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

6406/2-3

Eksport: PDF ikon PDF

  • Generell informasjon
    Generell informasjon
    Attributt Verdi
    Brønnbane navn
    Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    6406/2-3
    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.
    6406/2-3
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    HWM94-row 2802 & col 1022
    Utvinningstillatelse
    Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).
    Boreoperatør
    Navn på rettighetshaver som på vegne av den aktive utvinningstillatelsen (ved brønnhodeposisjon) starter boreoperasjonen. Dette tilsvarer vanligvis operatørselskapet for den aktuelle utvinningstillatelsen.
    Saga Petroleum ASA
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    851-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    235
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    24.08.1996
    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.
    15.04.1997
    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.
    15.04.1999
    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.
    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).
    NO
    Innhold
    For letebrønnbaner, funn status.

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

    For utvinningsbrønnbaner, type produsert eller injisert fluid.
    Lovlige verdier: WATER, CUTTINGS, NOT AVAILABLE, OIL, GAS/CONDENSATE, OIL/GAS, CO2, GAS, WATER/GAS, NOT APPLICABLE.
    GAS/CONDENSATE
    Funnbrønnbane
    Indikator som forteller om brønnbanen påviste et nytt funn. Lovlige verdier: YES, NO. For brønnbaner der resultatet ikke er pressemeldt eller på annet vis avklart, blir «NO» benyttet.
    YES
    1. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    MIDDLE JURASSIC
    1. nivå med hydrokarboner, formasjon.
    Navn på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor hydrokarboner er blitt påvist. Vises bare på brønner som er frigitt. Eksempler på lovlige verdier: BASEMENT, COOK FM, EKOFISK FM, HEIMDAL FM, SANDNES FM, SOGNEFJORD FM, TARBERT FM, BRENT GP. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    FANGST GP
    2. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.
    EARLY JURASSIC
    2. nivå med hydrokarboner, formasjon
    Navn på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor hydrokarboner er blitt påvist. Vises bare på brønner som er frigitt.Eksempler på lovlige verdier: BASEMENT, COOK FM, EKOFISK FM, HEIMDAL FM, SANDNES FM, SOGNEFJORD FM, TARBERT FM, BRENT GP.
    BÅT GP
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    24.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    372.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    5258.0
    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).
    5255.9
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    6.4
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    188
    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.
    64° 58' 40.8'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    6° 24' 37.71'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7208685.60
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    377806.71
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2849

  • Brønnhistorie
    General
    The main objective of well 6406/2-3 was to test the hydrocarbon potential of the Kristin structure with respect to Middle and Lower Jurassic sandstones, and to test the reservoir qualities at great depths (prognosed TD 5600 m). The secondary target for the well was the seismically prognosed Aptian sandstone, which was interpreted to form either a stratigraphic trap or a structural closure above the crest of the Kristin structure. The Kristin structure is a fault bounded horst block, somewhat eroded in the western part, with only minor internal faulting. The Kristin structure extends into PL 134 area, and the well location was agreed between PL 199 and PL 134. PL 134 contributed with 20% of the expenses to the joint well. Hydrocarbon leakage due to the prognosed high pore pressure in the Kristin structure was regarded the primary risk for the trap, knowing that all high pressured wells drilled in this area had been dry.
    Operations and results
    Wildcat well 6406/2-3 was spudded 24 August 1996 with the semi-submersible rig "Transocean Arctic", and reached TD 47 m into the Åre Formation at 5258 m on 26 January 1997. Due to well control problems starting 23 September a technical side-track was started 23 October from the 13 3/8" casing shoe at 2834 m, and the suffix T2 was added to the well designation (6406/2-3T2). During intermediate logging in 8 1/2" section a FMT tool got stuck, and a second sidetrack had to be done from the 9 5/8" casing shoe at 4538 m. The second sidetrack, 6406/2-3T3, was started 6 December 1996. Shallow gas caused no operational problems. The well was drilled with seawater swept with high viscosity mud down to 1413 m. ANCO 2000 water based mud with ANCO 208 glycol additive was used from 1413 to 2848 m, while ANCOVERT oil based mud was used from 2848 m to TD.

    The main result of well 6406/2-3 was the discovery of gas/condensate in Garn and Ile Formations as proven by production tests, fluid samples, cores and logs. Both Garn and Ile Formations were filled with gas/condensate throughout the units in the well position. Tofte, Tilje and Åre Formations were water bearing, except for a possible hydrocarbon-water transition zone in the uppermost parts of the Tofte Formation. The prognosed Lower Cretaceous Aptian sandstone was not encountered in the well. The well also penetrated Cretaceous sandstones (Lysing and Lange sandstones) that were interpreted to be water bearing with some shows and with poor reservoir qualities.

    Reservoir qualities of the Middle Jurassic sandstones of the Garn and Ile Formations are in general very good, ranging from fair to excellent. The reservoir properties of the Garn Formation are best in the upper part, with porosities up to 20% and permeabilities up to 1 Darcy. The properties of the Ile Formation are best in the lower part and in one central zone of the unit, with porosities up to 30% and permeabilities up to 12 Darcy. The reservoir qualities of the Tofte, Tilje and Åre Formations are more variable, with Tofte Formation ranging from fair to good, Tilje Formation ranging from poor to good, and Åre Formation having poor reservoir qualities.

    Pore pressures of the Jurassic units were very high, reaching a maximum gradient of 1.97 g/cc EMW in upper part of the Garn Formation.

    Ten cores were cut from Lange, Garn, Ile, Tofte and Tilje Formations, totaling 202.95 m, with a recovery of 198.35 m. Two cores were cut in the Cretaceous Lange Formation. Fluid samples containing gas and condensate were collected in the Garn and Ile Formations, whilst water samples were collected in the Tofte, Tilje and Åre Formations. The well was plugged and abandoned as a gas/condensate discovery.
    Testing
    Two zones in the well were successfully production tested. Test # 1 in lower Ile Formation (4806 - 4832 m) produced 892 000 Sm3/D gas and 890 Sm3/D condensate (GOR: 1003 Sm3/Sm3). Test # 2 in upper Garn Formation (4629 - 4654.4 m) produced 777 000 Sm3/D gas and 1048 Sm3/D condensate (GOR: 744 Sm3/Sm3).

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1420.00
    5256.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    4380.0
    4401.5
    [m ]
    2
    4402.0
    4425.5
    [m ]
    3
    4633.0
    4639.0
    [m ]
    4
    4642.0
    4650.8
    [m ]
    5
    4651.5
    4661.5
    [m ]
    6
    4661.5
    4671.0
    [m ]
    7
    4671.0
    4699.4
    [m ]
    8
    4699.3
    4727.8
    [m ]
    9
    4754.0
    4777.5
    [m ]
    10
    4777.5
    4806.1
    [m ]
    11
    4898.0
    4925.4
    [m ]
    12
    5038.0
    5064.9
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    242.6
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 4380-4385m
    Kjerne bilde med dybde: 4385-4390m
    Kjerne bilde med dybde: 4390-4395m
    Kjerne bilde med dybde: 4395-4400m
    Kjerne bilde med dybde: 4400-4401m
    4380-4385m
    4385-4390m
    4390-4395m
    4395-4400m
    4400-4401m
    Kjerne bilde med dybde: 4402-4407m
    Kjerne bilde med dybde: 4407-4412m
    Kjerne bilde med dybde: 4412-4417m
    Kjerne bilde med dybde: 4417-4422m
    Kjerne bilde med dybde: 4422-4423m
    4402-4407m
    4407-4412m
    4412-4417m
    4417-4422m
    4422-4423m
    Kjerne bilde med dybde: 4633-4638m
    Kjerne bilde med dybde: 4638-4640m
    Kjerne bilde med dybde: 4642-4647m
    Kjerne bilde med dybde: 4647-4650m
    Kjerne bilde med dybde: 4651-4656m
    4633-4638m
    4638-4640m
    4642-4647m
    4647-4650m
    4651-4656m
    Kjerne bilde med dybde: 4656-4661m
    Kjerne bilde med dybde: 4661-4662m
    Kjerne bilde med dybde: 4661-4666m
    Kjerne bilde med dybde: 4666-4671m
    Kjerne bilde med dybde: 4676-4681m
    4656-4661m
    4661-4662m
    4661-4666m
    4666-4671m
    4676-4681m
    Kjerne bilde med dybde: 4681-4686m
    Kjerne bilde med dybde: 4686-4691m
    Kjerne bilde med dybde: 4691-4696m
    Kjerne bilde med dybde: 4696-4699m
    Kjerne bilde med dybde: 4699-4704m
    4681-4686m
    4686-4691m
    4691-4696m
    4696-4699m
    4699-4704m
    Kjerne bilde med dybde: 4704-4709m
    Kjerne bilde med dybde: 4709-4714m
    Kjerne bilde med dybde: 4714-4719m
    Kjerne bilde med dybde: 4719-4724m
    Kjerne bilde med dybde: 4724-4727m
    4704-4709m
    4709-4714m
    4714-4719m
    4719-4724m
    4724-4727m
    Kjerne bilde med dybde: 4754-4759m
    Kjerne bilde med dybde: 4759-4764m
    Kjerne bilde med dybde: 4764-4769m
    Kjerne bilde med dybde: 4769-4774m
    Kjerne bilde med dybde: 4774-4777m
    4754-4759m
    4759-4764m
    4764-4769m
    4769-4774m
    4774-4777m
    Kjerne bilde med dybde: 4777-4782m
    Kjerne bilde med dybde: 4782-4787m
    Kjerne bilde med dybde: 4787-4792m
    Kjerne bilde med dybde: 4792-4797m
    Kjerne bilde med dybde: 4797-4802m
    4777-4782m
    4782-4787m
    4787-4792m
    4792-4797m
    4797-4802m
    Kjerne bilde med dybde: 4802-4806m
    Kjerne bilde med dybde: 4898-4903m
    Kjerne bilde med dybde: 4903-4908m
    Kjerne bilde med dybde: 4908-4913m
    Kjerne bilde med dybde: 4913-4918m
    4802-4806m
    4898-4903m
    4903-4908m
    4908-4913m
    4913-4918m
    Kjerne bilde med dybde: 4918-4923m
    Kjerne bilde med dybde: 4923-4925m
    Kjerne bilde med dybde: 5038-5043m
    Kjerne bilde med dybde: 5043-5048m
    Kjerne bilde med dybde: 5048-5053m
    4918-4923m
    4923-4925m
    5038-5043m
    5043-5048m
    5048-5053m
    Kjerne bilde med dybde: 5053-5058m
    Kjerne bilde med dybde: 5058-5063m
    Kjerne bilde med dybde: 5063-5065m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    5053-5058m
    5058-5063m
    5063-5065m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1430.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1450.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1470.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1490.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1510.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1530.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1550.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1570.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1590.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1610.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1630.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1650.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1670.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1690.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1710.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1730.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1750.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1770.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1790.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1810.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1830.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1850.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1870.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1890.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1910.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1930.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1950.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1970.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1990.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2010.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2030.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2050.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2070.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2090.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2110.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2130.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2150.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2170.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2270.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2290.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2310.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2330.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2350.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2370.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2410.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2430.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2470.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2510.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2530.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2550.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2570.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2590.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2610.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2630.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2650.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2670.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2690.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2710.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2730.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2750.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2770.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2790.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2810.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2830.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2850.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2870.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2900.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3000.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3100.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3200.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3300.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3400.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3500.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3600.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3700.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3800.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3900.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4000.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4099.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4201.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4300.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4399.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4501.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4575.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4635.0
    [m]
    DC
    STRAT

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.77

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.68
    pdf
    0.98
    pdf
    1.94
    pdf
    1.99
    pdf
    1.88
    pdf
    1.91
    pdf
    1.87
    pdf
    1.88
    pdf
    1.78
    pdf
    1.46

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    11.09
    pdf
    47.22

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    4832
    4806
    17.0
    2.0
    4654
    4629
    17.5
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    90.000
    89.000
    91.000
    167
    2.0
    88.000
    81.000
    89.000
    166
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    890
    892000
    0.791
    0.720
    1003
    2.0
    1048
    777000
    0.792
    0.720
    744

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    DPIL MAC DSL
    4537
    4928
    DPIL MAC GR
    2833
    4545
    DPIL MAC GR
    4875
    5255
    DPIL MAC ZDL GR
    1405
    2845
    DPIL ZDL GR
    4512
    4654
    FMT GR
    3430
    4405
    FMT GR
    4626
    5257
    HEXDIP CBIL GR
    4537
    5243
    MRIL GR
    4550
    5255
    MWD - DIR
    395
    487
    MWD - GR RES DIR
    487
    5258
    RCOR GR
    3430
    4504
    SWC GR
    4578
    4957
    ZDL CN DSL
    4537
    5257
    ZDL CN GR
    2833
    4926

  • 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
    482.0
    36
    484.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    18 5/8
    1405.0
    20
    1407.0
    1.80
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2834.0
    17 1/2
    2835.0
    1.96
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    4538.0
    12 1/4
    4540.0
    2.20
    LOT
    LINER
    7
    5258.0
    8 1/2
    5258.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    680
    1.03
    16.0
    SPUD MUD
    900
    1.03
    16.0
    SPUD MUD
    1413
    1.20
    18.0
    SPUD MUD
    1549
    1.30
    20.0
    KCL MUD
    2060
    1.45
    27.0
    KCL MUD
    2525
    1.72
    38.0
    KCL MUD
    2570
    1.72
    46.0
    KCL MUD
    2848
    1.72
    44.0
    KCL MUD
    2860
    1.82
    53.0
    OIL BASED
    2872
    1.82
    51.0
    OIL BASED
    3170
    1.80
    47.0
    OIL BASED
    3389
    1.50
    44.0
    OIL BASED
    3490
    1.80
    45.0
    OIL BASED
    3580
    1.57
    41.0
    OIL BASED
    3591
    1.80
    43.0
    OIL BASED
    3689
    1.57
    47.0
    OIL BASED
    3753
    1.80
    41.0
    OIL BASED
    3802
    1.82
    53.0
    OIL BASED
    3971
    1.64
    55.0
    OIL BASED
    3975
    1.67
    54.0
    OIL BASED
    4017
    1.67
    50.0
    OIL BASED
    4050
    1.67
    45.0
    OIL BASED
    4054
    1.67
    55.0
    OIL BASED
    4070
    1.67
    44.0
    OIL BASED
    4080
    1.80
    47.0
    OIL BASED
    4087
    1.81
    43.0
    OIL BASED
    4180
    1.78
    54.0
    OIL BASED
    4276
    1.80
    45.0
    OIL BASED
    4378
    1.80
    50.0
    OIL BASED
    4402
    1.80
    51.0
    OIL BASED
    4424
    1.80
    50.0
    OIL BASED
    4448
    1.81
    48.0
    OIL BASED
    4460
    1.78
    54.0
    OIL BASED
    4527
    1.81
    50.0
    OIL BASED
    4550
    1.81
    48.0
    OIL BASED
    4554
    1.89
    52.0
    OIL BASED
    4580
    2.00
    66.0
    OIL BASED
    4593
    1.82
    55.0
    OIL BASED
    4596
    1.82
    67.0
    OIL BASED
    4597
    2.00
    61.0
    OIL BASED
    4598
    2.00
    64.0
    OIL BASED
    4603
    2.00
    65.0
    OIL BASED
    4614
    2.00
    66.0
    OIL BASED
    4626
    2.06
    80.0
    OIL BASED
    4632
    2.00
    64.0
    OIL BASED
    4634
    2.00
    59.0
    OIL BASED
    4635
    2.00
    69.0
    OIL BASED
    4661
    2.00
    57.0
    OIL BASED
    4662
    2.06
    65.0
    OIL BASED
    4671
    2.06
    69.0
    OIL BASED
    4699
    2.06
    62.0
    OIL BASED
    4719
    2.06
    65.0
    OIL BASED
    4728
    2.06
    66.0
    OIL BASED
    4742
    2.06
    65.0
    OIL BASED
    4754
    2.06
    65.0
    OIL BASED
    4777
    2.06
    66.0
    OIL BASED
    4778
    2.06
    66.0
    OIL BASED
    4806
    2.06
    66.0
    OIL BASED
    4806
    2.06
    65.0
    OIL BASED
    4843
    2.06
    64.0
    OIL BASED
    4897
    2.06
    67.0
    OIL BASED
    4926
    2.06
    65.0
    OIL BASED
    4976
    2.06
    63.0
    OIL BASED
    5000
    2.06
    64.0
    OIL BASED
    5020
    2.06
    63.0
    OIL BASED
    5038
    2.06
    65.0
    OIL BASED
    5063
    2.06
    63.0
    OIL BASED
    5066
    2.06
    65.0
    OIL BASED
    5081
    2.06
    63.0
    OIL BASED
    5123
    2.06
    63.0
    OIL BASED
    5169
    2.06
    71.0
    OIL BASED
    5258
    2.06
    66.0
    OIL BASED
    5258
    2.06
    76.0
    OIL BASED

  • Trykkplott
    Trykkplott
    Porertrykksdataene kommer fra logging i brønnen hvis ingen annen kilde er oppgitt. I noen brønner der trykk ikke er logget, er det brukt informasjon fra formasjonstester eller brønnspark. Trykkdataene er rapportert inn til Oljedirektoratet og videre prosessert og kvalitetssikret av IHS Markit.
    Trykkplott
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    PDF
    0.22
    PDF
    0.27