Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
24.11.2024 - 01:27
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

16/1-4

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.
    16/1-4
    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
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORTH 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.
    16/1-4
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST 9109 206/206A & SP. 450
    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.
    754-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    28
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    17.03.1993
    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.
    13.04.1993
    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.
    13.04.1995
    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.
    29.08.2003
    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.
    PRE-DEVONIAN
    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.
    BASEMENT
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    24.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    111.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2010.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.68
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    80
    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.
    PRE-DEVONIAN
    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.
    BASEMENT
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    58° 51' 55.2'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 17' 56.12'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6525418.88
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    459562.76
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2072

  • Brønnhistorie
    General
    The objectives of exploration well 16/1-4 were to test Paleocene sandstones (Heimdal Formation) in prospect C and Eocene sandstones (Grid Formation) in prospect D. Prospect C was the main target. Oil was the prognosed hydrocarbon type. It was expected to penetrate a pre-Cretaceous sedimentary sequence, although the well location was not optimal for a test of the pre-Cretaceous.
    Operations and results
    Wildcat well 16/1-4 was spudded with the semi-submersible installation "Deepsea Bergen" on 17 March 1993 and drilled to TD at 2010 m, 146 m into basement rocks. The well was drilled with spud mud / hi-vis pills down to 324 m and with "ANCO 2000" mud from 324 m to TD. Well 16/1-4 penetrated sedimentary rocks of Quaternary, Tertiary, and Cretaceous ages, in addition to basement rocks of unknown age. No pre-Cretaceous sediments were present in the well. In the Tertiary, reservoir quality sandstones were present in the Miocene and the Oligocene (Utsira and Skade Formations) and in the Eocene Grid Formation. The Grid sandstones were thinner than expected. No sandstones were developed in the Paleocene (Rogaland Group) at the well location. The carbonates in the Shetland Group were dated to be of Early Paleocene, Danian age. The lower Cretaceous sediments in well 16/1-4 are 4 m thick (1860 m -1864 m) and consist of clay stone/marls and immature sandstones with grains of igneous rocks similar to the basement rocks below. These sediments are dated to be of Early Aptian age and have been identified as the Sola Formation of the Cromer Knoll Group. The basement rocks consist mainly of brecciated igneous rocks. No hydrocarbon shows were observed in the Grid Formation sandstones. Gas-condensate was encountered in the upper part of the drilled basement section. Cores were cut in the Eocene Grid Formation and in the Hordaland Group shales between upper and lower Grid Formation (cores 1-3), in the Paleocene Balder- and Sele Formations (cores 4-6), and in basement rocks (core 7).
    The cores show well-developed clean sandstones in the Grid Formation. The boundary between the Balder- and the Sele Formations is present in core 4. The basement core generally consists of a mafic plutonic rock (gabbro/diorite) with intrusions of a felsic rock (syenite). The rocks are strongly brecciated. Petrologic analysis indicates that the plutonic igneous rocks are hydrothermally altered. FMT samples from1867.5 m and 1867.4 m in the Basement contained wet gas / condensate. Onshore geochemical analyses indicated low maturity for both the gas and the condensate components. The well was permanently abandoned as a minor gas/condensate discovery on 13 April 1993.
    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]
    330.00
    2010.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1549.0
    1559.0
    [m ]
    2
    1561.0
    1568.7
    [m ]
    3
    1590.0
    1607.6
    [m ]
    4
    1695.0
    1699.0
    [m ]
    5
    1699.0
    1706.0
    [m ]
    6
    1708.0
    1724.2
    [m ]
    7
    1936.0
    1941.7
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    68.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1549-1553m
    Kjerne bilde med dybde: 1553-1557m
    Kjerne bilde med dybde: 1557-1559m
    Kjerne bilde med dybde: 1561-1565m
    Kjerne bilde med dybde: 1565-1568m
    1549-1553m
    1553-1557m
    1557-1559m
    1561-1565m
    1565-1568m
    Kjerne bilde med dybde: 1590-1594m
    Kjerne bilde med dybde: 1594-1598m
    Kjerne bilde med dybde: 1598-1602m
    Kjerne bilde med dybde: 1602-1606m
    Kjerne bilde med dybde: 1606-1607m
    1590-1594m
    1594-1598m
    1598-1602m
    1602-1606m
    1606-1607m
    Kjerne bilde med dybde: 1695-1699m
    Kjerne bilde med dybde: 1703-1706m
    Kjerne bilde med dybde: 1708-1712m
    Kjerne bilde med dybde: 1712-1716m
    Kjerne bilde med dybde: 1716-1720m
    1695-1699m
    1703-1706m
    1708-1712m
    1712-1716m
    1716-1720m
    Kjerne bilde med dybde: 1720-1724m
    Kjerne bilde med dybde: 1724-1724m
    Kjerne bilde med dybde: 1936-1940m
    Kjerne bilde med dybde: 1940-1942m
    Kjerne bilde med dybde:  
    1720-1724m
    1724-1724m
    1936-1940m
    1940-1942m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    357.5
    [m]
    SWC
    OD
    402.5
    [m]
    SWC
    OD
    454.5
    [m]
    SWC
    OD
    480.5
    [m]
    SWC
    OD
    536.5
    [m]
    SWC
    OD
    574.5
    [m]
    SWC
    OD
    613.5
    [m]
    SWC
    OD
    646.5
    [m]
    SWC
    OD
    650.0
    [m]
    DC
    OD
    660.0
    [m]
    DC
    OD
    670.0
    [m]
    DC
    OD
    673.5
    [m]
    SWC
    OD
    680.0
    [m]
    DC
    OD
    681.5
    [m]
    SWC
    OD
    685.5
    [m]
    SWC
    OD
    688.5
    [m]
    SWC
    OD
    690.0
    [m]
    DC
    OD
    697.5
    [m]
    SWC
    OD
    700.0
    [m]
    DC
    OD
    710.0
    [m]
    DC
    OD
    720.0
    [m]
    DC
    OD
    730.0
    [m]
    DC
    OD
    732.5
    [m]
    SWC
    OD
    740.0
    [m]
    DC
    OD
    750.0
    [m]
    DC
    OD
    760.0
    [m]
    DC
    OD
    763.5
    [m]
    SWC
    OD
    767.5
    [m]
    SWC
    OD
    768.5
    [m]
    SWC
    OD
    770.0
    [m]
    DC
    OD
    784.5
    [m]
    SWC
    OD
    828.5
    [m]
    SWC
    OD
    857.5
    [m]
    SWC
    OD
    860.0
    [m]
    DC
    OD
    870.0
    [m]
    DC
    OD
    880.0
    [m]
    DC
    OD
    882.5
    [m]
    SWC
    STATOIL
    882.5
    [m]
    SWC
    OD
    890.0
    [m]
    DC
    OD
    900.0
    [m]
    DC
    OD
    906.5
    [m]
    SWC
    STATOIL
    906.5
    [m]
    SWC
    OD
    910.0
    [m]
    DC
    OD
    912.5
    [m]
    SWC
    OD
    914.5
    [m]
    SWC
    STATOIL
    914.5
    [m]
    SWC
    OD
    916.5
    [m]
    SWC
    OD
    920.0
    [m]
    DC
    OD
    930.0
    [m]
    DC
    OD
    940.0
    [m]
    DC
    OD
    950.0
    [m]
    DC
    OD
    960.0
    [m]
    DC
    OD
    970.0
    [m]
    DC
    OD
    980.0
    [m]
    DC
    OD
    981.5
    [m]
    SWC
    STATOIL
    981.5
    [m]
    SWC
    OD
    990.0
    [m]
    DC
    OD
    1000.0
    [m]
    DC
    OD
    1003.5
    [m]
    SWC
    STATOIL
    1003.5
    [m]
    SWC
    OD
    1010.0
    [m]
    DC
    OD
    1020.0
    [m]
    DC
    OD
    1030.0
    [m]
    DC
    OD
    1030.5
    [m]
    SWC
    STATOIL
    1030.5
    [m]
    SWC
    OD
    1040.0
    [m]
    DC
    OD
    1043.5
    [m]
    SWC
    STATOIL
    1043.5
    [m]
    SWC
    OD
    1050.0
    [m]
    DC
    OD
    1059.5
    [m]
    SWC
    STATOIL
    1059.5
    [m]
    SWC
    OD
    1060.0
    [m]
    DC
    OD
    1070.0
    [m]
    DC
    OD
    1074.5
    [m]
    SWC
    STATOIL
    1074.5
    [m]
    SWC
    OD
    1080.0
    [m]
    DC
    OD
    1088.5
    [m]
    SWC
    STATOIL
    1088.5
    [m]
    SWC
    OD
    1090.0
    [m]
    DC
    OD
    1100.0
    [m]
    DC
    OD
    1104.5
    [m]
    SWC
    STATOIL
    1104.5
    [m]
    SWC
    OD
    1110.0
    [m]
    DC
    OD
    1120.0
    [m]
    DC
    OD
    1130.0
    [m]
    DC
    OD
    1140.0
    [m]
    DC
    OD
    1144.5
    [m]
    SWC
    STATOIL
    1150.0
    [m]
    DC
    OD
    1160.0
    [m]
    DC
    OD
    1170.0
    [m]
    DC
    OD
    1178.5
    [m]
    SWC
    STATOIL
    1178.5
    [m]
    SWC
    OD
    1180.0
    [m]
    DC
    OD
    1183.5
    [m]
    SWC
    OD
    1187.5
    [m]
    SWC
    OD
    1190.0
    [m]
    DC
    OD
    1191.5
    [m]
    SWC
    STATOIL
    1191.5
    [m]
    SWC
    OD
    1194.5
    [m]
    SWC
    OD
    1200.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    1200.0
    [m]
    DC
    OD
    1200.0
    [m]
    DC
    OD
    1210.0
    [m]
    DC
    OD
    1210.5
    [m]
    SWC
    STATOIL
    1210.5
    [m]
    SWC
    OD
    1220.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    1220.0
    [m]
    DC
    OD
    1230.0
    [m]
    DC
    OD
    1234.5
    [m]
    SWC
    OD
    1239.5
    [m]
    SWC
    STATOIL
    1240.0
    [m]
    DC
    OD
    1250.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    1260.0
    [m]
    DC
    OD
    1266.5
    [m]
    SWC
    STATOIL
    1266.5
    [m]
    SWC
    OD
    1270.0
    [m]
    DC
    OD
    1280.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    1280.0
    [m]
    DC
    OD
    1290.0
    [m]
    DC
    OD
    1296.5
    [m]
    SWC
    STATOIL
    1296.5
    [m]
    SWC
    OD
    1300.0
    [m]
    DC
    OD
    1310.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    1310.0
    [m]
    DC
    OD
    1320.0
    [m]
    DC
    OD
    1326.5
    [m]
    SWC
    STATOIL
    1326.5
    [m]
    SWC
    OD
    1330.0
    [m]
    DC
    OD
    1340.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    1340.0
    [m]
    DC
    OD
    1350.0
    [m]
    DC
    OD
    1354.5
    [m]
    SWC
    STATOIL
    1354.5
    [m]
    SWC
    OD
    1360.0
    [m]
    DC
    OD
    1370.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    1370.0
    [m]
    DC
    OD
    1380.0
    [m]
    DC
    OD
    1390.0
    [m]
    DC
    OD
    1390.5
    [m]
    SWC
    STATOIL
    1390.5
    [m]
    SWC
    OD
    1400.0
    [m]
    DC
    OD
    1400.5
    [m]
    SWC
    STATOIL
    1400.5
    [m]
    SWC
    OD
    1410.5
    [m]
    SWC
    STATOIL
    1425.0
    [m]
    DC
    STATOI
    1440.0
    [m]
    DC
    STATOI
    1452.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    1462.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    1476.0
    [m]
    DC
    STATOI
    1488.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    1494.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    1502.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    1512.0
    [m]
    DC
    STATOI
    1521.0
    [m]
    DC
    STATOI
    1532.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    1536.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    1545.0
    [m]
    DC
    STATOI
    1552.7
    [m]
    C
    STATOI
    1555.3
    [m]
    C
    STATOI
    1561.6
    [m]
    C
    STATOI
    1566.1
    [m]
    C
    STATOI
    1568.5
    [m]
    C
    STATOI
    1576.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    1583.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    1599.4
    [m]
    C
    STATOI
    1617.0
    [m]
    DC
    STATOI
    1626.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    1632.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    1641.0
    [m]
    DC
    STATOI
    1650.0
    [m]
    DC
    STATOI
    1659.0
    [m]
    DC
    STATOI
    1668.0
    [m]
    DC
    STATOI
    1678.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    1688.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    1695.0
    [m]
    C
    STATOI
    1698.5
    [m]
    C
    STATOI
    1702.4
    [m]
    C
    STATOI
    1708.6
    [m]
    C
    STATOI
    1712.4
    [m]
    C
    STATOI
    1717.9
    [m]
    C
    STATOI
    1724.1
    [m]
    C
    STATOI
    1733.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    1740.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    1752.0
    [m]
    DC
    STATOI
    1764.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    1772.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    1780.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    1797.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    1845.0
    [m]
    DC
    STATOI
    1851.0
    [m]
    DC
    STATOI
    1869.0
    [m]
    DC
    STATOI
    1878.0
    [m]
    DC
    STATOI
    1902.0
    [m]
    DC
    STATOI
    1911.0
    [m]
    DC
    STATOI
    1926.0
    [m]
    DC
    STATOI

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.29

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.64
    pdf
    0.96

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    21.43

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    500
    1438
    CNL
    1438
    2001
    COREGUN
    357
    1982
    DIFL ACL ZDL GR
    100
    2001
    FMT HP GR
    1544
    1925
    FMT HP GR
    1867
    1867
    HR-DIP GR
    1442
    2000
    MWD - GR RES DIR
    321
    1549
    MWD - GR RES DIR
    1571
    1590
    MWD - GR RES DIR
    1608
    1695
    MWD - GR RES DIR
    1724
    1936
    MWD - GR RES DIR
    1942
    2010
    VSP
    500
    1000
    VSP
    600
    1986
    VSP
    1000
    1985

  • 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
    195.0
    36
    195.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    314.0
    26
    314.0
    1.42
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1440.0
    17 1/2
    1440.0
    1.93
    LOT
    OPEN HOLE
    2010.0
    12 1/4
    2010.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    316
    1.03
    WATER BASED
    321
    1.03
    WATER BASED
    362
    1.20
    18.0
    WATER BASED
    1100
    1.25
    23.0
    WATER BASED
    1445
    1.25
    28.0
    WATER BASED
    1450
    1.25
    29.0
    WATER BASED
    1571
    1.25
    23.0
    WATER BASED
    1628
    1.25
    20.0
    WATER BASED
    1699
    0.00
    20.0
    WATER BASED
    1708
    1.25
    22.0
    WATER BASED
    1723
    1.25
    21.0
    WATER BASED
    1819
    1.25
    20.0
    WATER BASED
    1868
    1.25
    23.0
    WATER BASED
    1914
    1.25
    24.0
    WATER BASED
    1942
    1.25
    23.0
    WATER BASED
    2010
    1.25
    23.0
    WATER BASED