Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
21.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6507/7-12

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.
    6507/7-12
    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.
    6507/7-12
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    INLINE 1572 X-LINE 1670
    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.
    Conoco Norway Inc.
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    963-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    27
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    17.07.1999
    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.
    12.08.1999
    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.
    12.08.2001
    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.
    11.04.2003
    Opprinnelig formål
    Formålet med brønnbanen definert før borestart.Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS. Eksempler på lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner: OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION.
    WILDCAT
    Gjenåpnet
    Status om brønnbanen er gjenåpnet (YES) eller ikke (NO). Når en teller antall brønnbaner på norsk sokkel, teller en bare de som ikke er gjenåpnet (NO).
    NO
    Innhold
    For letebrønnbaner, funn status.

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

    For utvinningsbrønnbaner, type produsert eller injisert fluid.
    Lovlige verdier: WATER, CUTTINGS, NOT AVAILABLE, OIL, GAS/CONDENSATE, OIL/GAS, CO2, GAS, WATER/GAS, NOT APPLICABLE.
    OIL 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).
    23.2
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    333.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3976.0
    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).
    3974.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    8.2
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    128
    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 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.
    SPEKK FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    65° 26' 46.16'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 18' 17.82'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7259419.31
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    421406.23
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    3812

  • Brønnhistorie
    General
    Exploration well 6507/7-12 is located in the northern part of the Haltenbanken area, approximately 190 nautical miles west of the Norwegian coast. The block lies on the western flank of a series of NNE-SSW faults, which separate the Dønna Terrace from the Nordland Ridge/Trøndelag Platform to the east. The prospect is in the northern part of block 6507/7 and lies in an Early Cretaceous mini-basin developed in the hanging wall of the Revfallet Fault complex. The well was drilled to test a stratigraphic closure in an anticipated sand prone wedge of Albian age (Lower Cretaceous). The well was drilled in a location planned to test the minimum economic field size in terms of a tie-back to the Heidrun TLP. If hydrocarbons were present, the well would be tested through wire line logging and possible DST to determine hydrocarbon phase and deliverability. Secondary targets were in the Aptian, "Lange B" sands and in the Lysing Formation, also to be evaluated by drilling and wire line logging. Planned total depth for the well was ca. 20 meters into the Upper Jurassic Spekk Formation, prognosed at 3908 m RKB.
    Operations and results
    Exploration well 6507/7-12 was spudded on 17 July 1999 with the semi-submersible installation, "Mærsk Jutlander" and drilled to TD at 3976 m in the Late Jurassic Spekk Formation. The well was drilled with seawater and high viscosity sweeps down to 1316 m, with "BARASILC" water based silicate KCl mud from 1316 m to 2508 m, and with Baroid "Environmul& oil based mud from 2508 m to TD. Porous sands were encountered at all prospective intervals, at depths 70-80 m deeper than prognosed. The wedges previously believed to be of Albian and Aptian were found to be of Aptian and Barremian age, respectively, and sand thickness within the wedges were thinner than anticipated. Oil (3.88 m "net pay" based on wire line data) was found in the Aptian sandstones. However, it was not a commercial success due to lack of permeability, identified from MDT pressure tests. Thin-section analysis from sidewall cores confirmed lack of permeability. Log data showed that shales in this section have totally different acoustic properties than shales above and could be confused with sand. Oil shows in the Early Cretaceous porous zones were mainly faint and weak based on fluorescence cut using acetone as solvent. The secondary objective in Lysing Formation was a 40 m sand with both porosity and permeability, but was drilled outside closure and was clearly water wet. A MDT water sample from Lysing sandstone was taken with a one-gallon chamber at a depth of 2869.8 m MD. The filling was aborted after 2,5 litres due to slow flow of water. Later analysis showed the sample to be contaminated by mud filtrate and with no oil content. Some CO2 and methane-gas were reported from the sample. No conventional cores were cut. The well was permanently plugged and abandoned as a dry well with oil shows on 12 August 1999.
    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]
    1330.00
    3975.00

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1330.0
    [m]
    DC
    RRI
    1360.0
    [m]
    DC
    RRI
    1390.0
    [m]
    DC
    RRI
    1420.0
    [m]
    DC
    RRI
    1450.0
    [m]
    DC
    RRI
    1480.0
    [m]
    DC
    RRI
    1510.0
    [m]
    DC
    RRI
    1540.0
    [m]
    DC
    RRI
    1570.0
    [m]
    DC
    RRI
    1610.0
    [m]
    DC
    RRI
    1630.0
    [m]
    DC
    RRI
    1660.0
    [m]
    DC
    RRI
    1690.0
    [m]
    DC
    RRI
    1720.0
    [m]
    DC
    RRI
    1750.0
    [m]
    DC
    RRI
    1780.0
    [m]
    DC
    RRI
    1810.0
    [m]
    DC
    RRI
    1840.0
    [m]
    DC
    RRI
    1870.0
    [m]
    DC
    RRI
    1890.0
    [m]
    DC
    RRI
    1930.0
    [m]
    DC
    RRI
    1960.0
    [m]
    DC
    RRI
    1990.0
    [m]
    DC
    RRI
    2020.0
    [m]
    DC
    RRI
    2050.0
    [m]
    DC
    RRI
    2080.0
    [m]
    DC
    RRI
    2110.0
    [m]
    DC
    RRI
    2120.0
    [m]
    DC
    RRI
    2130.0
    [m]
    DC
    RRI
    2140.0
    [m]
    DC
    RRI
    2150.0
    [m]
    DC
    RRI
    2160.0
    [m]
    DC
    RRI
    2170.0
    [m]
    DC
    RRI
    2180.0
    [m]
    DC
    RRI
    2190.0
    [m]
    DC
    RRI
    2200.0
    [m]
    DC
    RRI
    2210.0
    [m]
    DC
    RRI
    2220.0
    [m]
    DC
    RRI
    2230.0
    [m]
    DC
    RRI
    2240.0
    [m]
    DC
    RRI
    2250.0
    [m]
    DC
    RRI
    2260.0
    [m]
    DC
    RRI
    2270.0
    [m]
    DC
    RRI
    2280.0
    [m]
    DC
    RRI
    2290.0
    [m]
    DC
    RRI
    2300.0
    [m]
    DC
    RRI
    2310.0
    [m]
    DC
    RRI
    2320.0
    [m]
    DC
    RRI
    2330.0
    [m]
    DC
    RRI
    2360.0
    [m]
    DC
    RRI
    2370.0
    [m]
    DC
    RRI
    2400.0
    [m]
    DC
    RRI
    2410.0
    [m]
    DC
    RRI
    2420.0
    [m]
    DC
    RRI
    2430.0
    [m]
    DC
    RRI
    2440.0
    [m]
    DC
    RRI
    2460.0
    [m]
    DC
    RRI
    2480.0
    [m]
    DC
    RRI
    2490.0
    [m]
    DC
    RRI
    2500.0
    [m]
    DC
    RRI
    2508.0
    [m]
    DC
    RRI
    2520.0
    [m]
    DC
    RRI
    2530.0
    [m]
    DC
    RRI
    2540.0
    [m]
    DC
    RRI
    2550.0
    [m]
    DC
    RRI
    2560.0
    [m]
    DC
    RRI
    2570.0
    [m]
    DC
    RRI
    2580.0
    [m]
    DC
    RRI
    2590.0
    [m]
    DC
    RRI
    2600.0
    [m]
    DC
    RRI
    2610.0
    [m]
    DC
    RRI
    2620.0
    [m]
    DC
    RRI
    2624.0
    [m]
    DC
    RRI
    2630.0
    [m]
    DC
    RRI
    2650.0
    [m]
    DC
    RRI
    2660.0
    [m]
    DC
    RRI
    2670.0
    [m]
    DC
    RRI
    2680.0
    [m]
    DC
    RRI
    2690.0
    [m]
    DC
    RRI
    2700.0
    [m]
    DC
    RRI
    2710.0
    [m]
    DC
    RRI
    2720.0
    [m]
    DC
    RRI
    2730.0
    [m]
    DC
    RRI
    2740.0
    [m]
    DC
    RRI
    2750.0
    [m]
    DC
    RRI
    2760.0
    [m]
    DC
    RRI
    2770.0
    [m]
    DC
    RRI
    2780.0
    [m]
    DC
    RRI
    2790.0
    [m]
    DC
    RRI
    2800.0
    [m]
    DC
    RRI
    2810.0
    [m]
    DC
    RRI
    2820.0
    [m]
    DC
    RRI
    2825.0
    [m]
    DC
    RRI
    2840.0
    [m]
    DC
    RRI
    2850.0
    [m]
    DC
    RRI
    2860.0
    [m]
    DC
    RRI
    2870.0
    [m]
    DC
    RRI
    2890.0
    [m]
    DC
    RRI
    2900.0
    [m]
    DC
    RRI
    2910.0
    [m]
    DC
    RRI
    2920.0
    [m]
    DC
    RRI
    2930.0
    [m]
    DC
    RRI
    2940.0
    [m]
    DC
    RRI
    2950.0
    [m]
    DC
    RRI
    2960.0
    [m]
    DC
    RRI
    2970.0
    [m]
    DC
    RRI
    2980.0
    [m]
    DC
    RRI
    2990.0
    [m]
    DC
    RRI
    3000.0
    [m]
    DC
    RRI
    3010.0
    [m]
    DC
    RRI
    3020.0
    [m]
    DC
    RRI
    3030.0
    [m]
    DC
    RRI
    3040.0
    [m]
    DC
    RRI
    3055.0
    [m]
    DC
    RRI
    3060.0
    [m]
    DC
    RRI
    3070.0
    [m]
    DC
    RRI
    3080.0
    [m]
    DC
    RRI
    3090.0
    [m]
    DC
    RRI
    3100.0
    [m]
    DC
    RRI
    3110.0
    [m]
    DC
    RRI
    3120.0
    [m]
    DC
    RRI
    3130.0
    [m]
    DC
    RRI
    3140.0
    [m]
    DC
    RRI
    3150.0
    [m]
    DC
    RRI
    3160.0
    [m]
    DC
    RRI
    3170.0
    [m]
    DC
    RRI
    3180.0
    [m]
    DC
    RRI
    3190.0
    [m]
    DC
    RRI
    3200.0
    [m]
    DC
    RRI
    3210.0
    [m]
    DC
    RRI
    3220.0
    [m]
    DC
    RRI
    3230.0
    [m]
    DC
    RRI
    3240.0
    [m]
    DC
    RRI
    3250.0
    [m]
    DC
    RRI
    3260.0
    [m]
    DC
    RRI
    3270.0
    [m]
    DC
    RRI
    3280.0
    [m]
    DC
    RRI
    3290.0
    [m]
    DC
    RRI
    3300.0
    [m]
    DC
    RRI
    3310.0
    [m]
    DC
    RRI
    3320.0
    [m]
    DC
    RRI
    3330.0
    [m]
    DC
    RRI
    3340.0
    [m]
    DC
    RRI
    3345.0
    [m]
    DC
    RRI
    3360.0
    [m]
    DC
    RRI
    3370.0
    [m]
    DC
    RRI
    3380.0
    [m]
    DC
    RRI
    3390.0
    [m]
    DC
    RRI
    3400.0
    [m]
    DC
    RRI
    3410.0
    [m]
    DC
    RRI
    3420.0
    [m]
    DC
    RRI
    3430.0
    [m]
    DC
    RRI
    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
    3518.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3530.0
    [m]
    DC
    RRI
    3540.0
    [m]
    DC
    RRI
    3549.0
    [m]
    SWC
    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
    3640.0
    [m]
    DC
    RRI
    3650.0
    [m]
    DC
    RRI
    3664.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3670.0
    [m]
    DC
    RRI
    3680.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3686.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3693.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3700.0
    [m]
    DC
    RRI
    3710.0
    [m]
    DC
    RRI
    3720.0
    [m]
    DC
    RRI
    3730.0
    [m]
    DC
    RRI
    3744.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3750.0
    [m]
    DC
    RRI
    3759.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3770.0
    [m]
    DC
    RRI
    3780.0
    [m]
    DC
    RRI
    3790.0
    [m]
    DC
    RRI
    3799.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3810.0
    [m]
    DC
    RRI
    3820.0
    [m]
    DC
    RRI
    3826.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3840.0
    [m]
    DC
    RRI
    3853.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3865.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3880.0
    [m]
    DC
    RRI
    3890.0
    [m]
    DC
    RRI
    3900.0
    [m]
    DC
    RRI
    3910.0
    [m]
    DC
    RRI
    3925.0
    [m]
    DC
    RRI
    3932.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3940.0
    [m]
    DC
    RRI
    3950.0
    [m]
    DC
    RRI
    3960.0
    [m]
    DC
    RRI
    3970.0
    [m]
    DC
    RRI
    3975.0
    [m]
    DC
    RRI

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.49

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    .pdf
    2.71
    .pdf
    45.65

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    AIT IPLT DSI ACTS
    2441
    3948
    CST GR
    2788
    3967
    MDT GR
    2870
    3950
    MWD - CDR GR DIR
    409
    3976
    MWD - CDR GR DIR
    2500
    2508
    VSP
    1100
    3830

  • 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
    415.0
    36
    516.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    13 3/8
    1308.0
    17 1/2
    1308.0
    1.71
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2500.0
    12 1/4
    2500.0
    1.92
    LOT
    OPEN HOLE
    3976.0
    8 1/2
    3976.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    409
    1.03
    SEAWATER
    1316
    1.20
    1.0
    SEAWATER
    1325
    1.53
    26.0
    KCL/POLYMER
    1740
    1.54
    23.0
    BARASIL-S
    2075
    1.54
    24.0
    BARASIL-S
    2508
    1.54
    27.0
    BARASIL-S
    2845
    1.54
    36.0
    OIL (ENVIRON)
    3192
    1.54
    45.0
    OIL (ENVIRON)
    3510
    1.54
    45.0
    OIL (ENVIRON)
    3726
    1.57
    44.0
    OIL (ENVIRON)
    3813
    1.57
    40.0
    OIL (ENVIRON)
    3875
    1.57
    40.0
    OIL (ENVIRON)
    3976
    1.57
    13.0
    KCL/POLYMER

  • 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