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

6406/5-1

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.
    6406/5-1
    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
    Pressemelding
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORWEGIAN SEA
    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.
    6406/5-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    SH00S2-104DA intersecting SH00S2-304D
    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.
    A/S Norske Shell
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1026-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    129
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    23.12.2001
    Boreslutt
    Letebrønner fra flyttbare innretninger:
    For flytende innretninger - dato når ankerhåndteringen startet.For oppjekkbare innretninger - dato for oppstart av nedjekking.
    Letebrønner fra faste innretninger og alle utvinningsbrønner:
    Dato for når totalt dyp er nådd og siste foringsrør, casing eller screen er satt. Ved umiddelbar plugging av brønnbanen, tilsvarer boreslutt datoen siste plugg er satt.
    30.04.2002
    Frigitt dato
    Dato for når rådata som er innrapportert til myndighetene fra brønnen ikke lenger er undergitt taushetsplikt. Normalt ca 2 år etter boreslutt. Kan være tidligere hvis arealet for utvinningstillatelsen er tilbakelevert.
    30.04.2004
    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.
    18.05.2004
    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.
    GARN FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    26.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    286.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4692.0
    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).
    4684.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    165
    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.
    TILJE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    64° 37' 16.62'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    6° 36' 3.13'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7168597.21
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    385281.15
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    4451

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6406/5-1 was drilled on the Halten Terrace, on a structure south of the Kristin field. The objective of well 6406/5-1 was to test and sample the Middle-Lower Jurassic Garn, Ile and Tofte Formations.
    Operations and results
    Wildcat well 6406/5-1 was spudded on 23 December 2001 in 286 m water depth with the semi-submersible installation Transocean Winner and drilled to TD at 4692 m in the Early Jurassic Tilje Formation. The well encountered a kick immediately below the base of the Tertiary at 2600 m where hydrocarbons flowed to the surface. An unexpected highly pressured sandy interval of the Springar Formation contained fluid hydrocarbons. Due to problems stabilizing the well bore, the well was technically sidetracked from the 16" casing at 1435 m. The well was drilled with spud mud down to 1434 m, with KCl/PAC/glycol mud from 1434 m to 2691 m, and with Versapro oil based mud from 2691 m to TD.
    The well found a 41 m hydrocarbon column in the Garn Formation. From MDT sampling the fluid was interpreted to be a rich gas/condensate with a GOR of 373 Sm3/Sm3. However, the reservoir MDT sample was estimated to have a mud contamination of 49%. Estimation of the uncontaminated reservoir fluid composition and the reservoir fluid properties using equations of state (EOS) gave a GOR of 486 Sm3/Sm3. The Ile and Tofte reservoirs were water bearing, but the cores showed fluorescence. All three prognosed reservoirs were encountered with porosities in the range of 7% to 29%.
    A total of 97 m core was recovered in five cores, one core from the Garn Formation, two cores from the Ile Formation, and two cores from the Tofte Formation. MDT pressures were taken from all reservoirs and fluid samples taken from the Ile and the Garn reservoirs. The pressure measurements at the top of the Garn Formation confirmed the predicted high pressure in the reservoir. The measured pressure was 777 bar.
    The well was plugged and abandoned on 30 April 2002 as a gas/condensate discovery.
    Testing
    No drill stem test was performed

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1440.00
    2590.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    4230.0
    4254.4
    [m ]
    2
    4342.0
    4366.1
    [m ]
    3
    4377.0
    4401.5
    [m ]
    4
    4495.0
    4496.5
    [m ]
    5
    4499.0
    4522.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    98.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1470.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1500.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1520.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1550.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1610.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1640.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1670.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1700.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1730.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1760.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1820.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1850.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1880.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1910.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1940.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1950.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1960.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1970.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1970.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1980.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    1990.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2000.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2010.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2020.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2030.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2040.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2050.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2060.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2070.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2080.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2090.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2100.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2110.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2120.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2130.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2140.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2150.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2160.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2170.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2190.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2210.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2220.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2240.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2250.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2270.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2280.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2290.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2300.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2310.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2340.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2350.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2360.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2370.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2390.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2400.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2410.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2420.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2430.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2440.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2450.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2460.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2470.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2480.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2490.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2500.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2510.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2520.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2530.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2540.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2550.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2560.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2570.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2580.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2589.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2601.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2610.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2619.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2630.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2640.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2650.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2660.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2670.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2680.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2690.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2710.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2740.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2770.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2800.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2820.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2840.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2870.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2890.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2910.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2930.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2940.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2960.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2970.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2980.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    2990.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3020.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3040.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3060.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3080.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3100.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3120.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3130.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3160.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3170.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3190.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3210.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3220.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3240.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3250.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3260.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3280.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3300.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3310.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3320.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3330.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3340.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3350.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3360.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3380.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3390.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3410.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3420.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3440.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3450.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3460.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3480.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3490.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3510.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3520.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3540.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3550.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3570.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3590.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3600.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3770.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3790.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3820.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3830.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3850.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3860.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3950.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3960.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    3970.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4006.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4014.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4023.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4032.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4041.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4068.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4071.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4074.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4083.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4092.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4100.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4110.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4122.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4134.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4146.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4155.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4167.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4179.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4197.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4206.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4209.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4220.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4230.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4231.6
    [m]
    C
    ICHRON
    4234.4
    [m]
    C
    ICHRON
    4236.5
    [m]
    C
    ICHRON
    4237.0
    [m]
    C
    ICHRON
    4239.7
    [m]
    C
    ICHRON
    4250.5
    [m]
    C
    ICHRON
    4251.7
    [m]
    C
    ICHRON
    4269.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4278.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4287.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4296.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4305.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4314.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4323.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4332.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4335.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4347.0
    [m]
    C
    ICHRON
    4350.1
    [m]
    C
    ICHRON
    4352.1
    [m]
    C
    ICHRON
    4355.4
    [m]
    C
    ICHRON
    4356.6
    [m]
    C
    ICHRON
    4359.1
    [m]
    C
    ICHRON
    4361.0
    [m]
    C
    ICHRON
    4363.9
    [m]
    C
    ICHRON
    4364.7
    [m]
    C
    ICHRON
    4378.0
    [m]
    C
    ICHRON
    4380.7
    [m]
    C
    ICHRON
    4385.0
    [m]
    C
    ICHRON
    4389.7
    [m]
    C
    ICHRON
    4393.7
    [m]
    C
    ICHRON
    4400.0
    [m]
    C
    ICHRON
    4401.4
    [m]
    C
    ICHRON
    4424.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4443.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4452.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4464.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4476.0
    [m]
    SWC
    ICHRON
    4486.0
    [m]
    SWC
    ICHRON
    4493.5
    [m]
    SWC
    ICHRON
    4516.0
    [m]
    C
    ICHRON
    4519.0
    [m]
    C
    ICHRON
    4521.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4522.5
    [m]
    C
    ICHRON
    4530.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4530.0
    [m]
    SWC
    ICHRON
    4540.0
    [m]
    SWC
    ICHRON
    4556.5
    [m]
    SWC
    ICHRON
    4566.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4568.0
    [m]
    SWC
    ICHRON
    4578.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4580.0
    [m]
    SWC
    ICHRON
    4590.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4617.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4635.0
    [m]
    SWC
    ICHRON
    4642.0
    [m]
    SWC
    ICHRON
    4644.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4650.0
    [m]
    SWC
    ICHRON
    4656.0
    [m]
    DC
    ICHRON
    4677.0
    [m]
    DC
    ICHRON

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.60

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.92
    xls
    0.14
    xls
    0.16

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    .pdf
    2.91
    .pdf
    7.77

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    AIT DSI GR
    4109
    4645
    ASI GR
    2227
    4090
    CSI GR
    3969
    4635
    CST GR
    4118
    4655
    ECRD ACTS IPLT AIT
    4106
    4501
    EMS GR ACTS
    1435
    1899
    EMS GR GPIT DSI
    2281
    2683
    IPLT
    4109
    4670
    IPLT AIT DSI
    2683
    4122
    MDT GR
    4108
    4237
    MDT GR
    4210
    4681
    MDT GR
    4236
    4486
    MDT GR
    4336
    4497
    MWD - CDR RES GR
    312
    2600
    MWD - CDR RES GR
    2691
    4692
    MWD - DIR
    1425
    2361
    PEX HALS HNGS
    2281
    2691

  • 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
    359.0
    36
    360.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    1399.0
    26
    1400.0
    1.84
    LOT
    INTERM.
    16
    2254.0
    18
    2260.0
    1.86
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2654.0
    17 1/2
    2660.0
    1.87
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    4073.0
    12 1/4
    4075.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    4692.0
    8 1/2
    4692.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    385
    1.05
    SPUD MUD
    1092
    1.05
    SPUD MUD
    1122
    1.84
    31.0
    POLYMER
    1287
    1.05
    SPUD MUD
    1297
    1.84
    31.0
    POLYMER
    1434
    1.50
    23.0
    KCL/PAC/GLYCOL
    1533
    1.54
    18.0
    KCL/PAC/GLYCOL
    1616
    1.48
    20.0
    KCL/PAC/GLYCOL
    2277
    1.58
    31.0
    KCL/PAC/GLYCOL
    2280
    1.58
    31.0
    KCL/PAC/GLYCOL
    2360
    1.50
    30.0
    KCL/PAC/GLYCOL
    2364
    1.75
    40.0
    KCL/PAC/GLYCOL
    2552
    1.78
    35.0
    KCL/PAC/GLYCOL
    2600
    1.64
    28.0
    KCL/PAC/GLYCOL
    2691
    1.82
    33.0
    KCL/PAC/GLYCOL
    2830
    1.78
    46.0
    OIL (ENVIRON)
    3901
    1.87
    72.0
    OIL (ENVIRON)
    4115
    1.87
    54.0
    OIL (ENVIRON)
    4149
    1.97
    58.0
    OIL (ENVIRON)
    4230
    1.97
    56.0
    OIL (ENVIRON)
    4313
    1.97
    58.0
    OIL (ENVIRON)
    4372
    1.97
    54.0
    OIL (ENVIRON)
    4378
    1.97
    58.0
    OIL (ENVIRON)
    4401
    1.97
    59.0
    OIL (ENVIRON)
    4434
    1.97
    54.0
    OIL (ENVIRON)
    4496
    1.97
    56.0
    OIL (ENVIRON)
    4523
    1.97
    52.0
    OIL (ENVIRON)
    4692
    1.90
    53.0
    OIL (ENVIRON)

  • 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