Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
24.12.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6506/11-4 S

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.
    6506/11-4 S
    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.
    RE-CLASS TO DEV
    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.
    6506/11-4
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    3 D HWM-94- Inline 3578 & Crossline 1562
    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.
    839-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    117
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    11.02.1996
    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.
    06.06.1996
    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.
    06.06.1998
    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
    Reklassifisert til brønnbane
    Gjenåpnet
    Status om brønnbanen er gjenåpnet (YES) eller ikke (NO). Når en teller antall brønnbaner på norsk sokkel, teller en bare de som ikke er gjenåpnet (NO).
    NO
    Innhold
    For letebrønnbaner, funn status.

    Lovlige verdier: DRY, SHOWS (spor av hydrokarboner), GAS, GAS/CONDENSATE, OIL eller OIL/GAS.
    SHOWS (GAS SHOWS, OIL SHOWS eller OIL/GAS SHOWS) er oppdaget som fluorescerende kutt (organisk ekstrakt), lukt av petroleum, eller synlig belegg på borekaks eller borekjerner, eller som økte gassavlesninger i slamloggerens detekteringsutstyr.
    Lovlige verdier for WILDCAT-CCS og APPRAISAL-CCS: WATER

    For utvinningsbrønnbaner, type produsert eller injisert fluid.
    Lovlige verdier: WATER, CUTTINGS, NOT AVAILABLE, OIL, GAS/CONDENSATE, OIL/GAS, CO2, GAS, WATER/GAS, NOT APPLICABLE.
    OIL
    Funnbrønnbane
    Indikator som forteller om brønnbanen påviste et nytt funn. Lovlige verdier: YES, NO. For brønnbaner der resultatet ikke er pressemeldt eller på annet vis avklart, blir «NO» benyttet.
    NO
    1. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    MIDDLE JURASSIC
    1. nivå med hydrokarboner, formasjon.
    Navn på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor hydrokarboner er blitt påvist. Vises bare på brønner som er frigitt. Eksempler på lovlige verdier: BASEMENT, COOK FM, EKOFISK FM, HEIMDAL FM, SANDNES FM, SOGNEFJORD FM, TARBERT FM, BRENT GP. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    FANGST GP
    2. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.
    EARLY JURASSIC
    2. nivå med hydrokarboner, formasjon
    Navn på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor hydrokarboner er blitt påvist. Vises bare på brønner som er frigitt.Eksempler på lovlige verdier: BASEMENT, COOK FM, EKOFISK FM, HEIMDAL FM, SANDNES FM, SOGNEFJORD FM, TARBERT FM, BRENT GP.
    BÅT GP
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    22.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    303.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    5110.0
    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).
    4909.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    24.2
    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.
    ÅRE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    65° 1' 46.19'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    6° 36' 4.48'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7214066.73
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    387022.92
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2736

  • Brønnhistorie
    General
     Well 6506/11-4 S was drilled on the southern segment of the Smørbukk Discovery. The objectives of the well were to appraise the Smørbukk Discovery and to verify the planned production in the southern segment. The well was planned to be completed as a future producer.
    Operations and results
    Wildcat well 6506/11-4 S was spudded with the semi-submersible installation Transocean Searcher on 11 February 1996 and drilled to TD at 5110 m (4887.5 m MSL) in Early Jurassic sediments of the Åre Formation. The hole was drilled to 4531 m in the Garn Formation and the 9 5/8" casing was set at planned depth, with casing shoe a few meters into the Garn Formation. However, during drilling out of casing, the new 8 1/2" bottom hole assembly was seized by late setting cement and got stuck inside casing. The well was side tracked with KOP at approximately 3144 m. The sidetrack is designated 6506/11-4 S T2. The sidetrack leg was drilled to the original target zone, the Åre Formation. The well was drilled with seawater and bentonite down to 1415 m, with KCl/polymer/Anco200 from 1415 m to 2825 m and with Ancovert oil based mud from 2825 m to TD.
    A Lange Formation sandstone unit was encountered from 4236 m to 4321 m. Well bore 6506/11-4 S T2 penetrated the top of the Tilje Formation and the Åre Formation approximately 24 m deeper than prognosed. Logs proved hydrocarbons in the Garn Formation, the Ile Formation and in the Åre 2 reservoir zone. The Tilje 1.1 Reservoir Zone was found to be water bearing. Hydrocarbons were further indicated by high resistivity log readings in the Lange Formation sandstone unit and in interbedded sandstones in the Lysing Formation from 3571 m to 3603 m.
    Two cores were cut in the first well bore, from 4260 m to 4299.9 m in the Lange Formation sandstone unit. A further six cores were cut from 4790 m to 5085.2 m in 6506/11-4 S T2. The latter cores covered the Early Jurassic from upper Tofte through Tilje, and 68.7 m into the Åre Formation. Oil shows were recorded in sandstones throughout both cored intervals. Further geochemical analyses of the oil shows were made difficult by the oil base used in the well. No sidewall cores were taken in this well. The Formation Multi Tester (FMT) was run for pressure and fluid sampling. One segregated fluid sample was taken at 4272.6 m in the Lange Formation; one was taken at 4588 m in the Garn Formation and one at 4702 m in the Ile Formation.
    The well is classified as an oil appraisal. It was completed on 6 June 1996 as a development well.
    Testing
    One test, test 1 A, was carried out over the interval 5066 - 5073 m (Åre 1 Reservoir Zone) and proved to be tight. A second test, test 1 B, was carried out over the same interval plus interval 5039 - 5043 m (Åre 1 plus Åre 2 Reservoir Zone) and flowed with an oil rate of 726 SM3/day and a gas rate of 396500 Sm3/day gas. In reality this was a test of the Åre 2 reservoir zone. The bottom hole flowing temperature during the test was 163 deg C. A planned microfracture test was cancelled due to strike.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    3440.00
    5110.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    4260.0
    4270.5
    [m ]
    2
    4272.0
    4299.9
    [m ]
    3
    4790.0
    4826.0
    [m ]
    4
    4826.0
    4881.7
    [m ]
    5
    4881.9
    4937.5
    [m ]
    6
    4937.5
    5011.9
    [m ]
    7
    5011.9
    5030.8
    [m ]
    8
    5030.8
    5085.2
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    333.3
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 4260-4264m
    Kjerne bilde med dybde: 4264-4268m
    Kjerne bilde med dybde: 4268-4270m
    Kjerne bilde med dybde: 4272-4276m
    Kjerne bilde med dybde: 4276-4280m
    4260-4264m
    4264-4268m
    4268-4270m
    4272-4276m
    4276-4280m
    Kjerne bilde med dybde: 4280-4284m
    Kjerne bilde med dybde: 4284-4288m
    Kjerne bilde med dybde: 4288-4292m
    Kjerne bilde med dybde: 4292-4296m
    Kjerne bilde med dybde: 4296-4299m
    4280-4284m
    4284-4288m
    4288-4292m
    4292-4296m
    4296-4299m
    Kjerne bilde med dybde: 4790-4795m
    Kjerne bilde med dybde: 4795-4800m
    Kjerne bilde med dybde: 4800-4805m
    Kjerne bilde med dybde: 4805-4810m
    Kjerne bilde med dybde: 4810-4815m
    4790-4795m
    4795-4800m
    4800-4805m
    4805-4810m
    4810-4815m
    Kjerne bilde med dybde: 4815-4820m
    Kjerne bilde med dybde: 4820-4825m
    Kjerne bilde med dybde: 4825-4826m
    Kjerne bilde med dybde: 4826-4831m
    Kjerne bilde med dybde: 4831-4836m
    4815-4820m
    4820-4825m
    4825-4826m
    4826-4831m
    4831-4836m
    Kjerne bilde med dybde: 4836-4841m
    Kjerne bilde med dybde: 4841-4846m
    Kjerne bilde med dybde: 4846-4851m
    Kjerne bilde med dybde: 4851-4856m
    Kjerne bilde med dybde: 4856-4861m
    4836-4841m
    4841-4846m
    4846-4851m
    4851-4856m
    4856-4861m
    Kjerne bilde med dybde: 4861-4866m
    Kjerne bilde med dybde: 4866-4871m
    Kjerne bilde med dybde: 4871-4876m
    Kjerne bilde med dybde: 4876-4881m
    Kjerne bilde med dybde: 4881-4882m
    4861-4866m
    4866-4871m
    4871-4876m
    4876-4881m
    4881-4882m
    Kjerne bilde med dybde: 4881-4886m
    Kjerne bilde med dybde: 4886-4891m
    Kjerne bilde med dybde: 4891-4896m
    Kjerne bilde med dybde: 4896-4901m
    Kjerne bilde med dybde: 4901-4906m
    4881-4886m
    4886-4891m
    4891-4896m
    4896-4901m
    4901-4906m
    Kjerne bilde med dybde: 4906-4911m
    Kjerne bilde med dybde: 4911-4916m
    Kjerne bilde med dybde: 4916-4921m
    Kjerne bilde med dybde: 4921-4926m
    Kjerne bilde med dybde: 4926-4931m
    4906-4911m
    4911-4916m
    4916-4921m
    4921-4926m
    4926-4931m
    Kjerne bilde med dybde: 4931-4936m
    Kjerne bilde med dybde: 4936-4937m
    Kjerne bilde med dybde: 4937-4942m
    Kjerne bilde med dybde: 4942-4947m
    Kjerne bilde med dybde: 4947-4952m
    4931-4936m
    4936-4937m
    4937-4942m
    4942-4947m
    4947-4952m
    Kjerne bilde med dybde: 4952-4957m
    Kjerne bilde med dybde: 4957-4962m
    Kjerne bilde med dybde: 4962-4967m
    Kjerne bilde med dybde: 4967-4972m
    Kjerne bilde med dybde: 4972-4977m
    4952-4957m
    4957-4962m
    4962-4967m
    4967-4972m
    4972-4977m
    Kjerne bilde med dybde: 4977-4982m
    Kjerne bilde med dybde: 4982-4987m
    Kjerne bilde med dybde: 4987-4992m
    Kjerne bilde med dybde: 4992-4997m
    Kjerne bilde med dybde: 4997-5002m
    4977-4982m
    4982-4987m
    4987-4992m
    4992-4997m
    4997-5002m
    Kjerne bilde med dybde: 5002-5007m
    Kjerne bilde med dybde: 5007-5011m
    Kjerne bilde med dybde: 5011-5016m
    Kjerne bilde med dybde: 5016-5021m
    Kjerne bilde med dybde: 5021-5026m
    5002-5007m
    5007-5011m
    5011-5016m
    5016-5021m
    5021-5026m
    Kjerne bilde med dybde: 5026-5030m
    Kjerne bilde med dybde: 5030-5035m
    Kjerne bilde med dybde: 5035-5040m
    Kjerne bilde med dybde: 5040-5045m
    Kjerne bilde med dybde: 5045-5050m
    5026-5030m
    5030-5035m
    5035-5040m
    5040-5045m
    5045-5050m
    Kjerne bilde med dybde: 5050-5055m
    Kjerne bilde med dybde: 5055-5060m
    Kjerne bilde med dybde: 5060-5065m
    Kjerne bilde med dybde: 5065-5070m
    Kjerne bilde med dybde: 5070-5075m
    5050-5055m
    5055-5060m
    5060-5065m
    5065-5070m
    5070-5075m
    Kjerne bilde med dybde: 5075-5080m
    Kjerne bilde med dybde: 5080-5085m
    Kjerne bilde med dybde: 5085-5085m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    5075-5080m
    5080-5085m
    5085-5085m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    3440.0
    [m]
    DC
    RRI
    3450.0
    [m]
    DC
    RRI
    3460.0
    [m]
    DC
    RRI
    3470.0
    [m]
    DC
    RRI
    3480.0
    [m]
    DC
    RRI
    3490.0
    [m]
    DC
    RRI
    3500.0
    [m]
    DC
    RRI
    3510.0
    [m]
    DC
    RRI
    3520.0
    [m]
    DC
    RRI
    3530.0
    [m]
    DC
    RRI
    3540.0
    [m]
    DC
    RRI
    3550.0
    [m]
    DC
    RRI
    3560.0
    [m]
    DC
    RRI
    3570.0
    [m]
    DC
    RRI
    3580.0
    [m]
    DC
    RRI
    3590.0
    [m]
    DC
    RRI
    3600.0
    [m]
    DC
    RRI
    3610.0
    [m]
    DC
    RRI
    3620.0
    [m]
    DC
    RRI
    3630.0
    [m]
    DC
    RRI
    3640.0
    [m]
    DC
    RRI
    3650.0
    [m]
    DC
    RRI
    3660.0
    [m]
    DC
    RRI
    3670.0
    [m]
    DC
    RRI
    3680.0
    [m]
    DC
    RRI
    3690.0
    [m]
    DC
    RRI
    3700.0
    [m]
    DC
    RRI
    3710.0
    [m]
    DC
    RRI
    3720.0
    [m]
    DC
    RRI
    3730.0
    [m]
    DC
    RRI
    3740.0
    [m]
    DC
    RRI
    3750.0
    [m]
    DC
    RRI
    3760.0
    [m]
    DC
    RRI
    3770.0
    [m]
    DC
    RRI
    3780.0
    [m]
    DC
    RRI
    3790.0
    [m]
    DC
    RRI
    3800.0
    [m]
    DC
    RRI
    3810.0
    [m]
    DC
    RRI
    3820.0
    [m]
    DC
    RRI
    3830.0
    [m]
    DC
    RRI
    3840.0
    [m]
    DC
    RRI
    3850.0
    [m]
    DC
    RRI
    3860.0
    [m]
    DC
    RRI
    3870.0
    [m]
    DC
    RRI
    3880.0
    [m]
    DC
    RRI
    3890.0
    [m]
    DC
    RRI
    3910.0
    [m]
    DC
    RRI
    3920.0
    [m]
    DC
    RRI
    3940.0
    [m]
    DC
    RRI
    3950.0
    [m]
    DC
    RRI
    3970.0
    [m]
    DC
    RRI
    3980.0
    [m]
    DC
    RRI
    3990.0
    [m]
    DC
    RRI
    4000.0
    [m]
    DC
    RRI
    4010.0
    [m]
    DC
    RRI
    4020.0
    [m]
    DC
    RRI
    4040.0
    [m]
    DC
    RRI
    4050.0
    [m]
    DC
    RRI
    4060.0
    [m]
    DC
    RRI
    4070.0
    [m]
    DC
    RRI
    4080.0
    [m]
    DC
    RRI
    4090.0
    [m]
    DC
    RRI
    4100.0
    [m]
    DC
    RRI
    4110.0
    [m]
    DC
    RRI
    4120.0
    [m]
    DC
    RRI
    4130.0
    [m]
    DC
    RRI
    4140.0
    [m]
    DC
    RRI
    4150.0
    [m]
    DC
    RRI
    4160.0
    [m]
    DC
    RRI
    4170.0
    [m]
    DC
    RRI
    4180.0
    [m]
    DC
    RRI
    4188.0
    [m]
    DC
    RRI
    4197.0
    [m]
    DC
    RRI
    4209.0
    [m]
    DC
    RRI
    4218.0
    [m]
    DC
    RRI
    4230.0
    [m]
    DC
    RRI
    4239.0
    [m]
    DC
    RRI
    4251.0
    [m]
    DC
    RRI
    4260.4
    [m]
    C
    WESTLB
    4262.9
    [m]
    C
    WESTLB
    4268.3
    [m]
    C
    WESTLB
    4273.2
    [m]
    C
    WESTLB
    4278.6
    [m]
    C
    WESTLB
    4282.9
    [m]
    C
    WESTLB
    4287.7
    [m]
    C
    WESTLB
    4288.9
    [m]
    C
    WESTLB
    4293.6
    [m]
    C
    WESTLB
    4298.8
    [m]
    C
    WESTLB
    4311.0
    [m]
    DC
    RRI
    4320.0
    [m]
    DC
    RRI
    4326.0
    [m]
    DC
    RRI
    4332.0
    [m]
    DC
    RRI
    4341.0
    [m]
    DC
    RRI
    4353.0
    [m]
    DC
    RRI
    4362.0
    [m]
    DC
    RRI
    4374.0
    [m]
    DC
    RRI
    4383.0
    [m]
    DC
    RRI
    4398.0
    [m]
    DC
    RRI
    4404.0
    [m]
    DC
    RRI
    4416.0
    [m]
    DC
    RRI
    4425.0
    [m]
    DC
    RRI
    4431.0
    [m]
    DC
    RRI
    4434.0
    [m]
    DC
    RRI
    4437.0
    [m]
    DC
    RRI
    4440.0
    [m]
    DC
    RRI
    4443.0
    [m]
    DC
    RRI
    4446.0
    [m]
    DC
    RRI
    4449.0
    [m]
    DC
    RRI
    4452.0
    [m]
    DC
    RRI
    4455.0
    [m]
    DC
    RRI
    4461.0
    [m]
    DC
    RRI
    4467.0
    [m]
    DC
    RRI
    4470.0
    [m]
    DC
    RRI
    4476.0
    [m]
    DC
    RRI
    4482.0
    [m]
    DC
    RRI
    4491.0
    [m]
    DC
    RRI
    4500.0
    [m]
    DC
    RRI
    4509.0
    [m]
    DC
    RRI
    4512.0
    [m]
    DC
    RRI
    4518.0
    [m]
    DC
    RRI
    4527.0
    [m]
    DC
    RRI
    4530.0
    [m]
    DC
    RRI
    4539.0
    [m]
    DC
    RRI
    4548.0
    [m]
    DC
    RRI
    4557.0
    [m]
    DC
    RRI
    4566.0
    [m]
    DC
    RRI
    4578.0
    [m]
    DC
    RRI
    4587.0
    [m]
    DC
    RRI
    4596.0
    [m]
    DC
    RRI
    4605.0
    [m]
    DC
    RRI
    4614.0
    [m]
    DC
    RRI
    4623.0
    [m]
    DC
    RRI
    4632.0
    [m]
    DC
    RRI
    4641.0
    [m]
    DC
    RRI
    4650.0
    [m]
    DC
    RRI
    4659.0
    [m]
    DC
    RRI
    4668.0
    [m]
    DC
    RRI
    4677.0
    [m]
    DC
    RRI
    4686.0
    [m]
    DC
    RRI
    4695.0
    [m]
    DC
    RRI
    4704.0
    [m]
    DC
    RRI
    4749.0
    [m]
    DC
    RRI
    4758.0
    [m]
    DC
    RRI
    4767.0
    [m]
    DC
    RRI
    4776.0
    [m]
    DC
    RRI
    4785.0
    [m]
    DC
    RRI
    4790.3
    [m]
    DC
    RRI
    4791.0
    [m]
    DC
    RRI
    4796.4
    [m]
    DC
    RRI
    4797.0
    [m]
    DC
    RRI
    4801.4
    [m]
    DC
    RRI
    4804.0
    [m]
    DC
    RRI
    4806.7
    [m]
    DC
    RRI
    4812.8
    [m]
    DC
    RRI
    4819.1
    [m]
    DC
    RRI
    4826.8
    [m]
    DC
    RRI
    4831.1
    [m]
    DC
    RRI
    4838.0
    [m]
    DC
    RRI
    4843.7
    [m]
    DC
    RRI
    4849.6
    [m]
    DC
    RRI
    4855.3
    [m]
    DC
    RRI
    4861.3
    [m]
    DC
    RRI
    4867.8
    [m]
    C
    RRI
    4871.2
    [m]
    C
    RRI
    4875.5
    [m]
    C
    RRI
    4879.9
    [m]
    C
    RRI
    4886.0
    [m]
    C
    RRI
    4889.4
    [m]
    C
    RRI
    4893.5
    [m]
    C
    RRI
    4899.4
    [m]
    C
    RRI
    4905.7
    [m]
    C
    RRI
    4911.3
    [m]
    C
    RRI
    4917.4
    [m]
    C
    RRI
    4926.5
    [m]
    C
    RRI
    4934.4
    [m]
    C
    RRI
    4938.4
    [m]
    C
    RRI
    4943.4
    [m]
    C
    RRI
    4947.9
    [m]
    C
    RRI
    4953.1
    [m]
    C
    RRI
    4957.4
    [m]
    C
    RRI
    4964.1
    [m]
    C
    RRI
    4969.6
    [m]
    C
    RRI
    4973.5
    [m]
    C
    RRI
    4979.3
    [m]
    C
    RRI
    4981.3
    [m]
    C
    RRI
    4987.8
    [m]
    C
    RRI
    4992.9
    [m]
    C
    RRI
    4997.4
    [m]
    C
    RRI
    5003.7
    [m]
    C
    RRI
    5008.4
    [m]
    C
    RRI
    5012.7
    [m]
    C
    RRI
    5019.0
    [m]
    C
    RRI
    5022.8
    [m]
    C
    RRI
    5024.4
    [m]
    C
    RRI
    5027.5
    [m]
    C
    RRI
    5031.8
    [m]
    C
    RRI
    5038.2
    [m]
    C
    RRI
    5046.0
    [m]
    C
    RRI
    5052.4
    [m]
    C
    RRI
    5058.7
    [m]
    C
    RRI
    5065.8
    [m]
    C
    RRI
    5074.3
    [m]
    C
    RRI
    5078.5
    [m]
    C
    RRI
    5084.3
    [m]
    C
    RRI
    5091.0
    [m]
    DC
    RRI
    5100.0
    [m]
    DC
    RRI
    5106.0
    [m]
    DC
    RRI
    5110.0
    [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
    5041.00
    0.00
    10.05.1996 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.59

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    4.20

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    37.10

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    5039
    5073
    15.9
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    15.000
    163
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    725
    395000
    0.800
    0.738
    545

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    4ARM CAL GR
    2808
    4502
    CBIL HDIP GR TTRM
    4510
    4732
    CDL CN SLH TTRM
    4512
    4748
    CDL CN SLH TTRM
    4708
    5110
    DPIL MAC HDIL GR
    4512
    5110
    DPIL MAC SL TTRM
    2400
    4744
    DPIL MAC SLH TTRM
    2400
    4250
    DPIL MAC ZDL CN SLH CHT
    4045
    4510
    FMT GR CHT
    4522
    4725
    FMT GR CHT
    4588
    4702
    FMT GR CHT
    4685
    5041
    FMT GR CHT
    4685
    4908
    FMT GR CHT
    5015
    5015
    FMT VPC GR
    2897
    4319
    HDIP GR
    4510
    5110
    MRIL GR
    4520
    5100
    MWD - DPR
    384
    1415
    MWD - DPR TF4
    3144
    4520
    MWD - DPR2A
    2810
    4516
    MWD - RGD
    384
    2825
    MWD - TRIPLE COMBO
    4512
    5110
    VSP GR
    1975
    5050
    ZDL CN GR TTRM
    3475
    4282

  • 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
    384.0
    36
    385.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    1401.0
    26
    1402.0
    1.68
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2810.0
    17 1/2
    2812.0
    1.87
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    4518.0
    12 1/4
    4520.0
    0.00
    LOT
    LINER
    7
    5109.0
    8 1/2
    5109.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    1403
    1.20
    22.0
    ANCO 2000
    2400
    1.64
    38.0
    ANCO 2000
    2811
    1.73
    59.0
    ANCO VERT
    2825
    1.64
    37.0
    ANCO 2000
    3060
    1.75
    62.0
    ANCO VERT
    3658
    1.73
    64.0
    ANCO VERT
    4272
    1.75
    52.0
    ANCO VERT
    4338
    1.75
    50.0
    ANCO VERT
    4520
    1.22
    30.0
    ANCO VERT
    4531
    1.32
    51.0
    ANCO VERT
    4701
    1.21
    27.0
    ANCO VERT
    4745
    1.22
    30.0
    ANCO VERT
    5034
    1.22
    26.0
    ANCO VERT
    5110
    1.22
    30.0
    ANCO VERT

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    4266.38
    [m ]
    4272.12
    [m ]
    4273.00
    [m ]
    4276.95
    [m ]

  • 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
    pdf
    0.27