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

30/6-9

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.
    30/6-9
    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.
    SUSPENDED
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORTH 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.
    30/6-9
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST 8006 - 121 SP 510
    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.
    339-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    111
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    28.08.1982
    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.
    16.12.1982
    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.
    16.12.1984
    Publiseringsdato
    Dato kvalitetskontroll av informasjon om brønnbanen ble ferdig, slik at den kan publiseres på internett som en 'Well Data Summary Sheet brønnbane', dvs. med mer informasjon tilgjengelig enn for andre brønnbaner.
    29.03.2014
    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/GAS
    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.
    BRENT GP
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    107.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3476.0
    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).
    3474.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    116
    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.
    LUNDE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 30' 2.5'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 46' 53.4'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6707352.35
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    487996.62
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    83

  • Brønnhistorie
    General
    Well 30/6-9 was drilled on the Gamma structure on the Oseberg Field in the northern North Sea. The Gamma structure lies on the west side of the Alpha structure and is separated from it by a large northwest-southeast fault. The primary objectives of well 30/6-9 were to test hydrocarbon accumulations in the Brent Group and find additional hydrocarbon accumulations within the Early Jurassic. This was the first well located on the Gamma structure. Planned depth for the well was ca 3360 m or 75 m into the Triassic Lunde Formation.
    Operations and results
    Wildcat well 30/6-9 was spudded with the semi-submersible installation Nortrym on 28 August 1982 and drilled to TD at 3476 m in the Late Triassic Lunde Formation. No significant problems occurred while drilling the well. The well was drilled with seawater, bentonite and hi-vis pills down to 975 m, with KCl/polymer mud from 975 m to 2750 m, and with lignite/lignosulphonate/freshwater mud from 2750 m to TD
    Weak to strong shows were reported mainly in soft limestone stringers in the lowermost part of the Lista Formation in the Late Paleocene, in the Danian, and through the Maastrichtian. Further shows above the Brent Group were reported in cuttings in limestones from 2410 to 2422.5 m, just above the Late Jurassic unconformity.
    The main target, Brent Group was penetrated from 2458 to 2620 m. It was hydrocarbon bearing over the entire interval with the gas/oil contact calculated from FMT pressure recordings at ca 2520 m. This is the same, as the GOC on the Alpha structure. No oil/water contact was encountered. The net pay in the Brent Group is calculated to be 98 m giving a net/gross ratio of 0.60. The average porosity is 22.7% with an average water saturation of 20%. Below the Brent Group weak shows were reported from 2622 to 2630 m in the Drake Formation and in thin sandstone and siltstone stringers at 3000 to 3046 m in the Early Jurassic Amundsen Formation. The Early Jurassic Statfjord Group was found to be water bearing.
    Ten cores were cut from 2462 m to 2624.5 m in the Ness, Etive, and Drake formations. FMT fluid samples were taken in the Bent Group at 2461.5 m (gas and mud filtrate), 2489.5 m(2 3/4 gal chamber empty), 2543 m (gas, oil and mud filtrate), 2567 m (gas, oil and trace mud filtrate), and at 2617.5 m (gas, oil and mud filtrate) .
    The well was suspended on 16 December 1982 as an oil and gas discovery.
    Testing
    Five DST's were performed in this well, two in the gas zone and three in the oil zone.
    DST No 1 (2612.5 - 2615.5 m) at the base of the Etive Formation tested 528.7 Sm3/day of oil and 58581 Sm3 /day of gas through a 32/64" choke. GOR was 110 Sm3/Sm3. Oil gravity was 33.2 deg API and gas gravity was 0.679 (air = l). Maximum temperature recorded at reference depth 2594.3 m was 103.1 deg C.
    DST No 2 (2554 - 2559 m) at the very top of the Etive Formation tested 554 Sm3 oil /day and 65656 Sm3 gas /day through a 32/64" choke. GOR was 118 Sm3/Sm3. Oil gravity was 33.5 deg API and gas gravity was 0.678 (air = 1). Maximum temperature recorded at reference depth 2553 m was 100 deg C. This test was interrupted by technical problems during sampling. A re-test over the same interval (DST No 2A) was done to complete the test programme.
    DST No 3 (2537.3 - 2540 m and 2542.5 - 2547 m) in the lower Ness Formation tested  429 Sm3oil and 52072 Sm3 associated gas /day) through a 30/64" choke. GOR was 121 Sm3/Sm3. Oil gravity was 34 deg API and gas gravity was 0.675 (air = 1). Maximum temperature recorded at reference depth 2519.7 m was 99.8 deg C.
    DST No 4 (2498 - 2501 m) in the middle Ness Formation gas zone tested 200 Sm3 condensate and 624400 Sm3 gas /day through a 40/54" choke. Gas/Condensate Ratio was 3210 Sm3/Sm3. Condensate gravity was 54.8 deg API and gas gravity was 0.662 (air = 1). Maximum temperature recorded at reference depth 2485.8 m was 98.2 deg C.
    DST No 5 (2460 - 2463 m) at the top of the Ness Formation tested 189 Sm3 condensate and 673500 Sm3 gas /day through a 40/64" choke. GCR was 3560 Sm3/Sm3. Oil gravity was 60.2 deg API and gas gravity was 0.670 (air =1). Maximum temperature recorded at reference depth 2453.2 m was 97.8 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    210.00
    3475.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2462.0
    2480.0
    [m ]
    2
    2480.0
    2498.5
    [m ]
    3
    2498.5
    2516.0
    [m ]
    4
    2516.5
    2532.8
    [m ]
    5
    2533.0
    2534.0
    [m ]
    6
    2535.0
    2552.8
    [m ]
    7
    2553.0
    2571.0
    [m ]
    8
    2571.0
    2589.0
    [m ]
    9
    2589.0
    2607.0
    [m ]
    10
    2607.0
    2624.2
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    160.3
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2462-2466m
    Kjerne bilde med dybde: 2466-2470m
    Kjerne bilde med dybde: 2470-2474m
    Kjerne bilde med dybde: 2474-2478m
    Kjerne bilde med dybde: 2478-2480m
    2462-2466m
    2466-2470m
    2470-2474m
    2474-2478m
    2478-2480m
    Kjerne bilde med dybde: 2480-2484m
    Kjerne bilde med dybde: 2484-2488m
    Kjerne bilde med dybde: 2488-2492m
    Kjerne bilde med dybde: 2492-2496m
    Kjerne bilde med dybde: 2496-2498m
    2480-2484m
    2484-2488m
    2488-2492m
    2492-2496m
    2496-2498m
    Kjerne bilde med dybde: 2498-2502m
    Kjerne bilde med dybde: 2502-2506m
    Kjerne bilde med dybde: 2506-2510m
    Kjerne bilde med dybde: 2510-2514m
    Kjerne bilde med dybde: 2514-2516m
    2498-2502m
    2502-2506m
    2506-2510m
    2510-2514m
    2514-2516m
    Kjerne bilde med dybde: 2516-2520m
    Kjerne bilde med dybde: 2520-2524m
    Kjerne bilde med dybde: 2524-2528m
    Kjerne bilde med dybde: 2528-2532m
    Kjerne bilde med dybde: 2532-2532m
    2516-2520m
    2520-2524m
    2524-2528m
    2528-2532m
    2532-2532m
    Kjerne bilde med dybde: 2533-2534m
    Kjerne bilde med dybde: 2535-2539m
    Kjerne bilde med dybde: 2539-2543m
    Kjerne bilde med dybde: 2543-2547m
    Kjerne bilde med dybde: 2547-2551m
    2533-2534m
    2535-2539m
    2539-2543m
    2543-2547m
    2547-2551m
    Kjerne bilde med dybde: 2551-2552m
    Kjerne bilde med dybde: 2553-2557m
    Kjerne bilde med dybde: 2561-2565m
    Kjerne bilde med dybde: 2557-2561m
    Kjerne bilde med dybde: 2565-2569m
    2551-2552m
    2553-2557m
    2561-2565m
    2557-2561m
    2565-2569m
    Kjerne bilde med dybde: 2569-2571m
    Kjerne bilde med dybde: 2571-2575m
    Kjerne bilde med dybde: 2575-2579m
    Kjerne bilde med dybde: 2579-2583m
    Kjerne bilde med dybde: 2619-2623m
    2569-2571m
    2571-2575m
    2575-2579m
    2579-2583m
    2619-2623m
    Kjerne bilde med dybde: 2583-2587m
    Kjerne bilde med dybde: 2623-2624m
    Kjerne bilde med dybde: 2587-2589m
    Kjerne bilde med dybde: 2589-2593m
    Kjerne bilde med dybde: 2593-2597m
    2583-2587m
    2623-2624m
    2587-2589m
    2589-2593m
    2593-2597m
    Kjerne bilde med dybde: 2597-2601m
    Kjerne bilde med dybde: 2601-2605m
    Kjerne bilde med dybde: 2605-2607m
    Kjerne bilde med dybde: 2607-2611m
    Kjerne bilde med dybde: 2611-2615m
    2597-2601m
    2601-2605m
    2605-2607m
    2607-2611m
    2611-2615m
    Kjerne bilde med dybde: 2615-2619m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2615-2619m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2444.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2456.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2471.0
    [m]
    C
    RRI
    2483.0
    [m]
    C
    RRI
    2501.0
    [m]
    C
    RRI
    2507.0
    [m]
    C
    RRI
    2518.5
    [m]
    C
    RRI
    2529.5
    [m]
    C
    RRI
    2542.5
    [m]
    C
    RRI
    2547.5
    [m]
    C
    RRI
    2552.5
    [m]
    C
    RRI
    2612.0
    [m]
    C
    RRI
    2621.0
    [m]
    C
    RRI
    2624.0
    [m]
    C
    RRI
    2629.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2662.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2676.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2701.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2711.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2727.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2740.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2755.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2775.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2795.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2854.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2879.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2901.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2923.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2962.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3008.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3042.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3105.5
    [m]
    SWC
    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
    DST5
    2460.00
    2463.00
    10.12.1982 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.58
    pdf
    15.59

  • 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
    0.21
    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
    22.89

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2612
    2615
    12.7
    2.0
    2554
    2559
    12.7
    3.0
    2537
    2547
    11.9
    4.0
    2498
    2501
    15.8
    5.0
    2460
    2463
    15.8
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    103
    2.0
    100
    3.0
    100
    4.0
    98
    5.0
    98
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    529
    59000
    0.859
    0.679
    110
    2.0
    554
    66000
    0.857
    0.678
    118
    3.0
    429
    52000
    0.806
    0.675
    121
    4.0
    200
    643000
    0.759
    0.662
    3214
    5.0
    189
    674000
    0.738
    0.670
    3563

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    AC
    2368
    2745
    CBL VDL
    2303
    2725
    CCL GR
    2350
    2748
    CDL CNL GR
    930
    2397
    CDL CNL GR
    2581
    3473
    CDL CNL SP GR
    2378
    2646
    CST
    1320
    2397
    CST
    2400
    2750
    CST
    2749
    3461
    DIFL BHC CBL VDL
    2713
    3474
    DIFL BHC FR
    130
    2748
    DLL MSFL GR
    2370
    2748
    FMT
    2414
    2617
    FMT
    2457
    2457
    FMT
    2459
    2567
    FMT
    2461
    2461
    FMT
    2489
    2489
    FMT
    2489
    2489
    FMT
    2533
    2543
    FMT
    2567
    2567
    FMT
    2567
    2567
    FMT
    2606
    2618
    FMT
    3049
    3457
    HRD
    1920
    3465
    SP
    2378
    2641
    VELOCITY
    298
    1316
    VELOCITY
    1635
    3407

  • 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
    218.5
    36
    219.5
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    960.0
    26
    975.0
    1.66
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2384.0
    17 1/2
    2400.0
    1.81
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2738.0
    12 1/4
    2750.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    3476.0
    8 3/8
    3476.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    145
    1.32
    12.0
    10.0
    WATER BASED
    14.05.1990
    2282
    1.32
    11.0
    14.0
    WATER BASED
    10.05.1990

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