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

6608/10-6

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.
    6608/10-6
    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.
    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.
    6608/10-6
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST 9301- INLINE 2448 & CROSSLINE 2344
    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.
    971-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    76
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    29.02.2000
    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.
    14.05.2000
    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.
    14.05.2002
    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.
    29.05.2002
    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
    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.
    INTRA MELKE FM SS
    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.
    ÅRE FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    36.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    378.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2115.0
    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).
    2115.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    1.2
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    75
    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.
    66° 3' 55.95'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    8° 15' 26.07'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7327600.50
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    466374.20
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    3260

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6608/10-6 is located in the SE part of the block 6608/10. The main objective of the well was to prove hydrocarbons in Middle and Lower Jurassic sandstones.
    Operations and results
    The well was spudded on of February 29, 2000 with "West Navion" in a water depth of 414 m and drilled to a total depth of 2115 m in the Åre Formation. It was drilled with seawater and bentonite with hi-vis pills down to 1410 m, and with water based "Glydrill" mud (with 5% glycols) from 1410 m to TD.
    The well penetrated rocks of Quaternary, Tertiary, Cretaceous and Jurassic ages. TD is in rocks of Early Jurassic age (Åre Formation). Neither the Garn, Ile nor the Tofte Formations were encountered. Two good reservoir zones were penetrated, the Melke Sandstone and the Åre Formation A sandy Not Formation was also encountered, but did not have the same reservoir quality as the two previously mentioned. The reservoir sequence proved to be oil bearing. This was verified both by shows on cuttings and cores, logs, samples and laboratory studies of the cores. The main part of the oil bearing reservoir zone was cored. One MDT oil sample was retrieved from 1826.7 m in the Melke formation. Two MDT oil samples and a water sample were retrieved from 1910.5 m, 1940.5 m, and 1994.8 m, respectively, in the Åre Formation. The oil-water contact was encountered at 1994 m. The well was completed with a 7" liner through the reservoir to be able to perform a DST on a later stage. The well was suspended as an oil discovery.
    The well was re-entered (6608/10-6 R) November 2000 with "West Navion". The 7" liner was perforated in two 4 m intervals in the Åre Formation. Four sets of independent pressure- and temperature gauges were installed above the perforated intervals. The objective of installing these gauges was to measure any possible communication between the water zones down flanks in the 6608/10-7 explorations well and the reservoir in well 6608/10-6R. The well was suspended 2 December 2000.
    The well was again re-entered (6608/10-6 R 2) in August 2001 with "Borgland Dolphin". The pressure- and temperature gauges were retrieved and communication between 6608/10-7 and 6608/10-6 was verified. A production test was performed in the Melke Formation. The well then was permanently plugged and abandoned.
    Testing
    A production test was performed in the interval 1810 m to 1842 m in the Melke Formation. The produced fluid was characterized as oil and the final rate was 42 Sm3/d.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1410.00
    2115.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1827.0
    1834.0
    [m ]
    2
    1838.0
    1839.9
    [m ]
    3
    1843.0
    1862.3
    [m ]
    4
    1862.3
    1877.1
    [m ]
    5
    1878.0
    1892.8
    [m ]
    6
    1897.0
    1898.3
    [m ]
    7
    1900.0
    1923.3
    [m ]
    8
    1923.3
    1935.2
    [m ]
    9
    1936.0
    1954.2
    [m ]
    10
    1956.0
    1971.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    127.8
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1827-1832m
    Kjerne bilde med dybde: 1832-1834m
    Kjerne bilde med dybde: 1838-1840m
    Kjerne bilde med dybde: 1843-1848m
    Kjerne bilde med dybde: 1848-1853m
    1827-1832m
    1832-1834m
    1838-1840m
    1843-1848m
    1848-1853m
    Kjerne bilde med dybde: 1853-1858m
    Kjerne bilde med dybde: 1858-1862m
    Kjerne bilde med dybde: 1862-1867m
    Kjerne bilde med dybde: 1867-1872m
    Kjerne bilde med dybde: 1872-1877m
    1853-1858m
    1858-1862m
    1862-1867m
    1867-1872m
    1872-1877m
    Kjerne bilde med dybde: 1877-1877m
    Kjerne bilde med dybde: 1878-1883m
    Kjerne bilde med dybde: 1883-1888m
    Kjerne bilde med dybde: 1888-1893m
    Kjerne bilde med dybde: 1897-1898m
    1877-1877m
    1878-1883m
    1883-1888m
    1888-1893m
    1897-1898m
    Kjerne bilde med dybde: 1900-1905m
    Kjerne bilde med dybde: 1905-1910m
    Kjerne bilde med dybde: 1910-1915m
    Kjerne bilde med dybde: 1915-1920m
    Kjerne bilde med dybde: 1920-1923m
    1900-1905m
    1905-1910m
    1910-1915m
    1915-1920m
    1920-1923m
    Kjerne bilde med dybde: 1923-1928m
    Kjerne bilde med dybde: 1928-1933m
    Kjerne bilde med dybde: 1933-1935m
    Kjerne bilde med dybde: 1936-1941m
    Kjerne bilde med dybde: 1941-1946m
    1923-1928m
    1928-1933m
    1933-1935m
    1936-1941m
    1941-1946m
    Kjerne bilde med dybde: 1946-1951m
    Kjerne bilde med dybde: 1951-1954m
    Kjerne bilde med dybde: 1956-1961m
    Kjerne bilde med dybde: 1961-1966m
    Kjerne bilde med dybde: 1966-1971m
    1946-1951m
    1951-1954m
    1956-1961m
    1961-1966m
    1966-1971m
    Kjerne bilde med dybde: 1971-1972m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    1971-1972m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1410.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1425.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1435.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1450.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1465.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1480.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1495.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1505.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1520.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1535.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1550.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1565.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1580.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1595.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1610.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1625.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1640.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1655.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1670.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1685.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1700.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1704.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1704.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    1707.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1710.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1710.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    1713.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1716.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1716.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    1719.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1722.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1722.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    1725.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1728.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1728.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    1731.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1737.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1737.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    1740.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1743.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1743.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    1746.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1749.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1749.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    1752.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1755.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1755.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    1758.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1761.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1761.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    1764.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1767.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1767.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    1770.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1776.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1776.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    1779.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1782.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1782.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    1785.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1788.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1788.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    1791.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1794.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1794.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    1797.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1800.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1800.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    1803.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1803.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    1806.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    1806.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1809.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1809.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    1812.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    1812.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1815.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1815.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    1818.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    1818.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1821.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1821.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    1824.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    1824.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1827.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1827.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    1827.3
    [m]
    C
    WESTLB
    1830.8
    [m]
    C
    WESTLB
    1838.5
    [m]
    C
    WESTLB
    1839.7
    [m]
    C
    WESTLB
    1843.2
    [m]
    C
    WESTLB
    1843.8
    [m]
    C
    WESTLB
    1846.9
    [m]
    C
    WESTLB
    1849.9
    [m]
    C
    WESTLB
    1852.9
    [m]
    C
    WESTLB
    1862.0
    [m]
    C
    WESTLB
    1862.7
    [m]
    C
    WESTLB
    1864.6
    [m]
    C
    WESTLB
    1864.9
    [m]
    C
    WESTLB
    1866.3
    [m]
    C
    WESTLB
    1867.9
    [m]
    C
    WESTLB
    1870.0
    [m]
    C
    WESTLB
    1873.9
    [m]
    C
    WESTLB
    1876.3
    [m]
    C
    WESTLB
    1878.7
    [m]
    C
    WESTLB
    1879.5
    [m]
    C
    WESTLB
    1880.2
    [m]
    C
    WESTLB
    1882.7
    [m]
    C
    WESTLB
    1884.9
    [m]
    C
    WESTLB
    1886.6
    [m]
    C
    WESTLB
    1891.5
    [m]
    C
    WESTLB
    1897.7
    [m]
    C
    WESTLB
    1900.9
    [m]
    C
    WESTLB
    1903.9
    [m]
    C
    WESTLB
    1905.0
    [m]
    C
    WESTLB
    1907.6
    [m]
    C
    WESTLB
    1910.7
    [m]
    C
    WESTLB
    1913.8
    [m]
    C
    WESTLB
    1916.9
    [m]
    C
    WESTLB
    1919.9
    [m]
    C
    WESTLB
    1922.9
    [m]
    C
    WESTLB
    1923.6
    [m]
    C
    WESTLB
    1924.6
    [m]
    C
    WESTLB
    1927.9
    [m]
    C
    WESTLB
    1931.9
    [m]
    C
    WESTLB
    1936.8
    [m]
    C
    WESTLB
    1940.6
    [m]
    C
    WESTLB
    1942.5
    [m]
    C
    WESTLB
    1947.3
    [m]
    C
    WESTLB
    1950.0
    [m]
    C
    WESTLB
    1953.9
    [m]
    C
    WESTLB
    1956.5
    [m]
    C
    WESTLB
    1961.9
    [m]
    C
    WESTLB
    1964.6
    [m]
    C
    WESTLB
    1967.7
    [m]
    C
    WESTLB
    1968.8
    [m]
    C
    WESTLB
    1970.8
    [m]
    C
    WESTLB
    1974.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    1980.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    1986.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    1992.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    1998.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    2004.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    2010.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    2016.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    2022.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    2028.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    2034.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    2040.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    2046.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    2052.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    2058.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    2064.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    2070.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    2076.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    2082.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    2088.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    2094.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    2100.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    2106.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    2112.0
    [m]
    DC
    UOSHE
    2115.0
    [m]
    DC
    UOSHE

  • 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
    0.00
    0.00
    OIL
    YES
    MDT
    1910.50
    0.00
    OIL
    01.01.2000 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.30

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.10
    pdf
    1.94
    pdf
    2.93
    pdf
    1.95
    pdf
    1.93
    pdf
    1.95
    pdf
    1.55

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    .pdf
    2.00
    .PDF
    30.55

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL GR
    1520
    2065
    FMI DSI
    1395
    2108
    MDT GR
    1815
    2071
    MWD MPR LITE-DIR
    477
    1827
    MWD MPR LITE-DIR
    1973
    2115
    PEX HALS CMR
    1380
    2111
    VSP GR
    484
    2061

  • 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
    475.0
    36
    475.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    1398.0
    26
    1410.0
    1.76
    LOT
    LINER
    7
    2115.0
    8 1/2
    2115.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    482
    1.03
    DUMMY
    570
    1.03
    DUMMY
    636
    1.03
    DUMMY
    1220
    1.03
    DUMMY
    1408
    1.30
    DUMMY
    1550
    1.30
    19.0
    KCL/GLYCOL/POLY
    1695
    1.30
    18.0
    KCL/GLYCOL/POLY
    1827
    1.30
    18.0
    KCL/GLYCOL/POLY
    1838
    1.30
    19.0
    KCL/GLYCOL/POLY
    1843
    1.30
    19.0
    KCL/GLYCOL/POLY
    1862
    1.30
    18.0
    KCL/GLYCOL/POLY
    1878
    1.30
    17.0
    KCL/GLYCOL/POLY
    1898
    1.30
    16.0
    KCL/GLYCOL/POLY
    1936
    1.30
    19.0
    KCL/GLYCOL/POLY
    1956
    1.30
    19.0
    KCL/GLYCOL/POLY
    1973
    1.30
    20.0
    KCL/GLYCOL/POLY
    2115
    1.30
    15.0
    KCL/GLYCOL/POLY

  • 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
    0.27