Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6506/11-6

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.
    6506/11-6
    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.
    6506/11-6
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    HWM 94- INLINE 3194 & X-LINE 906
    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.
    922-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    180
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    24.02.1998
    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.
    22.08.1998
    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.
    22.08.2000
    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.
    GARN 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.
    MIDDLE 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.
    ILE FM
    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.
    380.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    5275.0
    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).
    5273.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    173
    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° 1' 26.24'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    6° 25' 10.71'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7213786.47
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    378448.14
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    3306

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6506/11-6 was drilled on a structure on the northern segment of the Kristin Discovery, ca 5 km west of the southern part of the Smørbukk Discovery offshore Mid Norway. The main objective was to evaluate and appraise the hydrocarbon potential of the Middle Jurassic Garn and Ile Formations.
    Operations and results
    Appraisal well 6506/11-6 was spudded with the semi-submersible installation Deepsea Bergen on 24 February 1998 and drilled to TD at 5275 m in Early Jurassic sediments of the Åre Formation. The well was drilled with bentonite spud mud down to 1412 m, with Glydril mud from 1412 m to 2739 m, and with Versapro oil based mud from 2739 m to TD.
    The well proved gas/condensate in the Garn and Ile Formations. Isolated shows were recorded on sidewall cores at 3563 m (Lysing Formation) and at 4517 m (Lange Formation), both in thin sandstone stringers. Shows were recorded from top of the Garn Formation sand reservoir at 4645 m to the top of the Upper Ror Formation at 4891 m (MWD depth, correspond to 4896 m loggers depth). Shows were also observed from 4952 to 4980 m (MWD depth) in the Tofte Formation, but these are probably a result of mud invasion. Ten conventional cores were cut in the interval 4652 m to 5125 m in the Middle to Early Jurassic, recovering a total of 297 m of core from the Garn, Not, Ile, Upper Ror, Tofte and Tilje Formations. Several runs with the Schlumberger MDT tool were performed. Pressure points and sampling were attempted in the Lysing and Lange sands, but with no success due to poor reservoir quality. Formation pressure measurements and fluid samples (gas and water) were collected in the Garn, Ile, Tofte and Tilje Formations. For the Åre Formation pressure measurements were achieved but no cores or fluid samples were taken.
    The well was permanently abandoned on 22 August 1998 as a gas and condensate appraisal well on the Kristin Discovery.
    Testing
    Three tests were performed, one in the Ile Formation and two in the Garn Formation.
    DST 1 in the Ile Formation tested the interval 4839.2 m - 4849.2 m and produced 568000 Sm3 gas and 557 Sm3 condensate pr day on a 36/64" choke. The measured down hole DST temperature was 172.6 deg C.
    DST2 in the Garn Formation tested the interval 4695 m to 4736.7 m and produced 78000 Sm3 gas and 105 Sm3 condensate pr day on a 12/64" choke. The measured down hole DST temperature was 162.8 deg C.
    DST3 in the Garn Formation tested the interval 4649.4 m to 4668.3 m and produced 533000 Sm3 gas and 770 Sm3 condensate pr day on a 36/64" choke. The measured down hole DST temperature was 167.7 deg C.
    Both wire line bottom hole temperatures and DST temperatures were recorded in this well. The wire line data from the final logging gave a Horner corrected temperature at final well TD of 173 deg C. The temperature data from well testing is believed to be the most reliable, but for all of the tests there were quite large pressure draw down and this reduces the quality of the evaluated temperature. DST 2 measurement had the largest pressure drop and lowest flow rate, and data from this test is considered the least reliable. At these high temperature and pressures Joule Thompson effects are assumed to give ca 7 deg C temperature increase in the flowing DST 1 and 3 well bore fluids compared to the true formation temperature.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1420.00
    5275.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    4652.0
    4661.3
    [m ]
    2
    4661.3
    4688.5
    [m ]
    3
    4688.5
    4710.9
    [m ]
    4
    4711.0
    4738.0
    [m ]
    5
    4738.0
    4792.8
    [m ]
    6
    4813.0
    4836.8
    [m ]
    7
    4837.0
    4858.0
    [m ]
    8
    4858.0
    4913.6
    [m ]
    9
    4952.0
    4980.8
    [m ]
    10
    5098.0
    5125.2
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    297.1
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 4652-4657m
    Kjerne bilde med dybde: 4657-4661m
    Kjerne bilde med dybde: 4661-4666m
    Kjerne bilde med dybde: 4666-4671m
    Kjerne bilde med dybde: 4671-4676m
    4652-4657m
    4657-4661m
    4661-4666m
    4666-4671m
    4671-4676m
    Kjerne bilde med dybde: 4676-4681m
    Kjerne bilde med dybde: 4681-4686m
    Kjerne bilde med dybde: 4686-4688m
    Kjerne bilde med dybde: 4688-4693m
    Kjerne bilde med dybde: 4693-4698m
    4676-4681m
    4681-4686m
    4686-4688m
    4688-4693m
    4693-4698m
    Kjerne bilde med dybde: 4698-4703m
    Kjerne bilde med dybde: 4703-4708m
    Kjerne bilde med dybde: 4708-4710m
    Kjerne bilde med dybde: 4711-4716m
    Kjerne bilde med dybde: 4716-4721m
    4698-4703m
    4703-4708m
    4708-4710m
    4711-4716m
    4716-4721m
    Kjerne bilde med dybde: 4721-4726m
    Kjerne bilde med dybde: 4726-4731m
    Kjerne bilde med dybde: 4731-4736m
    Kjerne bilde med dybde: 4736-4738m
    Kjerne bilde med dybde: 4738-4743m
    4721-4726m
    4726-4731m
    4731-4736m
    4736-4738m
    4738-4743m
    Kjerne bilde med dybde: 4743-4748m
    Kjerne bilde med dybde: 4748-4753m
    Kjerne bilde med dybde: 4753-4758m
    Kjerne bilde med dybde: 4758-4763m
    Kjerne bilde med dybde: 4763-4768m
    4743-4748m
    4748-4753m
    4753-4758m
    4758-4763m
    4763-4768m
    Kjerne bilde med dybde: 4768-4773m
    Kjerne bilde med dybde: 4773-4776m
    Kjerne bilde med dybde: 4778-4783m
    Kjerne bilde med dybde: 4783-4788m
    Kjerne bilde med dybde: 4788-4792m
    4768-4773m
    4773-4776m
    4778-4783m
    4783-4788m
    4788-4792m
    Kjerne bilde med dybde: 4813-4818m
    Kjerne bilde med dybde: 4818-4823m
    Kjerne bilde med dybde: 4823-4828m
    Kjerne bilde med dybde: 4828-4833m
    Kjerne bilde med dybde: 4833-4836m
    4813-4818m
    4818-4823m
    4823-4828m
    4828-4833m
    4833-4836m
    Kjerne bilde med dybde: 4837-4842m
    Kjerne bilde med dybde: 4842-4847m
    Kjerne bilde med dybde: 4847-4852m
    Kjerne bilde med dybde: 4852-4857m
    Kjerne bilde med dybde: 4857-4858m
    4837-4842m
    4842-4847m
    4847-4852m
    4852-4857m
    4857-4858m
    Kjerne bilde med dybde: 4858-4863m
    Kjerne bilde med dybde: 4863-4868m
    Kjerne bilde med dybde: 4868-4873m
    Kjerne bilde med dybde: 4873-4878m
    Kjerne bilde med dybde: 4878-4883m
    4858-4863m
    4863-4868m
    4868-4873m
    4873-4878m
    4878-4883m
    Kjerne bilde med dybde: 4883-4888m
    Kjerne bilde med dybde: 48884893m
    Kjerne bilde med dybde: 4893-4898m
    Kjerne bilde med dybde: 4898-4903m
    Kjerne bilde med dybde: 4903-4908m
    4883-4888m
    48884893m
    4893-4898m
    4898-4903m
    4903-4908m
    Kjerne bilde med dybde: 4908-4913m
    Kjerne bilde med dybde: 4913-4914m
    Kjerne bilde med dybde: 4952-4957m
    Kjerne bilde med dybde: 4957-4962m
    Kjerne bilde med dybde: 4962-4967m
    4908-4913m
    4913-4914m
    4952-4957m
    4957-4962m
    4962-4967m
    Kjerne bilde med dybde: 4967-4972m
    Kjerne bilde med dybde: 4972-4977m
    Kjerne bilde med dybde: 4977-4980m
    Kjerne bilde med dybde: 5098-5103m
    Kjerne bilde med dybde: 5103-5108m
    4967-4972m
    4972-4977m
    4977-4980m
    5098-5103m
    5103-5108m
    Kjerne bilde med dybde: 5108-5113m
    Kjerne bilde med dybde: 5113-5118m
    Kjerne bilde med dybde: 5118-5123m
    Kjerne bilde med dybde: 5123-5125m
    Kjerne bilde med dybde:  
    5108-5113m
    5113-5118m
    5118-5123m
    5123-5125m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1420.0
    [m]
    DC
    RRI
    1440.0
    [m]
    DC
    RRI
    1460.0
    [m]
    DC
    RRI
    1480.0
    [m]
    DC
    RRI
    1500.0
    [m]
    DC
    RRI
    1520.0
    [m]
    DC
    RRI
    1540.0
    [m]
    DC
    RRI
    1560.0
    [m]
    DC
    RRI
    1580.0
    [m]
    DC
    RRI
    1600.0
    [m]
    DC
    RRI
    1620.0
    [m]
    DC
    RRI
    1640.0
    [m]
    DC
    RRI
    1660.0
    [m]
    DC
    RRI
    1680.0
    [m]
    DC
    RRI
    1700.0
    [m]
    DC
    RRI
    1720.0
    [m]
    DC
    RRI
    1740.0
    [m]
    DC
    RRI
    1760.0
    [m]
    DC
    RRI
    1780.0
    [m]
    DC
    RRI
    1800.0
    [m]
    DC
    RRI
    1820.0
    [m]
    DC
    RRI
    1840.0
    [m]
    DC
    RRI
    1860.0
    [m]
    DC
    RRI
    1880.0
    [m]
    DC
    RRI
    1900.0
    [m]
    DC
    RRI
    1920.0
    [m]
    DC
    RRI
    1940.0
    [m]
    DC
    RRI
    1960.0
    [m]
    DC
    RRI
    1980.0
    [m]
    DC
    RRI
    2000.0
    [m]
    DC
    RRI
    2020.0
    [m]
    DC
    RRI
    2040.0
    [m]
    DC
    RRI
    2060.0
    [m]
    DC
    RRI
    2080.0
    [m]
    DC
    RRI
    2100.0
    [m]
    DC
    RRI
    2120.0
    [m]
    DC
    RRI
    2140.0
    [m]
    DC
    RRI
    2160.0
    [m]
    DC
    RRI
    2180.0
    [m]
    DC
    RRI
    2200.0
    [m]
    DC
    RRI
    2220.0
    [m]
    DC
    RRI
    2240.0
    [m]
    DC
    RRI
    2260.0
    [m]
    DC
    RRI
    2280.0
    [m]
    DC
    RRI
    2300.0
    [m]
    DC
    RRI
    2320.0
    [m]
    DC
    RRI
    2340.0
    [m]
    DC
    RRI
    2360.0
    [m]
    DC
    RRI
    2380.0
    [m]
    DC
    RRI
    2400.0
    [m]
    DC
    RRI
    2420.0
    [m]
    DC
    RRI
    2440.0
    [m]
    DC
    RRI
    2480.0
    [m]
    DC
    RRI
    2500.0
    [m]
    DC
    RRI
    2520.0
    [m]
    DC
    RRI
    2540.0
    [m]
    DC
    RRI
    2560.0
    [m]
    DC
    RRI
    2600.0
    [m]
    DC
    RRI
    2620.0
    [m]
    DC
    RRI
    2640.0
    [m]
    DC
    RRI
    2660.0
    [m]
    DC
    RRI
    2680.0
    [m]
    DC
    RRI
    2700.0
    [m]
    DC
    RRI
    2720.0
    [m]
    DC
    RRI
    2740.0
    [m]
    DC
    RRI
    2780.0
    [m]
    DC
    RRI
    2800.0
    [m]
    DC
    RRI
    2840.0
    [m]
    DC
    RRI
    2860.0
    [m]
    DC
    RRI
    2880.0
    [m]
    DC
    RRI
    2900.0
    [m]
    DC
    RRI
    2920.0
    [m]
    DC
    RRI
    2940.0
    [m]
    DC
    RRI
    2960.0
    [m]
    DC
    RRI
    2980.0
    [m]
    DC
    RRI
    3000.0
    [m]
    DC
    RRI
    3020.0
    [m]
    DC
    RRI
    3040.0
    [m]
    DC
    RRI
    3060.0
    [m]
    DC
    RRI
    3080.0
    [m]
    DC
    RRI
    3100.0
    [m]
    DC
    RRI
    3120.0
    [m]
    DC
    RRI
    3140.0
    [m]
    DC
    RRI
    3160.0
    [m]
    DC
    RRI
    3180.0
    [m]
    DC
    RRI
    3210.0
    [m]
    DC
    RRI
    3220.0
    [m]
    DC
    RRI
    3240.0
    [m]
    DC
    RRI
    3260.0
    [m]
    DC
    RRI
    3280.0
    [m]
    DC
    RRI
    3300.0
    [m]
    DC
    RRI
    3320.0
    [m]
    DC
    RRI
    3340.0
    [m]
    DC
    RRI
    3360.0
    [m]
    DC
    RRI
    3380.0
    [m]
    DC
    RRI
    3400.0
    [m]
    DC
    RRI
    3420.0
    [m]
    DC
    RRI
    3440.0
    [m]
    DC
    RRI
    3460.0
    [m]
    DC
    RRI
    3480.0
    [m]
    DC
    RRI
    3500.0
    [m]
    DC
    RRI
    3520.0
    [m]
    DC
    RRI
    3540.0
    [m]
    DC
    RRI
    3580.0
    [m]
    DC
    RRI
    3600.0
    [m]
    DC
    RRI
    3620.0
    [m]
    DC
    RRI
    3640.0
    [m]
    DC
    RRI
    3660.0
    [m]
    DC
    RRI
    3685.0
    [m]
    DC
    RRI
    3700.0
    [m]
    DC
    RRI
    3720.0
    [m]
    DC
    RRI
    3760.0
    [m]
    DC
    RRI
    3780.0
    [m]
    DC
    RRI
    3800.0
    [m]
    DC
    RRI
    3820.0
    [m]
    DC
    RRI
    3840.0
    [m]
    DC
    RRI
    3860.0
    [m]
    DC
    RRI
    3880.0
    [m]
    DC
    RRI
    3900.0
    [m]
    DC
    RRI
    3910.0
    [m]
    DC
    RRI
    3930.0
    [m]
    DC
    RRI
    3945.0
    [m]
    DC
    RRI
    3980.0
    [m]
    DC
    RRI
    4000.0
    [m]
    DC
    RRI
    4020.0
    [m]
    DC
    RRI
    4040.0
    [m]
    DC
    RRI
    4060.0
    [m]
    DC
    RRI
    4080.0
    [m]
    DC
    RRI
    4100.0
    [m]
    DC
    RRI
    4120.0
    [m]
    DC
    RRI
    4140.0
    [m]
    DC
    RRI
    4160.0
    [m]
    DC
    RRI
    4180.0
    [m]
    DC
    RRI
    4220.0
    [m]
    DC
    RRI
    4260.0
    [m]
    DC
    RRI
    4300.0
    [m]
    DC
    RRI
    4320.0
    [m]
    DC
    RRI
    4340.0
    [m]
    DC
    RRI
    4380.0
    [m]
    DC
    RRI
    4400.0
    [m]
    DC
    RRI
    4420.0
    [m]
    DC
    RRI
    4460.0
    [m]
    DC
    RRI
    4470.0
    [m]
    DC
    RRI
    4480.0
    [m]
    DC
    RRI
    4490.0
    [m]
    DC
    RRI
    4500.0
    [m]
    DC
    RRI
    4527.0
    [m]
    DC
    RRI
    4536.0
    [m]
    DC
    RRI
    4545.0
    [m]
    DC
    RRI
    4554.0
    [m]
    DC
    RRI
    4563.0
    [m]
    DC
    RRI
    4572.0
    [m]
    DC
    RRI
    4581.0
    [m]
    DC
    RRI
    4590.0
    [m]
    DC
    RRI
    4599.0
    [m]
    DC
    RRI
    4605.0
    [m]
    DC
    RRI
    4608.0
    [m]
    DC
    RRI
    4626.0
    [m]
    DC
    RRI
    4635.0
    [m]
    DC
    RRI
    4678.0
    [m]
    C
    RRI
    4684.0
    [m]
    C
    RRI
    4694.0
    [m]
    C
    RRI
    4709.0
    [m]
    C
    RRI
    4719.0
    [m]
    C
    RRI
    4739.0
    [m]
    C
    RRI
    4743.0
    [m]
    C
    RRI
    4764.0
    [m]
    C
    RRI
    4767.0
    [m]
    C
    RRI
    4773.0
    [m]
    C
    RRI
    4779.0
    [m]
    C
    RRI
    4788.0
    [m]
    C
    RRI
    4790.0
    [m]
    C
    RRI
    4809.0
    [m]
    DC
    RRI
    4815.0
    [m]
    C
    RRI
    4821.0
    [m]
    C
    RRI
    4827.0
    [m]
    C
    RRI
    4833.0
    [m]
    C
    RRI
    4838.0
    [m]
    C
    RRI
    4844.0
    [m]
    C
    RRI
    4850.0
    [m]
    C
    RRI
    4858.0
    [m]
    C
    RRI
    4864.0
    [m]
    C
    RRI
    4869.0
    [m]
    C
    RRI
    4883.0
    [m]
    C
    RRI
    4890.0
    [m]
    C
    RRI
    4893.0
    [m]
    C
    RRI
    4902.0
    [m]
    C
    RRI
    4905.0
    [m]
    C
    RRI
    4913.0
    [m]
    C
    RRI
    4955.0
    [m]
    C
    RRI
    4958.0
    [m]
    C
    RRI
    4965.0
    [m]
    C
    RRI
    4977.0
    [m]
    C
    RRI
    4980.0
    [m]
    C
    RRI
    5022.0
    [m]
    DC
    RRI
    5034.0
    [m]
    DC
    RRI
    5046.0
    [m]
    DC
    RRI
    5058.0
    [m]
    DC
    RRI
    5064.0
    [m]
    DC
    RRI
    5070.0
    [m]
    DC
    RRI
    5082.0
    [m]
    DC
    RRI
    5094.0
    [m]
    DC
    RRI
    5101.0
    [m]
    C
    RRI
    5106.0
    [m]
    C
    RRI
    5110.0
    [m]
    C
    RRI
    5116.0
    [m]
    C
    RRI
    5121.0
    [m]
    C
    RRI
    5122.0
    [m]
    C
    RRI
    5127.0
    [m]
    DC
    RRI
    5133.0
    [m]
    DC
    RRI
    5151.0
    [m]
    DC
    RRI
    5157.0
    [m]
    DC
    RRI
    5163.0
    [m]
    DC
    RRI
    5169.0
    [m]
    DC
    RRI
    5175.0
    [m]
    DC
    RRI
    5181.0
    [m]
    DC
    RRI
    5187.0
    [m]
    DC
    RRI
    5199.0
    [m]
    DC
    RRI
    5205.0
    [m]
    DC
    RRI
    5211.0
    [m]
    DC
    RRI
    5217.0
    [m]
    DC
    RRI
    5223.0
    [m]
    DC
    RRI
    5229.0
    [m]
    DC
    RRI
    5235.0
    [m]
    DC
    RRI
    5241.0
    [m]
    DC
    RRI
    5247.0
    [m]
    DC
    RRI
    5253.0
    [m]
    DC
    RRI
    5259.0
    [m]
    DC
    RRI
    5265.0
    [m]
    DC
    RRI
    5268.0
    [m]
    DC
    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
    DST1
    4849.00
    4839.00
    06.07.1998 - 08:15
    YES
    DST
    TEST2
    4737.00
    4695.00
    CONDENSATE
    21.07.1998 - 01:12
    YES
    DST
    TEST3
    4669.00
    4651.00
    CONDENSATE
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.69

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    3.65

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    .pdf
    4.71
    .pdf
    37.84

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    4839
    4849
    14.3
    2.0
    4695
    4736
    4.7
    3.0
    4649
    4668
    14.3
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    172
    2.0
    163
    3.0
    168
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    557
    568000
    0.789
    0.715
    1019
    2.0
    105
    78000
    0.795
    0.715
    743
    3.0
    770
    533000
    0.795
    0.715
    692

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    AIT DSI GR
    1019
    2917
    CMR IPLT
    4611
    5000
    DITE DSI GR
    4500
    5275
    IPL GR LEH-Q
    2730
    4400
    LDT CNT GR
    4500
    5275
    LDT CNT GR AMS
    4495
    4666
    MDT
    4519
    4666
    MDT
    4652
    4960
    MDT
    4652
    4885
    MDT GR
    3432
    4421
    MDT GR
    4666
    4888
    MDT GR
    4749
    4958
    MDT GR
    4959
    5251
    MWD - DPR RAW
    403
    2739
    MWD - MPR MDP
    2742
    5275
    OBDT GR
    2850
    5275
    PEX HALS DSI
    1400
    2730
    SWC
    2766
    4497
    SWC
    2898
    4497
    SWC
    4517
    5274
    VSP
    1750
    5235

  • 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
    463.0
    36
    464.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    1402.0
    26
    1403.0
    1.69
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2730.0
    17 1/2
    2730.0
    2.00
    LOT
    INTERM.
    9 7/8
    4493.0
    12 1/4
    4494.0
    2.18
    LOT
    LINER
    7
    5275.0
    8 1/2
    5275.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    1300
    1.20
    BENTONITE/FW
    1412
    1.20
    34.0
    BENTONITE/FW
    2185
    1.64
    38.0
    GLYDRILL
    2739
    1.66
    42.0
    GLYDRILL
    2839
    1.64
    31.0
    VERSAPRO
    3685
    1.75
    48.0
    VERSAPRO
    4290
    1.80
    54.0
    VERSAPRO
    4643
    2.06
    57.0
    VERSAPRO
    4648
    2.02
    63.0
    VERSAPRO
    4695
    2.06
    71.0
    VERSAPRO
    4837
    2.02
    60.0
    VERSAPRO
    4980
    2.02
    64.0
    VERSAPRO
    5275
    2.02
    55.0
    VERSAPRO

  • 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