Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
08.05.2024 - 01:33
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6610/7-1

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.
    6610/7-1
    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
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORWEGIAN SEA
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    6610/7-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH 81 - 02 - 431 SP 2439
    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.
    371-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    63
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    18.04.1983
    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.
    19.06.1983
    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.
    19.06.1985
    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.
    25.06.2005
    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.
    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.
    SHOWS
    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
    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.
    265.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3333.0
    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).
    3332.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    3.45
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    100
    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.
    RED BEDS (INFORMAL)
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    66° 17' 32.82'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    10° 16' 52.92'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7353283.54
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    557489.79
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    12

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6610/7-1 is located in the Helgeland Basin outside Mid Norway and was drilled on a tilted fault block in the southeastern corner of the block. The purpose of this wildcat well was primarily to gather information about the hydrocarbon potential and stratigraphy of the Helgeland Basin. The main targets were sandstones of Middle to Lower Jurassic age.
    The well is Reference Well for the Ror Formation.
    Operations and results
    Wildcat well 6610/7-1 was spudded with the semi-submersible installation Nordraug on 18 April 1983 and drilled to TD at 3333 m in the Late Triassic sediments Red Beds. Operations were interrupted by a 10.5 days seamen's strike. No serious technical problems occurred during drilling. The well was drilled to 815 m using spud mud. From 815 m to 2115 m the well was drilled with gypsum/lignosulphonate mud, and from 2115 m to TD with gel/lignosulphonate/lignite mud.
    The well was water bearing but hydrocarbon shows were observed on cores and cuttings in Early Jurassic sandstone beds from 2656 m to 2715 m. The Spekk Formation from 2271 m to 2315 m is a good to rich source rock with around 9 % TOC and potential for gas and oil. It is more gas-prone in the lower part. It has reached early oil window maturity in well position. The Åre Formation consists mainly of low-TOC sand with abundant seams of coals, carbargillites and organic-rich shales. The coals/carbargillites have TOC contents ranging 37 - 59 % and are quite liptinitic, containing kerogen type II/III-III with good potential for oil and gas generation locally and a rich overall potential for gas.
    Four cores were cut, one from the Early Cretaceous sequence and three from the Early Jurassic sands. A segregated sample was taken at 2748 m. It contained mud filtrate.
    The well was permanently abandoned on 19 June 1983 as a dry hole with oil shows in Early Jurassic sandstone.
    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]
    360.00
    3332.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2183.0
    2200.6
    [m ]
    2
    2661.0
    2677.0
    [m ]
    3
    2677.5
    2686.5
    [m ]
    4
    2706.0
    2725.2
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    61.8
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2183-2190m
    Kjerne bilde med dybde: 2190-2197m
    Kjerne bilde med dybde: 2197-2200m
    Kjerne bilde med dybde: 2661-2668m
    Kjerne bilde med dybde: 2668-2675m
    2183-2190m
    2190-2197m
    2197-2200m
    2661-2668m
    2668-2675m
    Kjerne bilde med dybde: 2675-2677m
    Kjerne bilde med dybde: 2677-2684m
    Kjerne bilde med dybde: 2684-2686m
    Kjerne bilde med dybde: 2706-2713m
    Kjerne bilde med dybde: 2713-2720m
    2675-2677m
    2677-2684m
    2684-2686m
    2706-2713m
    2713-2720m
    Kjerne bilde med dybde: 2720-2725m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2720-2725m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    950.0
    [m]
    DC
    DONG
    970.0
    [m]
    DC
    OD
    1000.0
    [m]
    DC
    IKU
    1020.0
    [m]
    DC
    IKU
    1020.0
    [m]
    DC
    OD
    1040.0
    [m]
    DC
    DONG
    1050.0
    [m]
    DC
    IKU
    1060.0
    [m]
    DC
    OD
    1070.0
    [m]
    DC
    IKU
    1080.0
    [m]
    DC
    DONG
    1100.0
    [m]
    DC
    IKU
    1100.0
    [m]
    DC
    OD
    1120.0
    [m]
    DC
    DONG
    1120.0
    [m]
    DC
    IKU
    1140.0
    [m]
    DC
    IKU
    1140.0
    [m]
    DC
    OD
    1150.0
    [m]
    DC
    IKU
    1160.0
    [m]
    DC
    DONG
    1170.0
    [m]
    DC
    IKU
    1180.0
    [m]
    DC
    OD
    1190.0
    [m]
    DC
    DONG
    1200.0
    [m]
    DC
    IKU
    1210.0
    [m]
    DC
    DONG
    1220.0
    [m]
    DC
    IKU
    1240.0
    [m]
    DC
    IKU
    1240.0
    [m]
    DC
    OD
    1250.0
    [m]
    DC
    DONG
    1250.0
    [m]
    DC
    IKU
    1270.0
    [m]
    DC
    DONG
    1275.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1275.0
    [m]
    SWC
    OD
    1290.0
    [m]
    DC
    DONG
    1290.0
    [m]
    DC
    IKU
    1300.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1300.0
    [m]
    SWC
    OD
    1320.0
    [m]
    DC
    OD
    1325.0
    [m]
    SWC
    OD
    1325.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1332.0
    [m]
    SWC
    OD
    1332.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1335.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1335.0
    [m]
    SWC
    OD
    1340.0
    [m]
    DC
    IKU
    1340.0
    [m]
    DC
    OD
    1345.0
    [m]
    SWC
    OD
    1345.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1360.0
    [m]
    DC
    OD
    1363.0
    [m]
    SWC
    OD
    1380.0
    [m]
    DC
    OD
    1390.0
    [m]
    DC
    IKU
    1405.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1405.0
    [m]
    SWC
    OD
    1410.0
    [m]
    DC
    IKU
    1420.0
    [m]
    DC
    OD
    1430.0
    [m]
    DC
    IKU
    1440.0
    [m]
    DC
    OD
    1460.0
    [m]
    DC
    IKU
    1460.0
    [m]
    DC
    OD
    1480.0
    [m]
    DC
    OD
    1480.0
    [m]
    DC
    IKU
    1500.0
    [m]
    DC
    OD
    1505.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1520.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1520.0
    [m]
    DC
    OD
    1540.0
    [m]
    DC
    OD
    1560.0
    [m]
    DC
    IKU
    1560.0
    [m]
    DC
    OD
    1570.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1580.0
    [m]
    DC
    OD
    1597.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1600.0
    [m]
    DC
    OD
    1602.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1616.0
    [m]
    SWC
    OD
    1620.0
    [m]
    SWC
    OD
    1620.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1620.0
    [m]
    DC
    OD
    1630.0
    [m]
    DC
    IKU
    1630.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1630.0
    [m]
    SWC
    OD
    1640.0
    [m]
    DC
    OD
    1650.0
    [m]
    DC
    IKU
    1650.0
    [m]
    DC
    OD
    1667.0
    [m]
    SWC
    OD
    1667.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1680.0
    [m]
    DC
    IKU
    1680.0
    [m]
    DC
    OD
    1700.0
    [m]
    DC
    OD
    1701.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1720.0
    [m]
    DC
    IKU
    1748.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1748.0
    [m]
    SWC
    OD
    1750.0
    [m]
    DC
    IKU
    1790.0
    [m]
    DC
    IKU
    1800.0
    [m]
    DC
    OD
    1810.0
    [m]
    DC
    IKU
    1830.0
    [m]
    SWC
    OD
    1842.0
    [m]
    SWC
    OD
    1842.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1860.0
    [m]
    DC
    IKU
    1878.0
    [m]
    SWC
    OD
    1878.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1890.0
    [m]
    DC
    IKU
    1910.0
    [m]
    DC
    IKU
    1910.0
    [m]
    DC
    OD
    1930.0
    [m]
    DC
    IKU
    1950.0
    [m]
    DC
    IKU
    1960.0
    [m]
    DC
    IKU
    1971.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1971.0
    [m]
    SWC
    OD
    1977.0
    [m]
    SWC
    OD
    1977.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1980.0
    [m]
    DC
    IKU
    2000.0
    [m]
    DC
    IKU
    2024.0
    [m]
    DC
    IKU
    2048.0
    [m]
    DC
    IKU
    2072.0
    [m]
    DC
    IKU
    2096.0
    [m]
    DC
    IKU
    2102.0
    [m]
    DC
    OD
    2141.0
    [m]
    DC
    OD
    2144.0
    [m]
    DC
    IKU
    2168.0
    [m]
    DC
    OD
    2183.5
    [m]
    C
    IKU
    2189.0
    [m]
    DC
    IKU
    2192.0
    [m]
    DC
    IKU
    2192.5
    [m]
    C
    IKU
    2196.9
    [m]
    C
    IKU
    2200.4
    [m]
    C
    IKU
    2210.0
    [m]
    DC
    OD
    2225.0
    [m]
    DC
    IKU
    2231.0
    [m]
    DC
    IKU
    2231.0
    [m]
    DC
    OD
    2235.0
    [m]
    SWC
    OD
    2235.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2246.0
    [m]
    DC
    IKU
    2267.0
    [m]
    DC
    IKU
    2270.0
    [m]
    DC
    OD
    2270.0
    [m]
    DC
    OD
    2272.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2272.0
    [m]
    SWC
    OD
    2273.0
    [m]
    DC
    IKU
    2279.0
    [m]
    DC
    IKU
    2287.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2287.0
    [m]
    SWC
    OD
    2291.0
    [m]
    DC
    OD
    2294.0
    [m]
    SWC
    OD
    2295.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2309.0
    [m]
    DC
    OD
    2309.0
    [m]
    DC
    IKU
    2313.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2313.0
    [m]
    SWC
    OD
    2330.0
    [m]
    DC
    OD
    2335.0
    [m]
    SWC
    OD
    2335.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2348.0
    [m]
    DC
    OD
    2348.0
    [m]
    DC
    IKU
    2350.0
    [m]
    SWC
    OD
    2350.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2360.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2360.0
    [m]
    SWC
    OD
    2369.0
    [m]
    DC
    OD
    2379.0
    [m]
    DC
    IKU
    2390.0
    [m]
    DC
    IKU
    2390.0
    [m]
    DC
    OD
    2400.0
    [m]
    SWC
    OD
    2400.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2408.0
    [m]
    DC
    IKU
    2420.0
    [m]
    DC
    OD
    2420.0
    [m]
    DC
    OD
    2423.0
    [m]
    DC
    OD
    2423.0
    [m]
    DC
    IKU
    2441.0
    [m]
    DC
    OD
    2450.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2450.0
    [m]
    SWC
    OD
    2450.0
    [m]
    DC
    OD
    2450.0
    [m]
    DC
    OD
    2471.0
    [m]
    DC
    IKU
    2480.0
    [m]
    DC
    OD
    2490.0
    [m]
    SWC
    OD
    2490.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2498.0
    [m]
    DC
    OD
    2507.0
    [m]
    DC
    IKU
    2525.0
    [m]
    SWC
    OD
    2525.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2528.0
    [m]
    DC
    OD
    2540.0
    [m]
    DC
    OD
    2543.0
    [m]
    DC
    OD
    2546.0
    [m]
    DC
    IKU
    2570.0
    [m]
    SWC
    OD
    2570.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2579.0
    [m]
    DC
    OD
    2585.0
    [m]
    DC
    IKU
    2600.0
    [m]
    SWC
    OD
    2600.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2615.0
    [m]
    DC
    IKU
    2618.0
    [m]
    DC
    OD
    2631.0
    [m]
    C
    OD
    2632.0
    [m]
    SWC
    OD
    2632.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2652.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2652.0
    [m]
    SWC
    OD
    2657.0
    [m]
    DC
    OD
    2657.0
    [m]
    DC
    IKU
    2661.2
    [m]
    C
    IKU
    2665.4
    [m]
    C
    IKU
    2671.1
    [m]
    C
    IKU
    2676.7
    [m]
    C
    IKU
    2677.6
    [m]
    C
    IKU
    2679.9
    [m]
    C
    IKU
    2686.5
    [m]
    C
    IKU
    2695.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2695.0
    [m]
    SWC
    OD
    2699.0
    [m]
    DC
    OD
    2706.0
    [m]
    C
    IKU
    2711.4
    [m]
    C
    IKU
    2718.1
    [m]
    C
    IKU
    2724.0
    [m]
    C
    IKU
    2738.0
    [m]
    DC
    OD
    2740.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2755.0
    [m]
    SWC
    OD
    2755.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2768.5
    [m]
    SWC
    OD
    2768.5
    [m]
    SWC
    IKU
    2783.0
    [m]
    DC
    OD
    2789.0
    [m]
    DC
    IKU
    2813.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2813.0
    [m]
    SWC
    OD
    2822.0
    [m]
    DC
    OD
    2834.0
    [m]
    DC
    IKU
    2855.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2855.3
    [m]
    SWC
    OD
    2879.0
    [m]
    SWC
    OD
    2879.0
    [m]
    SWC
    OD
    2879.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2903.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2928.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2928.5
    [m]
    SWC
    OD
    2945.2
    [m]
    SWC
    IKU
    2960.0
    [m]
    DC
    IKU
    2980.0
    [m]
    SWC
    IKU
    3000.1
    [m]
    SWC
    IKU
    3045.0
    [m]
    SWC
    OD
    3045.0
    [m]
    SWC
    IKU
    3068.0
    [m]
    SWC
    IKU
    3068.0
    [m]
    SWC
    OD
    3071.0
    [m]
    DC
    IKU
    3080.0
    [m]
    DC
    IKU
    3086.0
    [m]
    DC
    IKU
    3107.0
    [m]
    DC
    IKU
    3128.0
    [m]
    DC
    IKU
    3148.0
    [m]
    SWC
    IKU
    3148.0
    [m]
    SWC
    OD
    3161.0
    [m]
    DC
    IKU
    3174.3
    [m]
    SWC
    IKU
    3174.5
    [m]
    SWC
    OD
    3193.4
    [m]
    SWC
    IKU
    3193.4
    [m]
    SWC
    OD
    3206.5
    [m]
    SWC
    OD
    3206.5
    [m]
    SWC
    IKU
    3209.0
    [m]
    DC
    IKU
    3216.0
    [m]
    SWC
    OD
    3216.0
    [m]
    SWC
    IKU
    3227.0
    [m]
    DC
    IKU
    3241.5
    [m]
    SWC
    OD
    3258.0
    [m]
    SWC
    OD
    3299.0
    [m]
    SWC
    OD
    3311.0
    [m]
    SWC
    OD
    3333.0
    [m]
    DC
    IKU

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.49

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    1.10
    pdf
    2.43
    pdf
    6.22

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.16
    pdf
    0.32

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    15.53
    pdf
    0.78
    pdf
    7.49
    pdf
    0.83
    pdf
    1.84
    pdf
    4.54
    pdf
    20.04
    pdf
    24.59

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    290
    2092
    CBL VDL GR
    550
    1245
    CST
    1260
    1570
    CST
    1583
    2108
    CST
    2117
    2450
    CST
    2470
    2876
    CST
    2850
    3000
    CST
    2876
    3045
    CST
    3053
    3325
    HDT
    801
    1920
    ISF SONIC MSFL SP CAL GR
    2098
    3328
    ISF SONIC SP GR
    353
    2112
    LDL CNL PEF CAL NGS
    2098
    3329
    LDL PEF CAL GR
    353
    2108
    RFT GR
    1293
    1304
    RFT GR
    2659
    3111
    S-HDT
    2098
    3329
    VSP
    510
    3330

  • 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
    353.0
    36
    355.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    801.0
    26
    812.0
    1.46
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1252.0
    17 1/2
    1265.0
    1.74
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2097.0
    12 1/4
    2115.0
    1.76
    LOT
    OPEN HOLE
    3333.0
    8 1/2
    3333.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    318
    1.04
    spud mud
    658
    1.09
    spud mud
    815
    1.10
    spud mud
    1260
    1.45
    48.0
    14.0
    water based
    2116
    1.50
    51.0
    12.0
    water based
    2334
    1.24
    52.0
    water based
    3022
    1.23
    54.0
    11.0
    water based

  • 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
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.29