Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
26.12.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6205/3-1 R

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.
    6205/3-1 R
    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.
    6205/3-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NM1 - 809 & SP 820
    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.
    623-L2
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    72
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    20.09.1990
    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.
    30.11.1990
    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.
    30.11.1990
    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.
    30.11.1992
    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.
    29.05.2002
    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).
    YES
    Årsak til gjenåpning
    Årsak til at boringen av brønnbanen ble gjenåpnet. Bare relevant for letebrønnbaner. Eksempel på lovlige verdier: DRILLING, DRILLING/PLUGGING, LOGGING, PLUGGING, TESTING, TESTING/PLUGGING.
    DRILLING
    Innhold
    For letebrønnbaner, funn status.

    Lovlige verdier: DRY, SHOWS (spor av hydrokarboner), GAS, GAS/CONDENSATE, OIL eller OIL/GAS.
    SHOWS (GAS SHOWS, OIL SHOWS eller OIL/GAS SHOWS) er oppdaget som fluorescerende kutt (organisk ekstrakt), lukt av petroleum, eller synlig belegg på borekaks eller borekjerner, eller som økte gassavlesninger i slamloggerens detekteringsutstyr.
    Lovlige verdier for WILDCAT-CCS og APPRAISAL-CCS: WATER

    For utvinningsbrønnbaner, type produsert eller injisert fluid.
    Lovlige verdier: WATER, CUTTINGS, NOT AVAILABLE, OIL, GAS/CONDENSATE, OIL/GAS, CO2, GAS, WATER/GAS, NOT APPLICABLE.
    SHOWS
    Funnbrønnbane
    Indikator som forteller om brønnbanen påviste et nytt funn. Lovlige verdier: YES, NO. For brønnbaner der resultatet ikke er pressemeldt eller på annet vis avklart, blir «NO» benyttet.
    NO
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    159.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    5264.0
    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).
    5253.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    155
    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 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.
    SPEKK FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    62° 57' 8.62'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    5° 56' 38.11'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6983872.90
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    649328.84
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1510

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6205/3-1 is situated in the northern part of the block on the B-prospect, which is an easterly tilted fault block bounded to the west by a northeast-southwest trending normal fault. The reservoir sequences are truncated at the crest of the fault block. The license area is bounded to the east and south by the Møre-Trøndelag Fault Zone, and to the north by the Jan Mayen fracture zone and the Frøya High. The Gossa High is situated in the western part of the license area at the western boundary of the Møre Basin. Well 6205/3-1 was the first obligation well to be drilled in license 154, and the first to be drilled in the Møre area. No direct correlation to the Haltenbanken or northern North Sea was possible. While the commitment was to drill to 4500 m or to Triassic sediments whichever came first, total depth was planned at 5100 m in Jurassic rocks of the Båt Group. The primary objectives for the well 6205/3-1 were to prove oil in the Jurassic sandstones and to verify the structural and sedimentological inte
    Operations and results
    Well 6205/3-1 was spudded on 24 October 1989 with the semi-submersible rig "Mærsk Jutlander" and re-spudded on 29 October after high angle had developed in the surface hole. A kickoff was carried out at 2800 m using bent sub and motor from 2800 to 2886 m in two bit runs due to problems in receiving tool face from MWD. Apart from some experiences with tight hole, drilling went on without any significant problems. The well was suspended at 4300 m in the Lower Cretaceous Åsgard Formation on 11 February 1990 because of environmental restrictions, which prohibited drilling through any formations containing hydrocarbons after 15 February. None of the objective horizons were penetrated. The well was re-entered on 20 September 1990 and was thereafter designated 6205/3-l R. The bottom of the rathole below the 9 5/8" shoe was encountered 6 m high at 4294 m. The well was drilled to TD of 5264 m on 6 November 1990. The well bores were drilled with spud mud to 1017 m and KCl polymer mud from 1017 m to TD.

    Thinly developed Late Jurassic sandstones were encountered, which proved to be water wet. In 6205/3-1 one conventional core was cut in the Åsgard Formation, from 4220 to 4228.4 m. In 6205/3-1 R a total of six cores were cut in Jurassic sediments in the interval 4332 - 5263 m. RFTs were attempted but only one formation pressure and one fluid sample (4337.1 m) were obtained. Well 6205/3-1 R was plugged and abandoned as a dry hole with shows on 30 November 1990.
    Testing
    One production test was performed over the perforated interval 4324.1 - 4344.1 m. Only water was produced to surface during the test. However, gas was brought to surface when reversing out the tubing contents and samples were taken.

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    4332.0
    4340.0
    [m ]
    2
    4449.0
    4452.0
    [m ]
    3
    4787.0
    4789.5
    [m ]
    4
    4963.0
    4980.6
    [m ]
    5
    5016.0
    5021.6
    [m ]
    6
    5252.0
    5262.8
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    47.4
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 4220-4225m
    Kjerne bilde med dybde: 4225-4227m
    Kjerne bilde med dybde: 4332-4337m
    Kjerne bilde med dybde: 4337-4340m
    Kjerne bilde med dybde: 4449-4452m
    4220-4225m
    4225-4227m
    4332-4337m
    4337-4340m
    4449-4452m
    Kjerne bilde med dybde: 4787-4789m
    Kjerne bilde med dybde: 4963-4968m
    Kjerne bilde med dybde: 4968-4973m
    Kjerne bilde med dybde: 4973-4978m
    Kjerne bilde med dybde: 4978-4981m
    4787-4789m
    4963-4968m
    4968-4973m
    4973-4978m
    4978-4981m
    Kjerne bilde med dybde: 5016-5021m
    Kjerne bilde med dybde: 5021-5255m
    Kjerne bilde med dybde: 5255-5260m
    Kjerne bilde med dybde: 5260-5263m
    Kjerne bilde med dybde:  
    5016-5021m
    5021-5255m
    5255-5260m
    5260-5263m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    4293.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4320.0
    [m]
    DC
    RRI
    4323.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4330.0
    [m]
    DC
    RRI
    4332.3
    [m]
    C
    HYDRO
    4336.5
    [m]
    C
    HYDRO
    4380.0
    [m]
    DC
    RRI
    4390.0
    [m]
    DC
    RRI
    4400.0
    [m]
    DC
    RRI
    4410.0
    [m]
    DC
    RRI
    4420.0
    [m]
    DC
    RRI
    4430.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4430.0
    [m]
    DC
    RRI
    4437.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4440.0
    [m]
    DC
    RRI
    4441.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4449.8
    [m]
    C
    HYDRO
    4450.0
    [m]
    DC
    RRI
    4450.7
    [m]
    C
    HYDRO
    4451.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4451.8
    [m]
    C
    HYDRO
    4462.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4480.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4500.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4520.0
    [m]
    DC
    RRI
    4523.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4530.0
    [m]
    DC
    RRI
    4531.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4538.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4540.0
    [m]
    DC
    RRI
    4550.0
    [m]
    DC
    RRI
    4577.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4580.0
    [m]
    DC
    RRI
    4590.0
    [m]
    DC
    RRI
    4600.0
    [m]
    DC
    RRI
    4610.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4610.0
    [m]
    DC
    RRI
    4633.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4677.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4680.0
    [m]
    DC
    RRI
    4690.0
    [m]
    DC
    RRI
    4700.0
    [m]
    DC
    RRI
    4710.0
    [m]
    DC
    RRI
    4730.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4742.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4750.0
    [m]
    DC
    RRI
    4760.0
    [m]
    DC
    RRI
    4767.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4770.0
    [m]
    DC
    RRI
    4777.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4780.0
    [m]
    DC
    RRI
    4781.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4787.7
    [m]
    C
    HYDRO
    4788.7
    [m]
    C
    HYDRO
    4789.0
    [m]
    C
    HYDRO
    4789.5
    [m]
    C
    HYDRO
    4792.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4798.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4801.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4804.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4806.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4831.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4844.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4847.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4849.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4853.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4859.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4869.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4875.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4881.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4888.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4891.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4900.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4905.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4913.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4920.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4931.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4940.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4943.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4952.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4957.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4964.3
    [m]
    C
    HYDRO
    4965.5
    [m]
    C
    HYDRO
    4966.8
    [m]
    C
    HYDRO
    4968.7
    [m]
    C
    HYDRO
    4969.5
    [m]
    C
    HYDRO
    4970.3
    [m]
    C
    HYDRO
    4971.8
    [m]
    C
    HYDRO
    4972.0
    [m]
    C
    HYDRO
    4972.8
    [m]
    C
    HYDRO
    4973.5
    [m]
    C
    HYDRO
    4973.8
    [m]
    C
    HYDRO
    4976.0
    [m]
    C
    HYDRO
    4977.3
    [m]
    C
    HYDRO
    4978.2
    [m]
    C
    HYDRO
    4980.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4980.2
    [m]
    C
    HYDRO
    4992.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    5002.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    5019.7
    [m]
    C
    HYDRO
    5020.6
    [m]
    C
    HYDRO
    5021.8
    [m]
    C
    HYDRO
    5031.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    5045.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    5050.0
    [m]
    DC
    RRI
    5060.0
    [m]
    DC
    RRI
    5070.0
    [m]
    DC
    RRI
    5075.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    5080.0
    [m]
    DC
    RRI
    5086.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    5090.0
    [m]
    DC
    RRI
    5102.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    5130.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    5153.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    5164.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    5196.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    5235.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    5237.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    5240.0
    [m]
    DC
    RRI
    5250.0
    [m]
    DC
    RRI
    5252.0
    [m]
    C
    HYDRO
    5254.0
    [m]
    C
    HYDRO
    5254.8
    [m]
    C
    HYDRO
    5255.8
    [m]
    C
    HYDRO
    5256.7
    [m]
    C
    HYDRO
    5260.0
    [m]
    DC
    RRI
    5261.3
    [m]
    C
    HYDRO
    5262.2
    [m]
    C
    HYDRO
    5262.9
    [m]
    C
    HYDRO

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.71

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.84
    pdf
    1.63

  • 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
    0.20
    pdf
    0.26

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    14.38

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    4324
    4344
    12.7
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    36.080
    138
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL CCL GR
    3775
    4280
    CST GR
    4293
    5245
    DEIL LSS SP GR
    4935
    5265
    DIL LSS SP GR
    4210
    4420
    DIL SDT SP GR
    4288
    4996
    FMS4
    4288
    5268
    LDL CNL AMS GR
    4210
    5247
    LDL CNL GR
    4935
    5113
    MWD
    4300
    4846
    RFT
    4336
    4810
    RFT AMS
    4330
    4336
    RFT AMS
    5012
    5043
    SHDT GR
    4287
    4998
    VSP
    2700
    5250

  • 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
    INTERM.
    9 5/8
    4284.0
    12 1/4
    4290.0
    0.00
    LOT
    LINER
    7
    5264.0
    8 1/2
    5264.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    553
    1.43
    10.0
    8.0
    WATER BASED
    27.11.1990
    4014
    1.43
    10.0
    4.0
    WATER BASED
    27.11.1990
    4300
    1.30
    13.0
    4.0
    DUMMY
    21.09.1990
    4300
    1.25
    7.0
    4.0
    DUMMY
    20.09.1990
    4300
    1.26
    12.0
    4.0
    WATER BASED
    24.09.1990
    4300
    1.30
    12.0
    10.0
    WATER BASED
    24.09.1990
    4316
    1.43
    10.0
    4.0
    WATER BASED
    27.11.1990
    4332
    1.30
    13.0
    4.0
    WATER BASED
    24.09.1990
    4339
    1.37
    13.0
    6.0
    WATER BASED
    25.09.1990
    4354
    1.37
    16.0
    4.0
    WATER BASED
    26.09.1990
    4401
    1.37
    13.0
    6.0
    WATER BASED
    27.09.1990
    4401
    1.37
    17.0
    4.0
    WATER BASED
    28.09.1990
    4435
    1.75
    15.0
    6.0
    WATER BASED
    13.11.1990
    4444
    1.37
    16.0
    4.0
    WATER BASED
    02.10.1990
    4451
    1.37
    19.0
    5.0
    WATER BASED
    02.10.1990
    4461
    1.39
    17.0
    5.0
    WATER BASED
    02.10.1990
    4500
    1.75
    16.0
    4.0
    WATER BASED
    13.11.1990
    4500
    1.75
    16.0
    4.0
    WATER BASED
    13.11.1990
    4500
    1.75
    18.0
    6.0
    WATER BASED
    14.11.1990
    4500
    1.75
    15.0
    5.0
    WATER BASED
    16.11.1990
    4500
    1.56
    12.0
    5.0
    WATER BASED
    19.11.1990
    4500
    1.43
    10.0
    5.0
    WATER BASED
    19.11.1990
    4500
    1.43
    10.0
    4.0
    WATER BASED
    19.11.1990
    4500
    1.43
    10.0
    4.0
    WATER BASED
    20.11.1990
    4500
    0.00
    WATER BASED
    21.11.1990
    4500
    0.00
    WATER BASED
    22.11.1990
    4500
    1.43
    10.0
    4.0
    WATER BASED
    23.11.1990
    4500
    1.75
    15.0
    5.0
    WATER BASED
    16.11.1990
    4516
    1.39
    15.0
    7.0
    WATER BASED
    03.10.1990
    4549
    1.45
    17.0
    8.0
    WATER BASED
    04.10.1990
    4592
    1.50
    17.0
    6.0
    WATER BASED
    05.10.1990
    4615
    1.55
    17.0
    6.0
    WATER BASED
    05.10.1990
    4615
    1.55
    17.0
    6.0
    WATER BASED
    09.10.1990
    4633
    1.55
    16.0
    5.0
    WATER BASED
    09.10.1990
    4694
    1.55
    17.0
    7.0
    WATER BASED
    09.10.1990
    4717
    1.55
    16.0
    5.0
    WATER BASED
    10.10.1990
    4736
    1.55
    16.0
    5.0
    WATER BASED
    11.10.1990
    4736
    1.55
    16.0
    6.0
    WATER BASED
    12.10.1990
    4790
    1.62
    17.0
    6.0
    WATER BASED
    15.10.1990
    4790
    1.62
    18.0
    6.0
    WATER BASED
    15.10.1990
    4829
    1.70
    19.0
    6.0
    WATER BASED
    15.10.1990
    4846
    1.70
    19.0
    7.0
    WATER BASED
    16.10.1990
    4860
    1.70
    20.0
    7.0
    WATER BASED
    18.10.1990
    4914
    1.70
    19.0
    8.0
    WATER BASED
    18.10.1990
    4963
    1.70
    19.0
    8.0
    WATER BASED
    22.10.1990
    4982
    1.70
    20.0
    8.0
    WATER BASED
    22.10.1990
    4982
    1.70
    19.0
    5.0
    WATER BASED
    22.10.1990
    4995
    1.70
    16.0
    5.0
    WATER BASED
    23.10.1990
    4995
    1.70
    16.0
    5.0
    WATER BASED
    24.10.1990
    4995
    1.70
    17.0
    5.0
    WATER BASED
    22.10.1990
    4995
    1.70
    16.0
    5.0
    WATER BASED
    25.10.1990
    5005
    1.70
    17.0
    6.0
    WATER BASED
    26.10.1990
    5016
    1.70
    15.0
    5.0
    WATER BASED
    29.10.1990
    5034
    1.70
    16.0
    5.0
    WATER BASED
    29.10.1990
    5069
    1.76
    16.0
    3.0
    WATER BASED
    29.10.1990
    5111
    1.76
    18.0
    6.0
    WATER BASED
    30.10.1990
    5111
    1.75
    18.0
    6.0
    WATER BASED
    31.10.1990
    5133
    1.76
    20.0
    8.0
    WATER BASED
    01.11.1990
    5160
    1.75
    19.0
    9.0
    WATER BASED
    02.11.1990
    5211
    1.76
    17.0
    7.0
    WATER BASED
    05.11.1990
    5222
    1.75
    20.0
    8.0
    WATER BASED
    05.11.1990
    5235
    1.75
    18.0
    8.0
    WATER BASED
    05.11.1990
    5252
    1.75
    15.0
    8.0
    WATER BASED
    06.11.1990
    5264
    1.75
    15.0
    5.0
    WATER BASED
    08.11.1990
    5264
    1.75
    14.0
    5.0
    WATER BASED
    09.11.1990
    5264
    1.75
    14.0
    4.0
    WATER BASED
    13.11.1990
    5264
    1.75
    16.0
    5.0
    WATER BASED
    08.11.1990

  • 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