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

6506/12-6

Eksport: PDF ikon PDF

  • Generell informasjon
    Generell informasjon
    Attributt Verdi
    Brønnbane navn
    Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    6506/12-6
    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
    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.
    6506/12-6
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST 8403 - 860 SP. 390
    Utvinningstillatelse
    Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).
    Boreoperatør
    Navn på rettighetshaver som på vegne av den aktive utvinningstillatelsen (ved brønnhodeposisjon) starter boreoperasjonen. Dette tilsvarer vanligvis operatørselskapet for den aktuelle utvinningstillatelsen.
    Den norske stats oljeselskap a.s
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    509-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    125
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    31.03.1986
    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.
    02.08.1986
    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.
    02.08.1988
    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.
    13.12.2005
    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/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.
    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.
    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.
    ILE FM
    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.
    TILJE FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    29.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    272.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4741.0
    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).
    4738.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    5.3
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    167
    Eldste penetrerte alder
    Alder (iflg. Geologic Time Scale 2004 by F. M. Gradstein, et al. (2004)) til den eldste formasjonen det er blitt boret gjennom. Kan avvike fra alder ved TD for eksempel i avviksbrønner. Eksempler for lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EARLY PERMIAN, EARLY TRIASSIC, EOCENE.
    EARLY JURASSIC
    Eldste penetrerte formasjon
    Navn på den eldste litostratigrafiske enheten som brønnbanen har penetrert. Vises bare på brønner som er frigitt. I de fleste brønnbaner er dette formasjonen eller gruppen påtruffet i bunnen av brønnbanen. Kan avvike fra formasjonen eller gruppen ved TD for eksempel i brønnbaner som er boret med høy avvik eller gjennom forkastninger. Eksempler på lovlige verdier: AMUNDSEN FM, BALDER FM, BASEMENT, BLODØKS FM, BRYNE FM, BURTON FM, COOK FM, DRAKE FM, DRAUPNE FM, EKOFISK FM, SHETLAND GP.
    ÅRE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    65° 9' 57.6'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    6° 46' 43.19'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7228967.74
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    395911.26
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1342

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6506/12-6 was the third on the Alpha structure in block 6506/12, and the first appraisal well on this structure.
    6506/12-1 was a gas/condensate discovery well on the Alpha South segment while 6406/12-4 encountered only traces of hydrocarbons on the high-pressured Alpha North segment. 6506/12-6 was classified as an appraisal well, and designed to further examine the hydrocarbon potential, of the Alpha South segment. The primary objectives were to verify the structural interpretation of the segment, and to define hydrocarbon-water contacts.
    Primary targets were the Fangst and BÅt Group sandstones and the upper Cromer Knoll Group sandstone unit (Lysing Formation). Prognosed depth was 4780 m.
    Operations and results
    Appraisal well 6506/12-6 was spudded with the semi-submersible installation Dyvi Delta on 31 March 1986 and drilled to TD at 4741 m, 6 m into Early Jurassic sediments of the Åre Formation. The 26" section was drilled first as a 12 1/4" pilot hole and then opened up with a 26" underreamer. At 777 m a survey indicated that the 26" hole was deviated from the pilot hole. After pulling out of hole and successfully reaming into the old pilot, the hole was opened up first to 17 1/2" bit, and then to 26". This was drilled to 1078 m before it was realised that the bit had again entered the deviated hole. After reaming suspected kick-off point drilling finally commenced in the vertical path to casing point. No further significant drilling problems occurred. The well was drilled with seawater down to 414m, with gypsum/polymer mud from 414 m to 1056 m, and with gypsum/polymer/lignite mud from 1056 m to TD
    The Lysing Formation sandstone was penetrated from 3248 m to 3271 m. Well samples from this interval had weak shows (fluorescence but no cut). Top Shetland Group came in at 2331 m, top Cromer Knoll Group at 3274 m, and top Spekk Formation 4021 m. Top reservoir was encountered at 4230 m. The whole section from top reservoir through the BÅt Group had shows. Moveable hydrocarbons were encountered in Middle Jurassic sandstones (Ile Formation) and in sandstones of Lower Jurassic age (Tilje Formation). RFT-pressure points from this well and 6506/12-1, indicated an oil/water contact in the Garn Formation outside well position, between 4117 and 4150 m. No contacts were observed in the Ile Formation, which was interpreted as completely hydrocarbon-filled in this well. The fluid type in the Tofte Formation was uncertain since the formation was too tight for production to surface. The Tilje Formation consisted of interbedded sandstones, which appeared to be of different pressure regimes.
    A total of 302 m core was cut in 13 cores from the Melke - Garn, Ile, Tofte - Ror, and Tilje Formations within the interval 4184 - 4634 m. RFT fluid samples were taken at 4271.5 m in the Garn Formation, and at 4644.7 m, 4518.2 m, and 4680 m in the Tilje Formation.
    The well was permanently abandoned on 2 August 1986 as a gas/condensate appraisal well.
    Testing
    Four drill stem tests were carried out in the Fangst and BÅt Group reservoir intervals.
    DST No. 1 (4514 - 4525 m and 4549 - 4592 m) tested two separate zones in the Tilje Formation. PLT-log interpretation indicated water production from the upper zone. The uppermost 3 m of the lower zone produced oil and gas.
    DST No. 2 (4464 - 4493 m) proved tight formation in the lower part of the Tofte Formation, and no formation fluids was produced to the surface.
    DST No. 3 (4312 - 4352 m) in the Ile Formation produced gas and condensate
    DST No. 4 (4237 - 4245 m and 4255 - 4277 m) tested two separate zones in the Garn Formation. Both produced water with some associated gas.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    420.00
    4741.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    4184.0
    4210.0
    [m ]
    2
    4210.0
    4230.0
    [m ]
    3
    4230.0
    4242.9
    [m ]
    4
    4243.0
    4266.5
    [m ]
    5
    4312.0
    4336.3
    [m ]
    6
    4339.0
    4367.0
    [m ]
    7
    4435.5
    4463.0
    [m ]
    8
    4463.0
    4488.2
    [m ]
    9
    4490.0
    4517.3
    [m ]
    10
    4517.0
    4543.5
    [m ]
    11
    4552.0
    4578.7
    [m ]
    12
    4587.0
    4607.0
    [m ]
    13
    4607.0
    4634.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    315.3
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 4188-4192m
    Kjerne bilde med dybde: 4184-4188m
    Kjerne bilde med dybde: 4192-4196m
    Kjerne bilde med dybde: 4196-4200m
    Kjerne bilde med dybde: 4200-4204m
    4188-4192m
    4184-4188m
    4192-4196m
    4196-4200m
    4200-4204m
    Kjerne bilde med dybde: 4204-4208m
    Kjerne bilde med dybde: 4208-4212m
    Kjerne bilde med dybde: 4212-4216m
    Kjerne bilde med dybde: 4216-4220m
    Kjerne bilde med dybde: 4220-4334m
    4204-4208m
    4208-4212m
    4212-4216m
    4216-4220m
    4220-4334m
    Kjerne bilde med dybde: 4224-4228m
    Kjerne bilde med dybde: 4228-4230m
    Kjerne bilde med dybde: 4230-4234m
    Kjerne bilde med dybde: 4234-4238m
    Kjerne bilde med dybde: 4238-4242m
    4224-4228m
    4228-4230m
    4230-4234m
    4234-4238m
    4238-4242m
    Kjerne bilde med dybde: 4242-4246m
    Kjerne bilde med dybde: 4246-4250m
    Kjerne bilde med dybde: 4250-4254m
    Kjerne bilde med dybde: 4254-4258m
    Kjerne bilde med dybde: 4258-4262m
    4242-4246m
    4246-4250m
    4250-4254m
    4254-4258m
    4258-4262m
    Kjerne bilde med dybde: 4262-4266m
    Kjerne bilde med dybde: 4266-4315m
    Kjerne bilde med dybde: 4315-4319m
    Kjerne bilde med dybde: 4319-4323m
    Kjerne bilde med dybde: 4323-4327m
    4262-4266m
    4266-4315m
    4315-4319m
    4319-4323m
    4323-4327m
    Kjerne bilde med dybde: 4327-4331m
    Kjerne bilde med dybde: 4331-4335m
    Kjerne bilde med dybde: 4335-4341m
    Kjerne bilde med dybde: 4341-4345m
    Kjerne bilde med dybde: 4345-4349m
    4327-4331m
    4331-4335m
    4335-4341m
    4341-4345m
    4345-4349m
    Kjerne bilde med dybde: 4349-4353m
    Kjerne bilde med dybde: 4353-4357m
    Kjerne bilde med dybde: 4357-4361m
    Kjerne bilde med dybde: 4361-4365m
    Kjerne bilde med dybde: 4365-4437m
    4349-4353m
    4353-4357m
    4357-4361m
    4361-4365m
    4365-4437m
    Kjerne bilde med dybde: 4437-4441m
    Kjerne bilde med dybde: 4441-4445m
    Kjerne bilde med dybde: 4445-4449m
    Kjerne bilde med dybde: 4449-4453m
    Kjerne bilde med dybde: 4453-4457m
    4437-4441m
    4441-4445m
    4445-4449m
    4449-4453m
    4453-4457m
    Kjerne bilde med dybde: 4457-4461m
    Kjerne bilde med dybde: 4461-4464m
    Kjerne bilde med dybde: 4464-4468m
    Kjerne bilde med dybde: 4468-4472m
    Kjerne bilde med dybde: 4472-4476m
    4457-4461m
    4461-4464m
    4464-4468m
    4468-4472m
    4472-4476m
    Kjerne bilde med dybde: 4476-4480m
    Kjerne bilde med dybde: 4480-4484m
    Kjerne bilde med dybde: 4484-4488m
    Kjerne bilde med dybde: 4488-4493m
    Kjerne bilde med dybde: 4493-4497m
    4476-4480m
    4480-4484m
    4484-4488m
    4488-4493m
    4493-4497m
    Kjerne bilde med dybde: 4497-4501m
    Kjerne bilde med dybde: 4501-4505m
    Kjerne bilde med dybde: 4505-4509m
    Kjerne bilde med dybde: 4509-4513m
    Kjerne bilde med dybde: 4513-4517m
    4497-4501m
    4501-4505m
    4505-4509m
    4509-4513m
    4513-4517m
    Kjerne bilde med dybde: 4517-4520m
    Kjerne bilde med dybde: 4520-4524m
    Kjerne bilde med dybde: 4524-4528m
    Kjerne bilde med dybde: 4528-4532m
    Kjerne bilde med dybde: 4532-4536m
    4517-4520m
    4520-4524m
    4524-4528m
    4528-4532m
    4532-4536m
    Kjerne bilde med dybde: 4536-4540m
    Kjerne bilde med dybde: 4540-4543m
    Kjerne bilde med dybde: 4552-4556m
    Kjerne bilde med dybde: 4556-4560m
    Kjerne bilde med dybde: 4560-4564m
    4536-4540m
    4540-4543m
    4552-4556m
    4556-4560m
    4560-4564m
    Kjerne bilde med dybde: 4564-4568m
    Kjerne bilde med dybde: 4568-4572m
    Kjerne bilde med dybde: 4572-4576m
    Kjerne bilde med dybde: 4576-4578m
    Kjerne bilde med dybde: 4579-4583m
    4564-4568m
    4568-4572m
    4572-4576m
    4576-4578m
    4579-4583m
    Kjerne bilde med dybde: 4583-4586m
    Kjerne bilde med dybde: 4587-4591m
    Kjerne bilde med dybde: 4591-4595m
    Kjerne bilde med dybde: 4595-4599m
    Kjerne bilde med dybde: 4599-4603m
    4583-4586m
    4587-4591m
    4591-4595m
    4595-4599m
    4599-4603m
    Kjerne bilde med dybde: 4603-4606m
    Kjerne bilde med dybde: 4607-4611m
    Kjerne bilde med dybde: 4611-4615m
    Kjerne bilde med dybde: 4615-4619m
    Kjerne bilde med dybde: 4619-4623m
    4603-4606m
    4607-4611m
    4611-4615m
    4615-4619m
    4619-4623m
    Kjerne bilde med dybde: 4623-4627m
    Kjerne bilde med dybde: 4627-4631m
    Kjerne bilde med dybde: 4631-4634m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    4623-4627m
    4627-4631m
    4631-4634m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    4438.9
    [m]
    C
    RRI
    4443.8
    [m]
    C
    RRI
    4448.5
    [m]
    C
    RRI
    4454.7
    [m]
    C
    RRI
    4457.4
    [m]
    C
    RRI
    4459.7
    [m]
    C
    RRI

  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    DST
    TEST1
    4485.00
    4496.00
    02.07.1986 - 15:40
    YES
    DST
    TEST3
    4283.00
    4323.00
    16.07.1986 - 08:45
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.63

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    5.09

  • 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
    0.30
    pdf
    0.32

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    15.19

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    4514
    4525
    9.5
    1.1
    4549
    4592
    9.5
    1.2
    4514
    4525
    9.5
    1.3
    4549
    4592
    9.5
    1.4
    4514
    4525
    0.0
    1.5
    4549
    4592
    0.0
    1.6
    4514
    4525
    9.5
    1.7
    4549
    4592
    9.5
    1.8
    4514
    4525
    12.7
    1.9
    4549
    4592
    12.7
    2.0
    4464
    4493
    6.4
    2.1
    4464
    4493
    6.4
    3.0
    4312
    4352
    20.6
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    18.000
    10.000
    158
    1.1
    18.000
    10.000
    1.2
    18.000
    10.000
    1.3
    18.000
    10.000
    1.4
    18.000
    1.5
    18.000
    1.6
    6.000
    1.7
    6.000
    1.8
    18.000
    6.000
    26.000
    1.9
    18.000
    6.000
    26.000
    2.0
    2.1
    44.000
    36.000
    3.0
    13.000
    40.000
    154
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    128
    41000
    0.819
    0.765
    345
    1.1
    128
    58000
    0.819
    410
    1.2
    128
    44000
    0.819
    345
    1.3
    128
    44000
    0.819
    345
    1.4
    1.5
    1.6
    100
    15000
    0.819
    153
    1.7
    100
    15000
    0.819
    153
    1.8
    155
    70000
    0.820
    456
    1.9
    155
    70000
    0.820
    456
    2.0
    2.1
    3.0
    376
    610000
    0.783
    1622

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    924
    2245
    CBL VDL GR
    2097
    4750
    CBL VDL GR
    3961
    4656
    CDL CNS GR
    412
    948
    CDL CNS GR
    2245
    4744
    DIL BCS GR
    281
    1064
    DIL BCS GR
    2245
    4744
    DLL MSF GR
    4156
    4744
    FED GR
    4154
    4743
    LDL CNL GR
    4150
    4744
    MWD DLWD - GR RES DIR
    412
    4435
    MWD DLWD - GR RES DIR
    4634
    4741
    RFT GR
    4260
    4680
    RFT GR
    4517
    4519
    RFT GR
    4644
    4646
    RFT GR
    4679
    4683
    RLL
    4150
    4540
    SFT GR
    4238
    4642
    VSP
    1460
    4741

  • 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
    412.0
    36
    949.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    1046.0
    26
    1078.0
    1.62
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2249.0
    17 1/2
    2408.0
    1.87
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    4150.0
    12 1/4
    4161.0
    2.07
    LOT
    LINER
    7
    4740.0
    8 1/2
    4741.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    423
    1.12
    42.0
    8.0
    WATERBASED
    07.04.1986
    530
    1.14
    50.0
    17.0
    WATERBASED
    09.04.1986
    538
    1.12
    42.0
    8.0
    WATERBASED
    07.04.1986
    538
    0.00
    41.0
    80.0
    WATERBASED
    07.04.1986
    556
    1.12
    40.0
    7.0
    WATERBASED
    07.04.1986
    901
    1.55
    68.0
    4.9
    WATERBASED
    31.07.1986
    912
    1.70
    83.0
    7.0
    WATERBASED
    30.07.1986
    949
    0.00
    42.0
    11.5
    WATERBASED
    07.04.1986
    949
    1.14
    41.0
    8.0
    WATERBASED
    07.04.1986
    1065
    1.16
    42.0
    10.0
    WATERBASED
    08.04.1986
    1078
    1.30
    40.0
    14.0
    WATERBASED
    16.04.1986
    1078
    0.00
    45.0
    24.0
    WATERBASED
    17.04.1986
    1095
    1.13
    14.0
    25.0
    WATERBASED
    21.04.1986
    1292
    1.14
    11.0
    12.0
    WATERBASED
    21.04.1986
    1534
    1.20
    12.0
    13.0
    WATERBASED
    23.04.1986
    2081
    1.35
    12.0
    13.0
    WATERBASED
    25.04.1986
    2103
    1.70
    25.0
    13.0
    WATERBASED
    05.05.1986
    2147
    1.45
    22.0
    12.0
    WATERBASED
    25.04.1986
    2265
    1.55
    21.0
    13.0
    WATERBASED
    25.04.1986
    2265
    0.00
    22.0
    12.0
    WATERBASED
    28.04.1986
    2265
    0.00
    23.0
    13.0
    WATERBASED
    28.04.1986
    2310
    1.55
    20.0
    8.0
    WATERBASED
    28.04.1986
    2396
    1.65
    22.0
    12.0
    WATERBASED
    28.04.1986
    2497
    1.70
    20.0
    25.0
    WATERBASED
    29.04.1986
    2623
    1.70
    25.0
    10.0
    WATERBASED
    29.04.1986
    2631
    1.70
    23.0
    10.0
    WATERBASED
    29.04.1986
    2753
    1.70
    23.0
    10.0
    WATERBASED
    30.04.1986
    2854
    1.70
    25.0
    12.0
    WATERBASED
    30.04.1986
    2876
    1.70
    24.0
    11.0
    WATERBASED
    02.05.1986
    2935
    1.50
    21.0
    11.0
    WATERBASED
    02.05.1986
    2935
    0.00
    21.0
    11.0
    WATERBASED
    02.05.1986
    2966
    1.70
    23.0
    10.0
    WATERBASED
    02.05.1986
    3062
    1.70
    27.0
    13.0
    WATERBASED
    05.05.1986
    3143
    1.70
    28.0
    13.0
    WATERBASED
    05.05.1986
    3189
    1.70
    26.0
    13.0
    WATERBASED
    05.05.1986
    3191
    1.70
    34.0
    12.0
    WATERBASED
    05.05.1986
    3205
    1.70
    29.0
    14.0
    WATERBASED
    05.05.1986
    3230
    1.70
    28.0
    12.0
    WATERBASED
    06.05.1986
    3271
    1.70
    24.0
    12.0
    WATERBASED
    06.05.1986
    3289
    1.70
    27.0
    11.0
    WATERBASED
    07.05.1986
    3318
    1.70
    22.0
    10.0
    WATERBASED
    09.05.1986
    3465
    1.70
    19.0
    10.0
    WATERBASED
    09.05.1986
    3724
    1.70
    20.0
    10.0
    WATERBASED
    12.05.1986
    3724
    0.00
    20.0
    10.0
    WATERBASED
    13.05.1986
    3882
    1.70
    22.0
    8.0
    WATERBASED
    14.05.1986
    3882
    0.00
    26.0
    12.6
    WATERBASED
    16.05.1986
    3918
    1.70
    80.0
    4.9
    WATERBASED
    28.07.1986
    3938
    1.70
    23.0
    8.0
    WATERBASED
    16.05.1986
    3986
    1.70
    24.0
    10.6
    WATERBASED
    16.05.1986
    4001
    1.22
    80.0
    5.6
    WATERBASED
    28.07.1986
    4060
    1.70
    24.0
    10.6
    WATERBASED
    16.05.1986
    4089
    1.70
    25.0
    11.0
    WATERBASED
    16.05.1986
    4130
    1.70
    24.0
    9.3
    WATERBASED
    16.05.1986
    4140
    1.70
    1.7
    11.0
    WATERBASED
    21.05.1986
    4160
    1.70
    24.0
    10.0
    WATERBASED
    22.05.1986
    4160
    0.00
    25.0
    9.0
    WATERBASED
    23.05.1986
    4161
    1.58
    19.0
    7.0
    WATERBASED
    26.05.1986
    4181
    1.43
    14.0
    5.6
    WATERBASED
    05.06.1986
    4187
    1.30
    12.0
    6.3
    WATERBASED
    05.06.1986
    4202
    1.20
    62.0
    4.2
    WATERBASED
    28.07.1986
    4212
    1.30
    13.0
    7.0
    WATERBASED
    05.06.1986
    4239
    1.30
    14.0
    6.7
    WATERBASED
    05.06.1986
    4257
    1.20
    52.0
    4.2
    WATERBASED
    21.07.1986
    4266
    1.30
    15.0
    6.7
    WATERBASED
    05.06.1986
    4287
    1.20
    51.0
    3.5
    WATERBASED
    22.07.1986
    4287
    0.00
    50.0
    3.5
    WATERBASED
    23.07.1986
    4287
    0.00
    53.0
    2.8
    WATERBASED
    24.07.1986
    4287
    0.00
    51.0
    2.8
    WATERBASED
    28.07.1986
    4290
    1.20
    15.0
    7.7
    WATERBASED
    05.06.1986
    4317
    1.20
    15.0
    7.0
    WATER BASED
    05.06.1986
    4339
    1.20
    15.0
    7.0
    WATERBASED
    05.06.1986
    4371
    1.20
    14.0
    7.0
    WATERBASED
    05.06.1986
    4400
    1.20
    58.0
    6.3
    WATER BASED
    13.07.1986
    4400
    0.00
    50.0
    8.4
    WATERBASED
    13.07.1986
    4400
    0.00
    54.0
    3.5
    WATERBASED
    14.07.1986
    4400
    0.00
    45.0
    4.2
    WATERBASED
    15.07.1986
    4400
    0.00
    47.0
    4.2
    WATERBASED
    16.07.1986
    4400
    0.00
    45.0
    3.5
    WATERBASED
    17.07.1986
    4400
    0.00
    53.0
    4.2
    WATERBASED
    20.07.1986
    4400
    0.00
    46.0
    4.2
    WATERBASED
    20.07.1986
    4400
    0.00
    45.0
    4.2
    WATERBASED
    20.07.1986
    4435
    1.20
    160.0
    7.0
    WATERBASED
    05.06.1986
    4480
    1.20
    16.0
    7.0
    WATERBASED
    08.06.1986
    4493
    1.20
    70.0
    6.3
    WATER BASED
    13.07.1986
    4508
    1.20
    55.0
    7.2
    WATER BASED
    06.07.1986
    4508
    1.20
    50.0
    6.7
    WATER BASED
    07.07.1986
    4511
    1.20
    16.0
    7.0
    WATERBASED
    08.06.1986
    4541
    1.20
    16.0
    6.3
    WATERBASED
    08.06.1986
    4552
    1.20
    16.0
    6.3
    WATERBASED
    09.06.1986
    4579
    1.20
    17.0
    6.3
    WATERBASED
    11.06.1986
    4607
    1.20
    18.0
    6.3
    WATERBASED
    12.06.1986
    4673
    1.20
    18.0
    7.0
    WATERBASED
    15.06.1986
    4741
    1.20
    19.0
    7.0
    WATERBASED
    15.06.1986
    4741
    0.00
    18.0
    7.0
    WATERBASED
    15.06.1986
    4741
    0.00
    18.0
    5.6
    WATERBASED
    16.06.1986
    4741
    0.00
    18.0
    5.6
    WATERBASED
    17.06.1986
    4741
    0.00
    18.0
    5.6
    WATERBASED
    18.06.1986
    4741
    0.00
    24.0
    6.3
    WATERBASED
    19.06.1986
    4741
    0.00
    24.0
    7.0
    WATERBASED
    23.06.1986
    4741
    0.00
    22.0
    6.3
    WATERBASED
    23.06.1986
    4741
    0.00
    22.0
    5.6
    WATERBASED
    23.06.1986
    4741
    0.00
    22.0
    7.0
    WATERBASED
    24.06.1986
    4741
    0.00
    17.0
    4.9
    WATERBASED
    25.06.1986
    4741
    0.00
    15.0
    4.2
    WATERBASED
    26.06.1986
    4741
    0.00
    15.0
    3.5
    WATERBASED
    30.06.1986
    4741
    0.00
    55.0
    4.9
    WATERBASED
    30.06.1986
    4741
    0.00
    16.0
    4.2
    WATERBASED
    30.06.1986
    4741
    0.00
    18.0
    5.6
    WATERBASED
    01.07.1986
    4741
    0.00
    16.0
    4.9
    WATERBASED
    02.07.1986
    4741
    0.00
    17.0
    4.2
    WATERBASED
    04.07.1986
    4741
    0.00
    24.0
    6.3
    WATERBASED
    24.06.1986
    4741
    0.00
    17.0
    4.9
    WATERBASED
    30.06.1986
    4741
    0.00
    16.0
    2.8
    WATERBASED
    06.07.1986

  • 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