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

6305/4-1

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.
    6305/4-1
    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).
    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.
    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.
    6305/4-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    inline 4152 & x-line 5028
    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.
    1025-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    82
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    14.03.2002
    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.
    03.06.2002
    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.
    03.06.2004
    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.
    29.06.2004
    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.
    APPRAISAL
    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.
    NO
    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).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    1002.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2975.0
    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).
    2974.0
    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.
    84
    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.
    SPRINGAR FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    63° 34' 17.76'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    5° 17' 55.93'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7051501.85
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    614148.32
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    4441

  • Brønnhistorie
    General
    The appraisal well 6305/4-1 is located in the north western part of the direct hydrocarbon indicator (DHI) area of the Ormen Lange Field, in the eastern part of block 6305/4 in PL209. There were three main objectives for the well, all having equal priority. The first objective was to reduce the risk of the worst-case scenario of reservoir compartmentalisation. The second objective was to address the potential slide risk due to reservoir drainage of the main production area, and the third objective was to reduce the risk of worst-case GIIP through improved knowledge on the hydrocarbon distribution. Further important objectives were to test the reservoir quality closer to the NW margin of the gas field as well as to acquire a new check point for geophysical, geological and petrophysical interpretations.
    Operations and results
    The well was spudded on 16 March 2002 and reached a total depth of 2975 m in the Late Cretaceous Springar Formation. In general, the drilling conditions experienced in well 6305/4-1 are as predicted. The well was drilled with seawater and hi-vis pills to 1756 m and with KCl/polymer/glycol (Glydril) mud from 1756 m to TD. In tie-well 6305/5-1 problems with borehole instability was experienced in the Eocene deposits. No such problems were reported from well 6305/4-1, but loss of mud to the formation was experienced during the leak off test at 1749 m.
    All drilling objectives were met. All logging and well test objectives were met. The well proved good reservoir quality in the Egga Reservoir Unit, which was thinner than prognosed. A ôGas Down Toö situation was encountered in the lowermost Egga Formation. Isolated, overpressured water filled sands were found in the underlying units. Shows were recorded only in the reservoir section. A single day production test indicates dynamic sealing for parts of 3 of the 4 seismically interpreted faults, which surround the well location. One 60 ft core was cut in the Ooze section of the Brygge Formation from 1761 m to 1779 m (Core #1). Additional 3 x 60 ft cores were cut from 2769 m in the Egga reservoir sand to 2817.3 m. When Core # 3 was at rig floor it started to expand due to trapped gas. Approximately 1,5 - 2m of core came out of the inner barrel and partly disintegrated on rig floor. The upper part of the inner barrel contained therefore gaps between core pieces. As a result, the measured depths do not fit the actual depth of the reservoir for core # 3.
    Formation temperatures using Horner plots were estimated at 2660 m and 2975 m giving 72¦C and 84¦C, respectively. This gives an average formation temperature gradient of 4.31oC / 100m TVD assuming û1.8¦C at seafloor. It was prognosed a gradient of 4.4¦C. The small discrepancy may be due to the uncertainty of the method used. The result was within the range of data from nearby wells. The average gradient may be further divided into one gradient of 4,52¦C from seafloor to 2660 m and then one gradient of 3,81¦C from 2660 m to 2975 m. However, the long marine riser is known to cool down the mud to such an extent that the use of only Horner plots to estimate the formation temperature becomes doubtful. The well was tested and a temperature of 86,9¦C was estimated at 2783.5 m. This would give an average formation temperature gradient of 4,84¦C/ 100 m TVD, which is higher than prognosed. With a gradient of 4,84¦C/ 100 m TVD the BHST at TD (2975m) equals to 96,1¦C. Eight MDT samples were taken in the Reservoir at 2788.8 m. All eight recovered gas. One MDT sample taken at 2811.1 m recovered water.
    The well was permanently plugged and abandoned after testing as a gas appraisal well on 2 June 2002.
    Testing
    A production test was carried out, producing 1.87 mil Sm3 gas and 153 Sm3 condensate /day through a 80/64" choke at 135 bar.á

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1780.00
    2961.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1761.0
    1778.6
    [m ]
    2
    2769.0
    2788.2
    [m ]
    3
    2788.0
    2806.4
    [m ]
    4
    2807.0
    2817.3
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    65.5
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1761-1766m
    Kjerne bilde med dybde: 1766-1771m
    Kjerne bilde med dybde: 1771-1776m
    Kjerne bilde med dybde: 1776-1778m
    Kjerne bilde med dybde: 2769-2773m
    1761-1766m
    1766-1771m
    1771-1776m
    1776-1778m
    2769-2773m
    Kjerne bilde med dybde: 2773-2777m
    Kjerne bilde med dybde: 2777-2781m
    Kjerne bilde med dybde: 2781-2785m
    Kjerne bilde med dybde: 2785-2788m
    Kjerne bilde med dybde: 2788-2792m
    2773-2777m
    2777-2781m
    2781-2785m
    2785-2788m
    2788-2792m
    Kjerne bilde med dybde: 2792-2796m
    Kjerne bilde med dybde: 2796-2800m
    Kjerne bilde med dybde: 2800-2804m
    Kjerne bilde med dybde: 2804-2806m
    Kjerne bilde med dybde: 2807-2811m
    2792-2796m
    2796-2800m
    2800-2804m
    2804-2806m
    2807-2811m
    Kjerne bilde med dybde: 2811-2815m
    Kjerne bilde med dybde: 2815-2817m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2811-2815m
    2815-2817m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1762.0
    [m]
    C
    OD
    1762.5
    [m]
    C
    RRI
    1762.9
    [m]
    C
    OD
    1765.5
    [m]
    C
    RRI
    1765.8
    [m]
    C
    OD
    1769.8
    [m]
    C
    OD
    1770.0
    [m]
    C
    OD
    1771.2
    [m]
    C
    RRI
    1771.9
    [m]
    C
    OD
    1780.0
    [m]
    C
    RRI
    1800.0
    [m]
    DC
    RRI
    1820.0
    [m]
    DC
    RRI
    1840.0
    [m]
    DC
    RRI
    1860.0
    [m]
    DC
    RRI
    1880.0
    [m]
    DC
    RRI
    1900.0
    [m]
    DC
    RRI
    1910.0
    [m]
    DC
    RRI
    1920.0
    [m]
    DC
    RRI
    1930.0
    [m]
    DC
    RRI
    1940.0
    [m]
    DC
    RRI
    1960.0
    [m]
    DC
    RRI
    1980.0
    [m]
    DC
    RRI
    2000.0
    [m]
    DC
    RRI
    2020.0
    [m]
    DC
    RRI
    2040.0
    [m]
    DC
    RRI
    2060.0
    [m]
    DC
    RRI
    2080.0
    [m]
    DC
    RRI
    2100.0
    [m]
    DC
    RRI
    2120.0
    [m]
    DC
    RRI
    2140.0
    [m]
    DC
    RRI
    2160.0
    [m]
    DC
    RRI
    2180.0
    [m]
    DC
    RRI
    2200.0
    [m]
    DC
    RRI
    2220.0
    [m]
    DC
    RRI
    2240.0
    [m]
    DC
    RRI
    2260.0
    [m]
    DC
    RRI
    2280.0
    [m]
    DC
    RRI
    2290.0
    [m]
    DC
    RRI
    2300.0
    [m]
    DC
    RRI
    2320.0
    [m]
    DC
    RRI
    2340.0
    [m]
    DC
    RRI
    2360.0
    [m]
    DC
    RRI
    2380.0
    [m]
    DC
    RRI
    2400.0
    [m]
    DC
    RRI
    2410.0
    [m]
    DC
    RRI
    2420.0
    [m]
    DC
    RRI
    2440.0
    [m]
    DC
    RRI
    2460.0
    [m]
    DC
    RRI
    2480.0
    [m]
    DC
    RRI
    2500.0
    [m]
    DC
    RRI
    2510.0
    [m]
    DC
    RRI
    2520.0
    [m]
    DC
    RRI
    2530.0
    [m]
    DC
    RRI
    2540.0
    [m]
    DC
    RRI
    2550.0
    [m]
    DC
    RRI
    2560.0
    [m]
    DC
    RRI
    2580.0
    [m]
    DC
    RRI
    2590.0
    [m]
    DC
    RRI
    2600.0
    [m]
    DC
    RRI
    2610.0
    [m]
    DC
    RRI
    2620.0
    [m]
    DC
    RRI
    2630.0
    [m]
    DC
    RRI
    2640.0
    [m]
    DC
    RRI
    2650.0
    [m]
    DC
    RRI
    2660.0
    [m]
    DC
    RRI
    2670.0
    [m]
    DC
    RRI
    2690.0
    [m]
    DC
    RRI
    2710.0
    [m]
    DC
    RRI
    2720.0
    [m]
    DC
    RRI
    2727.0
    [m]
    DC
    RRI
    2730.0
    [m]
    DC
    RRI
    2733.0
    [m]
    DC
    RRI
    2739.0
    [m]
    DC
    RRI
    2742.0
    [m]
    DC
    RRI
    2745.0
    [m]
    DC
    RRI
    2748.0
    [m]
    DC
    RRI
    2751.0
    [m]
    DC
    RRI
    2755.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2757.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2758.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2758.7
    [m]
    SWC
    RRI
    2759.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2759.6
    [m]
    SWC
    RRI
    2760.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2764.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2765.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2767.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2769.1
    [m]
    C
    RRI
    2769.5
    [m]
    C
    RRI
    2771.4
    [m]
    C
    RRI
    2773.3
    [m]
    C
    RRI
    2776.0
    [m]
    C
    RRI
    2777.3
    [m]
    C
    RRI
    2777.4
    [m]
    C
    RRI
    2779.7
    [m]
    C
    RRI
    2780.2
    [m]
    C
    RRI
    2781.7
    [m]
    C
    RRI
    2782.0
    [m]
    C
    RRI
    2783.5
    [m]
    C
    RRI
    2784.0
    [m]
    C
    RRI
    2784.2
    [m]
    C
    RRI
    2786.3
    [m]
    C
    RRI
    2787.9
    [m]
    C
    RRI
    2790.0
    [m]
    DC
    RRI
    2794.0
    [m]
    C
    RRI
    2794.7
    [m]
    C
    RRI
    2795.0
    [m]
    DC
    RRI
    2796.0
    [m]
    DC
    RRI
    2799.3
    [m]
    C
    RRI
    2800.6
    [m]
    C
    RRI
    2801.6
    [m]
    C
    RRI
    2802.0
    [m]
    DC
    RRI
    2802.5
    [m]
    C
    RRI
    2806.0
    [m]
    C
    RRI
    2808.0
    [m]
    DC
    RRI
    2808.6
    [m]
    C
    RRI
    2809.1
    [m]
    C
    RRI
    2810.3
    [m]
    C
    RRI
    2811.2
    [m]
    C
    RRI
    2812.2
    [m]
    C
    RRI
    2812.5
    [m]
    C
    RRI
    2812.8
    [m]
    C
    RRI
    2813.4
    [m]
    C
    RRI
    2814.0
    [m]
    DC
    RRI
    2814.0
    [m]
    C
    RRI
    2814.6
    [m]
    C
    RRI
    2815.5
    [m]
    C
    RRI
    2817.0
    [m]
    C
    RRI
    2819.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2820.4
    [m]
    SWC
    RRI
    2821.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2826.0
    [m]
    DC
    RRI
    2829.0
    [m]
    DC
    RRI
    2833.2
    [m]
    SWC
    RRI
    2835.0
    [m]
    DC
    RRI
    2835.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2840.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2841.0
    [m]
    DC
    RRI
    2844.0
    [m]
    DC
    RRI
    2853.0
    [m]
    DC
    RRI
    2856.0
    [m]
    DC
    RRI
    2859.0
    [m]
    DC
    RRI
    2862.0
    [m]
    DC
    RRI
    2865.0
    [m]
    DC
    RRI
    2871.0
    [m]
    DC
    RRI
    2877.0
    [m]
    DC
    RRI
    2880.0
    [m]
    DC
    RRI
    2883.0
    [m]
    DC
    RRI
    2886.0
    [m]
    DC
    RRI
    2889.0
    [m]
    DC
    RRI
    2892.0
    [m]
    DC
    RRI
    2898.0
    [m]
    DC
    RRI
    2904.0
    [m]
    DC
    RRI
    2910.0
    [m]
    DC
    RRI
    2916.0
    [m]
    DC
    RRI
    2925.0
    [m]
    DC
    RRI
    2931.0
    [m]
    DC
    RRI
    2937.0
    [m]
    DC
    RRI
    2943.0
    [m]
    DC
    RRI
    2949.0
    [m]
    DC
    RRI
    2955.0
    [m]
    DC
    RRI
    2961.0
    [m]
    DC
    RRI
    2967.0
    [m]
    DC
    RRI
    2970.0
    [m]
    DC
    RRI
    2973.0
    [m]
    DC
    RRI

  • Litostratigrafi
    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    1027
    1027
    1662
    1701
    1701
    2394
    2394
    2529
    2769
    2829
    2829

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.28

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    .PDF
    0.54
    .PDF
    2.60
    .PDF
    1.07

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2770
    2797
    31.7
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    15.300
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    145
    1860000
    12827

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CMR+ HNGS
    2740
    2900
    DSI CSP GPIT EMS
    1765
    2674
    FMI DSI
    2713
    2964
    MDT
    2828
    2854
    MSCT
    2755
    2847
    MWD LWD - CDR
    1105
    1749
    MWD LWD - DIR
    1026
    1066
    MWD LWD - PP
    1026
    1108
    MWD LWD - PP ADN ARC GVR ISON
    1026
    1751
    MWD LWD - PP ARC5 RAB
    2719
    2975
    MWD LWD - PP CDR RAB
    2650
    2723
    MWD LWD - PP CDR RAB ADN ISON
    1749
    2786
    MWD LWD - PP VISION675 RAB
    2719
    2768
    PEX HALS SP
    996
    2692
    SP HRLA PEX
    2569
    2975
    VSP
    1100
    2960

  • 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
    1105.0
    36
    1108.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    1749.0
    26
    1756.0
    1.40
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2719.0
    12 1/4
    2725.0
    1.57
    LOT
    OPEN HOLE
    2975.0
    8 1/2
    2975.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    1022
    1.30
    WATER BASED
    1083
    1.10
    14.0
    WATER BASED
    1125
    1.03
    14.0
    WATER BASED
    1380
    1.03
    14.0
    WATER BASED
    1508
    1.07
    14.0
    WATER BASED
    1749
    1.25
    12.0
    WATER BASED
    1749
    0.00
    WATER BASED
    1756
    0.00
    WATER BASED
    2444
    1.30
    16.0
    WATER BASED
    2696
    1.30
    17.0
    WATER BASED
    2725
    1.33
    14.0
    WATER BASED
    2788
    1.30
    19.0
    WATER BASED
    2925
    1.32
    WATER BASED
    2974
    1.32
    16.0
    WATER BASED
    2975
    1.30
    17.0
    WATER 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
    0.30