.0
    WATER BASED
    05.02.1988
    2300
    1.75
    26.0
    8.0
    WATER BASED
    08.02.1988
    2300
    1.75
    22.0
    6.0
    WATER BASED
    08.02.1988
    2300
    1.75
    26.0
    8.0
    WATER BASED
    09.02.1988
    2300
    1.80
    26.0
    9.0
    WATER BASED
    10.02.1988
    2300
    1.80
    23.0
    8.0
    WATER BASED
    11.02.1988
    2300
    1.80
    27.0
    8.0
    WATER BASED
    15.02.1988
    2300
    1.80
    29.0
    8.0
    WATER BASED
    15.02.1988
    2300
    1.80
    26.0
    7.0
    WATER BASED
    15.02.1988
    2300
    1.80
    27.0
    9.0
    WATER BASED
    17.02.1988
    2300
    1.75
    26.0
    7.0
    WATER BASED
    08.02.1988
    2300
    1.80
    29.0
    8.0
    WATER BASED
    12.02.1988
    2300
    1.80
    25.0
    8.0
    WATER BASED
    16.02.1988
    2300
    1.80
    25.0
    7.5
    WATER BASED
    18.02.1988
    3121
    1.80
    WATER BASED
    24.03.1988
    3121
    1.80
    20.0
    4.0
    WATER BASED
    25.03.1988
    3699
    1.85
    22.0
    5.0
    WATER BASED
    22.03.1988
    3699
    1.85
    22.0
    5.0
    WATER BASED
    21.03.1988
    3699
    1.85
    24.0
    4.0
    WATER BASED
    24.03.1988
    3727
    1.95
    29.0
    5.0
    WATER BASED
    21.03.1988
    3727
    1.95
    26.0
    4.0
    WATER BASED
    21.03.1988
    3768
    1.75
    16.0
    3.0
    WATER BASED
    09.03.1988
    3770
    1.75
    26.0
    4.5
    WATER BASED
    14.03.1988
    3770
    1.85
    23.0
    3.5
    WATER BASED
    14.03.1988
    3770
    1.85
    30.0
    3.5
    WATER BASED
    15.03.1988
    3770
    1.85
    32.0
    4.5
    WATER BASED
    16.03.1988
    3770
    1.95
    22.0
    4.0
    WATER BASED
    17.03.1988
    3770
    1.95
    27.0
    5.0
    WATER BASED
    18.03.1988
    3770
    1.75
    14.0
    1.5
    WATER BASED
    14.03.1988
    3777
    1.75
    15.0
    2.0
    WATER BASED
    10.03.1988
    3777
    1.75
    15.0
    2.0
    WATER BASED
    11.03.1988
    3956
    1.88
    23.0
    4.0
    WATER BASED
    08.03.1988
    4050
    1.80
    26.0
    6.0
    WATER BASED
    19.02.1988
    4050
    1.80
    26.0
    6.5
    WATER BASED
    22.02.1988
    4050
    1.80
    25.0
    7.0
    WATER BASED
    22.02.1988
    4138
    1.80
    25.0
    6.5
    WATER BASED
    22.02.1988
    4138
    1.80
    22.0
    5.0
    WATER BASED
    23.02.1988
    4150
    1.88
    21.0
    5.0
    WATER BASED
    07.03.1988
    4150
    1.88
    20.0
    5.0
    WATER BASED
    07.03.1988
    4167
    1.88
    27.0
    9.0
    WATER BASED
    29.02.1988
    4167
    1.88
    25.0
    4.5
    WATER BASED
    29.02.1988
    4167
    1.88
    21.0
    4.5
    WATER BASED
    29.02.1988
    4167
    1.88
    24.0
    6.5
    WATER BASED
    01.03.1988
    4167
    1.88
    20.0
    5.0
    WATER BASED
    02.03.1988
    4167
    1.88
    21.0
    5.0
    WATER BASED
    03.03.1988
    4168
    1.86
    23.0
    5.0
    WATER BASED
    24.02.1988
    4168
    1.88
    27.0
    7.0
    WATER BASED
    26.02.1988
    4195
    1.88
    22.0
    5.0
    WATER BASED
    25.02.1988

  • 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
    0.29