Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
05.11.2024 - 01:27
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6407/7-3

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.
    6407/7-3
    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).
    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.
    6407/7-3
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH 8604 ROW 763 COL. 745
    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.
    573-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    77
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    03.03.1988
    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.
    18.05.1988
    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.
    17.09.2014
    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.
    18.05.1990
    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.
    09.03.2009
    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.
    OIL
    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.
    BÅT GP
    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.
    332.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3222.0
    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).
    3220.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    6.9
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    120
    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 TRIASSIC
    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.
    GREY BEDS (INFORMAL)
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    64° 16' 44.34'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 9' 0.13'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7129582.24
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    410422.66
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1229

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6407/7-3 was drilled on the northern part of the A structure of the Njord Field. The main objectives of the well were to test the hydrocarbon potential of the Ile Formation, to test the hydrocarbon potential of the Tilje Formation above the oil down to level in the Tilje Formation in well 6407/7-1, and to obtain formation pressure data to indicate the relationship between the A-north and the A-east/A-central compartments.
    Operations and results
    Well 6407/7-3 was spudded with the semi-submersible installation Polar Pioneer on 3 March 1988 and drilled to TD at 3222 m in the Triassic Grey Beds. At 891 m, after setting of 30" casing, gas started to stream out of the casing. It was assumed that the gas came from the bottom of the hole, since there were no previous peaks on the MWD log. Three cement plugs were set in the interval 780 - 891 m, but the gas continued to stream. A plug was then set in the interval 510 - 570 m, and the gas stream decreased. The hole was drilled up again to 525 m, where 20" casing was set, originally not a part of the program. Two zones had shallow gas, 553 - 570 m and 652 - 685 m, which was in agreement with what was assumed in the site survey. Further drilling proceeded without any significant problems. The well was drilled with spud mud down to 536 m, with gel and seawater from 536 m to 1098 m, with Newdrill/KCl/PAC from 1098 m to 3048 m, and with Newdrill/PAC.
    Top Jurassic was encountered at 2795 with a 12 m thick Spekk Formation overlying the Middle Jurassic Not Formation. Top of the reservoir sections was encountered at 2851 m. Light oil was encountered in two differently pressured reservoir zones. The upper reservoir was the Ile Formation from 2851 to 2867 m with a net pay of 10.8 m. The lower reservoir was the Tilje Formation and into the Åre Formation. The oil bearing interval was from 2936.5 m and down to siltstones at 3068 m with a total net pay of 50.4 m. The Åre Formation (below 3014 m) was composed of siltstones, sandstones of low porosity and stringers of claystones. It constituted a minor part of the net pay.
    Shows were recorded in sandstones in the Nise, Kvitnos, and Lange Formations in the intervals 2062 - 2325 m and 2487 - 2872 m. Weak shows were recorded also below the oil bearing reservoirs down to 3205 m.
    Fourteen cores were cut in the well. Two were cut in the interval 2852 - 2893 m and the remaining from 2937 to 3103 m. While cutting the fourth core, there was an invasion of formation fluid into the hole due to a sudden increase in pore pressure. Heavy mud was circulated into the hole, and the well was brought under control. RFT pressures were recorded and a segregated sample was taken at 2855 m. It recovered ten litres of water, a small amount of gas, and no oil.
    The well was permanently abandoned on 18 May 1988 as an oil appraisal.
    Testing
    Three DST tests were performed in the well. DST 1 tested the interval 3046.8 - 3067.8 m and produced 16 Sm3 oil /day through a 25.4 mm choke. The oil density was 0.831 g/cm3. The down hole temperature in the test, measured at 3003.3 m, was 116 deg C.
    Two tests were planned from the interval 2990 - 3014 m. DST 2A produced 527 sm3 oil and 119389 Sm3 gas /day through a 50.8 mm choke. The GOR was 227 Sm3/Sm3, the oil density was 0.809 g/cm3, the gas gravity was 0.737 (air = 1) with 1% CO2 and less than 1 ppm H2S. The down hole temperature in the test, measured at 2889.1 m, was 113.7 deg C. DST 2B was not performed because the bottom hole pressure tool was lost during test 2A and the hole had to be killed.
    DST 3 tested the interval 2852.1 - 2867.9 m and produced 950 Sm3 oil and 396150 Sm3 gas /day through a 25.4 mm choke. The GOR was 417 Sm3/Sm3, the oil density was 0.808 g/cm3, the gas gravity was 0.745 (air = 1) with 2% CO2 and less than 1 ppm H2S. The down hole temperature in the test, measured at 2795.5 m, was 111.9 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    560.00
    3222.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2852.0
    2871.7
    [m ]
    2
    2873.0
    2892.5
    [m ]
    3
    2937.0
    2946.2
    [m ]
    4
    2946.3
    2952.9
    [m ]
    5
    2953.0
    2967.6
    [m ]
    6
    2967.0
    2984.4
    [m ]
    7
    2984.4
    3012.3
    [m ]
    8
    3012.3
    3025.5
    [m ]
    9
    3025.5
    3030.6
    [m ]
    10
    3030.6
    3043.4
    [m ]
    11
    3043.5
    3069.0
    [m ]
    12
    3069.0
    3070.4
    [m ]
    13
    3071.0
    3085.0
    [m ]
    14
    3086.0
    3100.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    201.4
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1221.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1292.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1410.3
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1558.3
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1681.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1729.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1769.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1814.8
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1868.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1900.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1947.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1999.6
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2016.8
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2078.8
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2134.3
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2184.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2225.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2267.2
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2309.2
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2350.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2390.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2449.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2628.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2673.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2702.2
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2730.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2755.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2765.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2782.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2790.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2796.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2797.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2800.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2805.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2815.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2823.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2833.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2837.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2840.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2845.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2850.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2852.5
    [m]
    C
    HYDRO
    2856.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2856.8
    [m]
    C
    HYDRO
    2861.5
    [m]
    C
    HYDRO
    2868.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2873.3
    [m]
    C
    HYDRO
    2876.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2881.2
    [m]
    C
    HYDRO
    2887.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2887.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2890.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2892.5
    [m]
    C
    HYDRO
    2915.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2925.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2933.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2939.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2944.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2949.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2953.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2959.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2969.2
    [m]
    C
    HYDRO
    2976.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2984.4
    [m]
    C
    HYDRO
    2985.4
    [m]
    C
    HYDRO
    2990.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2995.6
    [m]
    C
    HYDRO
    3010.9
    [m]
    C
    HYDRO
    3013.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3030.6
    [m]
    C
    HYDRO
    3032.9
    [m]
    C
    HYDRO
    3035.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3039.8
    [m]
    C
    HYDRO
    3047.4
    [m]
    C
    HYDRO
    3052.3
    [m]
    C
    HYDRO
    3064.4
    [m]
    C
    HYDRO
    3072.8
    [m]
    C
    HYDRO
    3084.7
    [m]
    C
    HYDRO
    3094.7
    [m]
    C
    HYDRO
    3108.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3135.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3155.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3168.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3180.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3195.5
    [m]
    SWC
    HYDRO

  • 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
    DST2A
    2990.00
    3014.00
    08.05.1988 - 00:00
    YES
    DST
    DST3
    2852.00
    2867.00
    11.05.1988 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.31
    pdf
    2.46

  • 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
    0.56
    pdf
    0.25

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    10.13
    pdf
    4.68

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3047
    3068
    25.4
    2.0
    2990
    3014
    50.8
    3.0
    2852
    2868
    25.4
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    3.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    16
    0.831
    2.0
    527
    119000
    0.809
    0.737
    227
    3.0
    950
    396000
    0.808
    0.745
    417

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    AMS
    1020
    2748
    AMS
    2736
    3222
    CBL VDL GR
    450
    1095
    CBL VDL GR
    2075
    2730
    CST GR
    1221
    2730
    CST GR
    2755
    3195
    CST GR
    2755
    3180
    DIL BHC GR SP
    400
    1057
    DIL BHC GR SP
    1020
    2748
    DIL SDT GR SP
    2736
    3225
    DLL MSFL SGR
    2736
    3222
    EVA SONIC
    2997
    3210
    EVA SONIC
    3080
    3120
    FMS AMS GR
    2740
    3226
    LDL CNL CAL GR
    1020
    2748
    LDL CNL NGS CAL
    2736
    3222
    MWD - GR RES DIR
    363
    1116
    MWD - GR RES DIR
    2753
    3221
    NGS
    2736
    3222
    RFT GR
    2855
    2880
    RFT GR
    2855
    3144
    RFT GR
    2860
    3004
    SHDT GR
    1099
    2749
    VSP
    700
    2700
    VSP
    900
    3150

  • 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
    440.0
    36
    442.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    520.0
    26
    536.0
    1.37
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1098.0
    17 1/2
    1116.0
    1.78
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2731.0
    12 1/4
    2750.0
    1.75
    LOT
    LINER
    7
    3218.0
    8 1/2
    3222.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    394
    1.03
    WATER BASED
    03.03.1988
    440
    1.03
    WATER BASED
    04.03.1988
    442
    1.03
    WATER BASED
    07.03.1988
    480
    1.61
    18.0
    5.0
    WATER BASED
    19.05.1988
    480
    0.00
    WATER BASED
    20.05.1988
    510
    1.08
    WATER BASED
    08.03.1988
    525
    1.05
    WATER BASED
    09.03.1988
    525
    1.05
    WATER BASED
    10.03.1988
    536
    1.07
    5.0
    7.0
    WATER BASED
    11.03.1988
    811
    1.14
    5.0
    7.0
    WATER BASED
    14.03.1988
    891
    1.03
    WATER BASED
    07.03.1988
    1116
    1.14
    6.0
    11.0
    WATER BASED
    14.03.1988
    1116
    1.15
    7.0
    12.0
    WATER BASED
    14.03.1988
    1116
    1.14
    5.0
    9.0
    WATER BASED
    15.03.1988
    1176
    1.53
    12.0
    7.0
    WATER BASED
    16.03.1988
    1649
    1.60
    15.0
    9.0
    WATER BASED
    17.03.1988
    2151
    1.60
    18.0
    9.0
    WATER BASED
    18.03.1988
    2233
    1.60
    17.0
    8.0
    WATER BASED
    21.03.1988
    2407
    1.60
    18.0
    14.0
    WATER BASED
    21.03.1988
    2465
    1.60
    15.0
    13.0
    WATER BASED
    21.03.1988
    2560
    1.60
    16.0
    13.0
    WATER BASED
    22.03.1988
    2658
    1.60
    18.0
    8.0
    WATER BASED
    24.03.1988
    2711
    1.60
    18.0
    9.0
    WATER BASED
    24.03.1988
    2745
    1.61
    18.0
    5.0
    WATER BASED
    19.05.1988
    2750
    1.60
    14.0
    6.0
    WATER BASED
    25.03.1988
    2750
    1.60
    17.0
    9.0
    WATER BASED
    28.03.1988
    2750
    1.60
    18.0
    10.0
    WATER BASED
    28.03.1988
    2750
    1.60
    10.0
    5.0
    WATER BASED
    28.03.1988
    2753
    1.59
    12.0
    13.0
    WATER BASED
    29.03.1988
    2841
    1.46
    18.0
    5.0
    WATER BASED
    05.04.1988
    2873
    1.46
    19.0
    5.0
    WATER BASED
    06.04.1988
    2898
    1.46
    16.0
    5.0
    WATER BASED
    06.04.1988
    2922
    1.60
    15.0
    5.0
    WATER BASED
    16.05.1988
    2922
    1.60
    15.0
    6.0
    WATER BASED
    16.05.1988
    2922
    1.61
    18.0
    5.0
    WATER BASED
    16.05.1988
    2937
    1.46
    20.0
    6.0
    WATER BASED
    06.04.1988
    2947
    1.46
    20.0
    6.0
    WATER BASED
    06.04.1988
    2965
    1.52
    22.0
    6.0
    WATER BASED
    06.04.1988
    2984
    1.52
    22.0
    6.0
    WATER BASED
    06.04.1988
    3018
    1.52
    22.0
    6.0
    WATER BASED
    06.04.1988
    3030
    1.52
    22.0
    6.0
    WATER BASED
    07.04.1988
    3041
    1.60
    22.0
    4.0
    WATER BASED
    02.05.1988
    3041
    1.60
    21.0
    4.0
    WATER BASED
    03.05.1988
    3041
    1.60
    18.0
    6.0
    WATER BASED
    05.05.1988
    3041
    1.60
    16.0
    5.0
    WATER BASED
    06.05.1988
    3041
    1.60
    16.0
    6.0
    WATER BASED
    09.05.1988
    3041
    1.60
    19.0
    6.0
    WATER BASED
    13.05.1988
    3041
    1.60
    21.0
    6.0
    WATER BASED
    10.05.1988
    3041
    1.60
    18.0
    6.0
    WATER BASED
    04.05.1988
    3041
    1.60
    18.0
    6.0
    WATER BASED
    09.05.1988
    3048
    1.52
    19.0
    4.0
    WATER BASED
    08.04.1988
    3071
    1.52
    21.0
    5.0
    WATER BASED
    11.04.1988
    3102
    1.52
    22.0
    5.0
    WATER BASED
    11.04.1988
    3162
    1.52
    23.0
    6.0
    WATER BASED
    11.04.1988
    3222
    1.52
    22.0
    5.0
    WATER BASED
    12.04.1988
    3222
    1.52
    19.0
    5.0
    WATER BASED
    14.04.1988
    3222
    1.52
    24.0
    5.0
    WATER BASED
    15.04.1988
    3222
    1.52
    27.0
    4.0
    WATER BASED
    19.04.1988
    3222
    1.52
    23.0
    6.0
    WATER BASED
    19.04.1988
    3222
    1.52
    29.0
    5.0
    WATER BASED
    19.04.1988
    3222
    1.56
    24.0
    5.0
    WATER BASED
    20.04.1988
    3222
    1.56
    21.0
    6.0
    WATER BASED
    22.04.1988
    3222
    1.60
    23.0
    7.0
    WATER BASED
    22.04.1988
    3222
    1.60
    24.0
    5.0
    WATER BASED
    27.04.1988
    3222
    1.60
    23.0
    5.0
    WATER BASED
    27.04.1988
    3222
    1.60
    25.0
    5.0
    WATER BASED
    27.04.1988
    3222
    1.60
    23.0
    4.0
    WATER BASED
    27.04.1988
    3222
    1.60
    23.0
    4.0
    WATER BASED
    29.04.1988
    3222
    1.60
    22.0
    5.0
    WATER BASED
    02.05.1988
    3222
    1.52
    19.0
    5.0
    WATER BASED
    13.04.1988
    3222
    1.52
    25.0
    4.0
    WATER BASED
    19.04.1988
    3222
    1.60
    23.0
    4.0
    WATER BASED
    02.05.1988

  • 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
    0.23