Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
29.04.2024 - 01:33
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

7222/11-1

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.
    7222/11-1
    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
    Pressemelding
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    BARENTS 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.
    7222/11-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    SG 9803-inline7381 & croddline 5747
    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.
    StatoilHydro Petroleum AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1192-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    73
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    24.08.2008
    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.
    04.11.2008
    Plugget dato
    Dato brønnbanen ble ferdig plugget, som innmeldt til Sokkeldirektoratet av operatør til DDRS (Daily Drilling Reporting System).
    04.11.2008
    Plugget og forlatt dato
    Dato P&A-operasjonen av brønnbanen var ferdig, som innmeldt av operatør til DDRS (Daily Drilling Reporting System). Forekommer bare en gang pr. brønnhode/overflateposisjon.
    26.03.2012
    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.
    04.11.2010
    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.
    04.11.2010
    Opprinnelig formål
    Formålet med brønnbanen definert før borestart.Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS. Eksempler på lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner: OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION.
    WILDCAT
    Gjenåpnet
    Status om brønnbanen er gjenåpnet (YES) eller ikke (NO). Når en teller antall brønnbaner på norsk sokkel, teller en bare de som ikke er gjenåpnet (NO).
    NO
    Innhold
    For letebrønnbaner, funn status.

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

    For utvinningsbrønnbaner, type produsert eller injisert fluid.
    Lovlige verdier: WATER, CUTTINGS, NOT AVAILABLE, OIL, GAS/CONDENSATE, OIL/GAS, CO2, GAS, WATER/GAS, NOT APPLICABLE.
    OIL/GAS
    Funnbrønnbane
    Indikator som forteller om brønnbanen påviste et nytt funn. Lovlige verdier: YES, NO. For brønnbaner der resultatet ikke er pressemeldt eller på annet vis avklart, blir «NO» benyttet.
    YES
    1. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    MIDDLE TRIASSIC
    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.
    SNADD FM
    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.
    MIDDLE TRIASSIC
    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.
    KOBBE FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    356.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2658.0
    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).
    2625.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    1.3
    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.
    MIDDLE 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.
    KOBBE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    72° 4' 20.7'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    22° 28' 27.52'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    8003069.57
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    344636.90
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    35
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    5916

  • Brønnhistorie
    General
    The 7222/11-1 Caurus well was drilled on the Bjarmeland Platform in the Barents Sea. The objective of the well was to prove hydrocarbons in the Caurus prospect in prognosed reservoir intervals in Snadd Formation of Carnian age and in Kobbe formation of Anisian age.
    Operations and results
    A pilot hole, 7222/11-U-1, was drilled 13 m south-west of the main well location. No shallow gas was found in the pilot hole.
    Wildcat well 7222/11-1 was spudded with the semi-submersible installation Polar Pioneer on 24 August 2008 and drilled to TD at 2658 m (2625 m TVD) in the Middle Triassic Kobbe Formation. The 8 1/2" hole was drilled to 2082 m where the well started to lose mud to the formation due to drilling induced fractures, which were observed on the FMI logs. The well was plugged back, and a technical sidetrack T2 with reduced mud weight was drilled from 1252 m to TD. A second technical sidetrack T3, was drilled to core the Kobbe Formation. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 606 m and with Glydril WBM from 606 m to TD.
    The Caurus well penetrated a Quaternary section of 72 m and a Jurassic section of 185 m before drilling into rocks of Triassic age, Snadd Formation, at 636 m. The well proved gas in two levels in the Snadd Formation; in two thin sandstones of Early Norian age at top Snadd level, and in sandstones of Late Carnian age at 771 m with a gas/water contact at 785 m. Good oil shows were seen under the contact from 788 to 798 m. The gas bearing Snadd Formation sandstones had very good reservoir properties. In the Kobbe Formation oil and gas was found at two levels; oil in channelized sandstones of Anisian age at 2112 to 2115 m with weak oil shows from 2115 to 2142 m, and gas and oil in marine sandstones of Anisian age at 2210 to 2238 m with a gas/oil contact at 2233.2 m (2177.5 m TVD MSL). The oil and gas bearing Kobbe Formation sandstones had poor permability. Weak oil shows were seen from 2541 to 2559 m.
    Three cores (core 1-3) were cut in the intervals 778 to 807 m and 1287 to 1299.5 m in the main wellbore, and two in 7222/11-1 T3 in the interval 2209.5 to 2243.8 m (core 4-5). In the shallow Snadd reservoir gas samples were collected at 643.8 m and at 771.5 m. A water sample was collected at 789 m. All the Snadd samples were of excellent quality. In the Kobbe sand section two oil samples were collected at 2113.7 m, but due to poor reservoir conditions the oil samples had to be sampled with very high drawdown and well below the dew point. The sampling was performed at 2232 m and 2234 m, with the lowest possible flowing pressure, but the samples collected were not representative for the formation fluid. During sampling of oil free gas coned in from the gas zone above and during gas sampling oil coned in from the oil zone below.
    The well was permanently abandoned on 4 November 2008 as an oil and gas discovery.
    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]
    609.00
    2082.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    778.0
    798.8
    [m ]
    2
    798.5
    807.1
    [m ]
    3
    1287.0
    1299.5
    [m ]
    4
    2209.5
    2227.7
    [m ]
    5
    2227.7
    2243.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    75.8
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    609.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    627.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    663.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    681.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    699.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    702.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    720.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    732.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    750.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    768.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    779.6
    [m]
    C
    FUGRO
    782.7
    [m]
    C
    FUGRO
    785.3
    [m]
    C
    FUGRO
    788.5
    [m]
    C
    FUGRO
    794.6
    [m]
    C
    FUGRO
    797.5
    [m]
    C
    FUGRO
    800.7
    [m]
    C
    FUGRO
    801.1
    [m]
    C
    FUGRO
    803.9
    [m]
    C
    FUGRO
    805.6
    [m]
    C
    FUGRO
    807.1
    [m]
    C
    FUGRO
    816.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    846.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    876.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    912.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    957.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    990.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1008.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1050.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1065.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1074.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1101.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1122.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1131.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1149.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1200.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1291.7
    [m]
    C
    FUGRO
    1295.1
    [m]
    C
    FUGRO
    1297.7
    [m]
    C
    FUGRO
    1299.3
    [m]
    C
    FUGRO
    1320.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1341.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1356.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1377.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1386.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1401.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1419.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1434.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1443.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1470.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1488.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1503.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1512.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1530.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1548.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1557.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1575.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1590.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1599.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1614.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1659.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1665.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1680.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1704.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1722.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1731.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1746.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1755.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1773.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1791.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1812.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1845.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1863.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1872.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1893.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1914.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1920.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1947.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1968.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1989.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2007.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2040.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2067.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2091.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2100.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2109.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2118.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2127.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2136.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2145.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2154.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2163.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2172.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2181.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2190.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2199.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2208.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2210.3
    [m]
    C
    FUGRO
    2213.4
    [m]
    C
    FUGRO
    2217.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2217.5
    [m]
    C
    FUGRO
    2219.8
    [m]
    C
    FUGRO
    2223.4
    [m]
    C
    FUGRO
    2224.9
    [m]
    C
    FUGRO
    2226.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2227.5
    [m]
    C
    FUGRO
    2228.4
    [m]
    C
    FUGRO
    2231.3
    [m]
    C
    FUGRO
    2233.2
    [m]
    C
    FUGRO
    2235.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2237.9
    [m]
    C
    FUGRO
    2241.1
    [m]
    C
    FUGRO
    2243.1
    [m]
    C
    FUGRO
    2244.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2253.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2262.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2271.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2280.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2289.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2298.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2307.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2316.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2325.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2334.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2343.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2352.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2361.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2370.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2379.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2388.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2397.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2406.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2415.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2424.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2433.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2442.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2451.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2460.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2469.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2478.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2487.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2496.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2505.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2514.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2523.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2532.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2541.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2550.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2559.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2568.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2577.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2586.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2595.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2604.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2613.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2622.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2631.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2640.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2649.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2658.0
    [m]
    DC
    FUGRO

  • Litostratigrafi
    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    379
    451
    589
    636
    2007
    2007

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

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    ARCVRES6 TELESCOPE
    1252
    2209
    CMR PEX HRLA ECS
    1169
    2658
    FMI HNGS HRLA
    583
    1163
    FMI HNGS HRLA
    1170
    2079
    FMI MSIP
    1169
    2658
    MDT
    641
    1073
    MDT
    1752
    2072
    MDT
    2113
    2236
    MDT
    2113
    2232
    MSCT
    626
    1147
    MSCT
    1434
    2643
    MWD LWD - ARCVRES PP SONVIS8
    379
    606
    MWD LWD - ARCVRES6 PP GVR6
    1170
    2082
    MWD LWD - ARVRES8 PP GVR8
    606
    1170
    PEX CMR
    1169
    2658
    PEX CMR MSIP
    1170
    2079
    PEX MSIP CMR ECS
    577
    1169
    VSP
    1169
    2590

  • 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
    427.0
    36
    427.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    600.0
    17 1/2
    606.0
    2.04
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1169.0
    12 1/4
    1170.0
    2.43
    LOT
    OPEN HOLE
    2244.0
    8 1/2
    2244.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    606
    1.32
    19.0
    Seawater
    700
    1.22
    16.0
    Glydril
    975
    1.32
    16.0
    Glydril
    1170
    1.32
    14.0
    Glydril
    1234
    1.32
    17.0
    Glydril
    1252
    1.21
    17.0
    Glydril
    1252
    1.33
    16.0
    Glydril
    1300
    1.32
    20.0
    Glydril
    1648
    1.22
    16.0
    Glydril
    2036
    1.23
    16.0
    Glydril
    2134
    1.22
    14.0
    Glydril
    2658
    1.22
    14.0
    Glydril

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    778.74
    [m ]
    783.75
    [m ]
    789.50
    [m ]
    795.02
    [m ]
    799.27
    [m ]
    805.02
    [m ]
    1289.25
    [m ]
    2235.00
    [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
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.28