Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
25.11.2024 - 01:30
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6305/5-1

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.
    6305/5-1
    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
    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.
    6305/5-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    inline 2153 & x-line 4757
    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.
    Norsk Hydro Produksjon AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    900-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    73
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    27.07.1997
    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.
    07.10.1997
    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.
    07.10.1999
    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.
    15.11.2001
    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
    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.
    PALEOCENE
    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.
    EGGA FM (INFORMAL)
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    26.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    888.5
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3053.0
    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).
    3052.8
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    13
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    81
    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.
    NISE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    63° 32' 27.5'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    5° 20' 14.9'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7048160.15
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    616189.14
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    3144

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6305/5-1 was an exploration well which was committed to test the reservoir potential on the Tertiary sequence in the 209 license off shore Mid Norway. The targets were Paleocene, with a sand ("Egga Member") in the Tang Formation as the primary target. The objectives were to test the reservoir potential and seals within the prospects, and to obtain critical information on drilling hazards in ooze sediments. Further, the well should provide an optimal seismic tie to the subsurface and to understand the seismic response to the rock properties and fluid fill.
    Operations and results
    Wildcat well 6305/5-1 was spudded with the semi-submersible installation "Ocean Alliance" on 27 July 1997 and drilled to a total depth of 3053 m in the Nise Formation. The well was drilled water based with KCl brine down to 1544 m and with KCL polymer mud from 1544 m to TD. No problems were experienced in the ooze sediment. Normal pressure was observed through the Brygge Formation. Hole stability problems were experienced in the lower part of the Hordaland Group from 2090 m down to top Tare Formation ("the green shale"). The well proved gas in the "Egga Member" sand, which made it the discovery well for the gigantic Ormen Lange gas discovery. Geochemical analyses of the gas show 95% methane. No potential reservoir sandstone was encountered in the Tare Formation, penetrated at 2327 m. Reservoir sand was encountered in the "Egga Member" of the Tang Formation, penetrated at 2718 m and in the Springar Formation, penetrated at 2780 m. The upper part of the "Egga Member", from 2718 m to 2771 m, consist of a blocky sand. The lower part of the "Egga Member", from 2771 m to 2780 m consists of interbedded sands and mudstone. The upper part of the Springar Formation consists of interbedded sands and mudstones, with a thickening and upwards trend. Six cores were cut through the Tang Formation from 2730 m to 2840.5 m. Five MDT gas samples were taken in the Egga member reservoir sands from 2747 to 2789.1 m. The well was temporarily plugged and abandoned as a gas discovery on 7 October 1997.
    Testing
    No DST was performed

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1550.00
    3055.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2730.0
    2748.6
    [m ]
    2
    2749.0
    2767.0
    [m ]
    3
    2767.5
    2771.8
    [m ]
    4
    2771.8
    2783.9
    [m ]
    5
    2785.0
    2791.9
    [m ]
    6
    2792.0
    2816.3
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    84.2
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2730-2735m
    Kjerne bilde med dybde: 2735-2740m
    Kjerne bilde med dybde: 2740-2745m
    Kjerne bilde med dybde: 2745-2748m
    Kjerne bilde med dybde: 2749-2754m
    2730-2735m
    2735-2740m
    2740-2745m
    2745-2748m
    2749-2754m
    Kjerne bilde med dybde: 2754-2759m
    Kjerne bilde med dybde: 2759-2764m
    Kjerne bilde med dybde: 2764-2767m
    Kjerne bilde med dybde: 2767-2771m
    Kjerne bilde med dybde: 2771-2776m
    2754-2759m
    2759-2764m
    2764-2767m
    2767-2771m
    2771-2776m
    Kjerne bilde med dybde: 2776-2781m
    Kjerne bilde med dybde: 2781-2783m
    Kjerne bilde med dybde: 2785-2790m
    Kjerne bilde med dybde: 2790-2792m
    Kjerne bilde med dybde: 2792-2797m
    2776-2781m
    2781-2783m
    2785-2790m
    2790-2792m
    2792-2797m
    Kjerne bilde med dybde: 2797-2802m
    Kjerne bilde med dybde: 2802-2807m
    Kjerne bilde med dybde: 2807-2812m
    Kjerne bilde med dybde: 2812-2816m
    Kjerne bilde med dybde:  
    2797-2802m
    2802-2807m
    2807-2812m
    2812-2816m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    0.2
    [m]
    DC
    OD
    1550.0
    [m]
    DC
    OD
    1560.0
    [m]
    DC
    OD
    1570.0
    [m]
    DC
    OD
    1574.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1580.0
    [m]
    DC
    OD
    1586.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1590.0
    [m]
    DC
    OD
    1599.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1600.0
    [m]
    DC
    OD
    1610.0
    [m]
    DC
    OD
    1611.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1620.0
    [m]
    DC
    OD
    1630.0
    [m]
    DC
    OD
    1631.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1640.0
    [m]
    DC
    OD
    1641.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1650.0
    [m]
    DC
    OD
    1654.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1659.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1660.0
    [m]
    DC
    OD
    1666.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1670.0
    [m]
    DC
    OD
    1676.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1680.0
    [m]
    DC
    OD
    1687.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1690.0
    [m]
    DC
    OD
    1696.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1700.0
    [m]
    DC
    OD
    1706.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1710.0
    [m]
    DC
    OD
    1716.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1720.0
    [m]
    DC
    OD
    1728.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1730.0
    [m]
    DC
    OD
    1733.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1736.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1740.0
    [m]
    DC
    OD
    1746.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1750.0
    [m]
    DC
    OD
    1756.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1760.0
    [m]
    DC
    OD
    1766.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1770.0
    [m]
    DC
    OD
    1780.0
    [m]
    DC
    OD
    1781.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1790.0
    [m]
    DC
    OD
    1799.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1800.0
    [m]
    DC
    OD
    1810.0
    [m]
    DC
    OD
    1814.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1820.0
    [m]
    DC
    OD
    1828.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1830.0
    [m]
    DC
    OD
    1840.0
    [m]
    DC
    OD
    1841.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1846.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1850.0
    [m]
    DC
    OD
    1860.0
    [m]
    DC
    OD
    1861.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1866.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1870.0
    [m]
    DC
    OD
    1880.0
    [m]
    DC
    OD
    1890.0
    [m]
    DC
    OD
    1900.0
    [m]
    DC
    OD
    1910.0
    [m]
    DC
    OD
    1920.0
    [m]
    DC
    OD
    1920.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1930.0
    [m]
    DC
    OD
    1931.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1940.0
    [m]
    DC
    OD
    1943.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1950.0
    [m]
    DC
    OD
    1960.0
    [m]
    DC
    OD
    1961.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1970.0
    [m]
    DC
    OD
    1980.0
    [m]
    DC
    OD
    1981.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1986.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1990.0
    [m]
    DC
    OD
    1996.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2000.0
    [m]
    DC
    OD
    2005.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2010.0
    [m]
    DC
    OD
    2011.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2016.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2020.0
    [m]
    DC
    OD
    2026.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2030.0
    [m]
    DC
    OD
    2040.0
    [m]
    DC
    OD
    2041.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2050.0
    [m]
    DC
    OD
    2060.0
    [m]
    DC
    OD
    2070.0
    [m]
    DC
    OD
    2071.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2080.0
    [m]
    DC
    OD
    2081.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2090.0
    [m]
    DC
    OD
    2091.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2100.0
    [m]
    DC
    OD
    2101.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2110.0
    [m]
    DC
    OD
    2111.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2116.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2120.0
    [m]
    DC
    OD
    2121.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2126.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2130.0
    [m]
    DC
    OD
    2131.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2140.0
    [m]
    DC
    OD
    2141.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2150.0
    [m]
    DC
    RRI
    2150.0
    [m]
    DC
    OD
    2160.0
    [m]
    DC
    OD
    2160.0
    [m]
    DC
    RRI
    2170.0
    [m]
    DC
    RRI
    2170.0
    [m]
    DC
    OD
    2180.0
    [m]
    DC
    OD
    2180.0
    [m]
    DC
    RRI
    2190.0
    [m]
    DC
    RRI
    2190.0
    [m]
    DC
    OD
    2200.0
    [m]
    DC
    OD
    2200.0
    [m]
    DC
    RRI
    2210.0
    [m]
    DC
    RRI
    2210.0
    [m]
    DC
    OD
    2220.0
    [m]
    DC
    OD
    2220.0
    [m]
    DC
    RRI
    2230.0
    [m]
    DC
    RRI
    2230.0
    [m]
    DC
    OD
    2240.0
    [m]
    DC
    OD
    2240.0
    [m]
    DC
    RRI
    2250.0
    [m]
    DC
    RRI
    2250.0
    [m]
    DC
    OD
    2260.0
    [m]
    DC
    OD
    2260.0
    [m]
    DC
    RRI
    2270.0
    [m]
    DC
    RRI
    2270.0
    [m]
    DC
    OD
    2280.0
    [m]
    DC
    OD
    2280.0
    [m]
    DC
    RRI
    2290.0
    [m]
    DC
    RRI
    2290.0
    [m]
    DC
    OD
    2300.0
    [m]
    DC
    OD
    2300.0
    [m]
    DC
    RRI
    2310.0
    [m]
    DC
    RRI
    2310.0
    [m]
    DC
    OD
    2320.0
    [m]
    DC
    OD
    2320.0
    [m]
    DC
    RRI
    2330.0
    [m]
    DC
    RRI
    2330.0
    [m]
    DC
    OD
    2340.0
    [m]
    DC
    OD
    2340.0
    [m]
    DC
    RRI
    2350.0
    [m]
    DC
    RRI
    2350.0
    [m]
    DC
    OD
    2360.0
    [m]
    DC
    OD
    2360.0
    [m]
    DC
    RRI
    2370.0
    [m]
    DC
    RRI
    2370.0
    [m]
    DC
    OD
    2380.0
    [m]
    DC
    OD
    2380.0
    [m]
    DC
    RRI
    2390.0
    [m]
    DC
    RRI
    2390.0
    [m]
    DC
    OD
    2400.0
    [m]
    DC
    OD
    2400.0
    [m]
    DC
    RRI
    2410.0
    [m]
    DC
    RRI
    2410.0
    [m]
    DC
    OD
    2420.0
    [m]
    DC
    OD
    2430.0
    [m]
    DC
    OD
    2430.0
    [m]
    DC
    RRI
    2440.0
    [m]
    DC
    RRI
    2440.0
    [m]
    DC
    OD
    2450.0
    [m]
    DC
    OD
    2450.0
    [m]
    DC
    RRI
    2460.0
    [m]
    DC
    RRI
    2460.0
    [m]
    DC
    OD
    2470.0
    [m]
    DC
    OD
    2470.0
    [m]
    DC
    RRI
    2480.0
    [m]
    DC
    RRI
    2480.0
    [m]
    DC
    OD
    2490.0
    [m]
    DC
    OD
    2490.0
    [m]
    DC
    RRI
    2500.0
    [m]
    DC
    RRI
    2500.0
    [m]
    DC
    OD
    2510.0
    [m]
    DC
    OD
    2510.0
    [m]
    DC
    RRI
    2520.0
    [m]
    DC
    RRI
    2520.0
    [m]
    DC
    OD
    2540.0
    [m]
    DC
    RRI
    2540.0
    [m]
    DC
    OD
    2550.0
    [m]
    DC
    OD
    2550.0
    [m]
    DC
    RRI
    2560.0
    [m]
    DC
    RRI
    2560.0
    [m]
    DC
    OD
    2570.0
    [m]
    DC
    OD
    2580.0
    [m]
    DC
    OD
    2590.0
    [m]
    DC
    OD
    2600.0
    [m]
    DC
    OD
    2610.0
    [m]
    DC
    OD
    2620.0
    [m]
    DC
    OD
    2630.0
    [m]
    DC
    OD
    2640.0
    [m]
    DC
    OD
    2650.0
    [m]
    DC
    OD
    2660.0
    [m]
    DC
    OD
    2670.0
    [m]
    DC
    OD
    2680.0
    [m]
    DC
    OD
    2690.0
    [m]
    DC
    OD
    2700.0
    [m]
    DC
    OD
    2700.0
    [m]
    DC
    RRI
    2710.0
    [m]
    DC
    OD
    2710.0
    [m]
    DC
    RRI
    2720.0
    [m]
    DC
    OD
    2720.0
    [m]
    DC
    RRI
    2730.0
    [m]
    DC
    RRI
    2731.0
    [m]
    C
    RRI
    2731.6
    [m]
    C
    OD
    2732.0
    [m]
    C
    RRI
    2733.0
    [m]
    C
    RRI
    2734.0
    [m]
    C
    RRI
    2735.0
    [m]
    C
    RRI
    2738.0
    [m]
    C
    RRI
    2744.0
    [m]
    C
    RRI
    2745.0
    [m]
    C
    RRI
    2745.8
    [m]
    C
    OD
    2749.0
    [m]
    C
    RRI
    2751.0
    [m]
    C
    RRI
    2751.6
    [m]
    C
    OD
    2754.0
    [m]
    C
    RRI
    2756.0
    [m]
    C
    RRI
    2757.0
    [m]
    C
    RRI
    2764.0
    [m]
    C
    RRI
    2765.0
    [m]
    C
    RRI
    2765.4
    [m]
    C
    OD
    2766.0
    [m]
    C
    RRI
    2767.0
    [m]
    C
    RRI
    2768.0
    [m]
    C
    RRI
    2768.5
    [m]
    C
    OD
    2769.0
    [m]
    C
    RRI
    2770.0
    [m]
    C
    RRI
    2771.0
    [m]
    C
    RRI
    2771.0
    [m]
    C
    OD
    2772.0
    [m]
    C
    RRI
    2773.0
    [m]
    C
    RRI
    2773.5
    [m]
    C
    OD
    2775.0
    [m]
    C
    RRI
    2778.0
    [m]
    C
    RRI
    2780.0
    [m]
    C
    RRI
    2782.5
    [m]
    C
    OD
    2783.0
    [m]
    C
    RRI
    2786.0
    [m]
    C
    RRI
    2786.5
    [m]
    C
    OD
    2788.0
    [m]
    C
    RRI
    2789.2
    [m]
    C
    OD
    2789.5
    [m]
    C
    OD
    2790.0
    [m]
    C
    RRI
    2792.0
    [m]
    C
    RRI
    2794.0
    [m]
    C
    RRI
    2796.0
    [m]
    C
    RRI
    2798.0
    [m]
    C
    RRI
    2800.0
    [m]
    C
    RRI
    2802.0
    [m]
    C
    RRI
    2804.0
    [m]
    C
    RRI
    2806.0
    [m]
    C
    RRI
    2808.0
    [m]
    C
    RRI
    2810.0
    [m]
    C
    RRI
    2812.0
    [m]
    C
    RRI
    2814.0
    [m]
    C
    RRI
    2814.6
    [m]
    C
    OD
    2816.0
    [m]
    C
    RRI
    2820.0
    [m]
    DC
    RRI
    2825.0
    [m]
    DC
    RRI
    2825.0
    [m]
    DC
    OD
    2830.0
    [m]
    DC
    RRI
    2835.0
    [m]
    DC
    RRI
    2835.0
    [m]
    DC
    OD
    2845.0
    [m]
    DC
    OD
    2845.0
    [m]
    DC
    RRI
    2855.0
    [m]
    DC
    OD
    2865.0
    [m]
    DC
    OD
    2875.0
    [m]
    DC
    OD
    2885.0
    [m]
    DC
    OD
    2895.0
    [m]
    DC
    OD
    2900.0
    [m]
    DC
    RRI
    2905.0
    [m]
    DC
    OD
    2915.0
    [m]
    DC
    OD
    2915.0
    [m]
    DC
    RRI
    2925.0
    [m]
    DC
    OD
    2935.0
    [m]
    DC
    OD
    2940.0
    [m]
    DC
    RRI
    2945.0
    [m]
    DC
    OD
    2950.0
    [m]
    DC
    RRI
    2955.0
    [m]
    DC
    OD
    2960.0
    [m]
    DC
    RRI
    2965.0
    [m]
    DC
    RRI
    2965.0
    [m]
    DC
    OD
    2970.0
    [m]
    DC
    RRI
    2975.0
    [m]
    DC
    RRI
    2975.0
    [m]
    DC
    OD
    2985.0
    [m]
    DC
    OD
    2990.0
    [m]
    DC
    RRI
    2995.0
    [m]
    DC
    RRI
    2995.0
    [m]
    DC
    OD
    3000.0
    [m]
    DC
    RRI
    3005.0
    [m]
    DC
    OD
    3010.0
    [m]
    DC
    RRI
    3015.0
    [m]
    DC
    OD
    3020.0
    [m]
    DC
    RRI
    3025.0
    [m]
    DC
    RRI
    3025.0
    [m]
    DC
    OD
    3030.0
    [m]
    DC
    RRI
    3035.0
    [m]
    DC
    OD
    3040.0
    [m]
    DC
    RRI
    3045.0
    [m]
    DC
    OD
    3045.0
    [m]
    DC
    RRI
    3050.0
    [m]
    DC
    RRI
    3055.0
    [m]
    DC
    RRI
    3055.0
    [m]
    DC
    OD

  • Litostratigrafi
    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    914
    914
    1642
    1664
    1664
    2327
    2327
    2446
    2718
    2780
    2780
    2848

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.36

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.25
    pdf
    1.32

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    18.96

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    2130
    2697
    CBL VDL GR ACTS
    1400
    2055
    CMR/GR/ACTS
    2736
    2860
    CST GR ACTS
    1574
    2141
    CST GR ACTS
    2835
    2985
    DLL MSFL SDT LDT CNT
    1933
    2286
    FMI DSI NGT ACTS
    2137
    2303
    FMI DSI NGT ACTS
    2670
    3040
    HALS TLD HGNS DSI GP
    1513
    2143
    HALS TLD HGNS GPIT
    1933
    3040
    HALS TLD HGNS GPIT
    2137
    2303
    MDT GR ACTS
    2731
    2890
    MDT GR ACTS
    2747
    2764
    MDT GR ACTS
    2770
    2790
    MDT GR ACTS
    2793
    2793
    MDT/GR/ACTS
    2727
    2848
    MWD GR RES DIR
    915
    3053
    VSP GR
    1670
    2995

  • 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
    994.5
    36
    996.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    1536.0
    26
    1544.0
    1.44
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2137.0
    17 1/2
    2156.0
    1.59
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2726.0
    12 1/4
    2730.0
    0.00
    LOT
    LINER
    7
    3053.0
    8 1/2
    3053.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    996
    1.20
    KCL Brine
    30.07.1997
    1000
    1.06
    Spud
    27.07.1997
    1544
    1.20
    13.0
    15.0
    KCL Brine
    06.08.1997
    1544
    1.17
    9.0
    6.5
    KCL Polymer
    14.08.1997
    1681
    1.30
    16.0
    13.5
    KCL Polymer
    17.08.1997
    2150
    1.30
    20.0
    20.0
    KCL Polymer
    22.08.1997
    2160
    1.26
    13.0
    12.0
    KCL Polymer
    24.08.1997
    3053
    1.26
    17.0
    16.5
    KCL Polymer
    07.09.1997

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    2350.00
    [m ]
    2789.05
    [m ]
    2736.90
    [m ]

  • Trykkplott
    Trykkplott
    Porertrykksdataene kommer fra logging i brønnen hvis ingen annen kilde er oppgitt. I noen brønner der trykk ikke er logget, er det brukt informasjon fra formasjonstester eller brønnspark. Trykkdataene er rapportert inn til Oljedirektoratet og videre prosessert og kvalitetssikret av IHS Markit.
    Trykkplott
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    PDF
    0.28