Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

7120/2-3 S

Eksport: PDF ikon PDF

  • Generell informasjon
    Generell informasjon
    Attributt Verdi
    Brønnbane navn
    Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    7120/2-3 S
    Type
    Brønnbanetype. Lovlige verdier: EXPLORATION, DEVELOPMENT, OTHER (se 'Formål' for mer informasjon)
    EXPLORATION
    Formål
    Endelig klassifisering av brønnbanen.

    Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS.

    Lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner:
    OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION, INJECTION-CCS, OBSERVATION-CCS.

    Lovlig verdier for andre brønnbaner:
    SOIL DRILLING (boring ifm trase og andre grunnundersøkelser som gjøres for å undersøke grunnforholdene i forkant av plassering av innretninger),
    SHALLOW GAS (undersøke grunn gass før første boring på lokasjon),
    PILOT (undersøke geologi og væskekontakter for plassering av hovedbrønnbanen),
    SCIENTIFIC (bores ihhtLov om vitenskapelige undersøkelser),
    STRATIGRAPHIC (bores ihht Petroleumsloven §2-1).
    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.
    7120/2-3
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    LN10M03-inline 14484 & crossline 12293
    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.
    Lundin Norway AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1353-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    56
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    15.05.2011
    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.
    09.07.2011
    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.
    09.07.2013
    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.
    10.08.2013
    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.
    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.
    EARLY CRETACEOUS
    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.
    KOLMULE 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.
    EARLY CRETACEOUS
    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.
    KNURR FM
    3. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 3. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.
    MIDDLE JURASSIC
    3. nivå med hydrokarboner, formasjon
    Navn på litostratigrafisk enhet, 3. 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.
    STØ FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    23.5
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    312.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2625.0
    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).
    2620.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    5.3
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    93
    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.
    SNADD FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    71° 47' 20.97'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    20° 21' 44.23'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7965749.13
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    477755.39
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    34
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    6592

  • Brønnhistorie
    General
    The 7120/2-3 S well was drilled on the Skalle prospect north-west of the Snøhvit Field at a location between the Loppa High to the north and the Hammerfest Basin south. The objective was to explore the reservoir potential of the Mesozoic succession, with sandstones of the Kolmule and Stø Formations as the primary target.
    Operations and results
    A 9 7/8" pilot hole, named 7120/2-U-1 was drilled to 655 m to check for shallow gas. None was encountered. Wildcat well 7120/2-3 was spudded with the semi-submersible installation Transocean Leader on 15 May 2011 and drilled to TD at 2625 m (2620 m TVD) in the Late Triassic Snadd Formation. No significant problem was encountered in the operations. The well was drilled with seawater and sweeps down to 650 m and with KCL/polymer/GEM mud from 650 m to TD. In the 17 1/2" section from 650 m to 1522 m mud from the recent 7220/8-1 Skrugard well was re-used in this well. This mud proved to contain oil that made shows evaluation difficult and was replaced before drilling the next section.
    The well encountered hydrocarbons at three stratigraphic levels; a gas column from 1576 m to a free gas-water contact at 1639.4 m in the Early Cretaceous Kolmule Formation, gas in a down-to situation in the Early Cretaceous Knurr Formation, and a gas column from 2071 m to a free gas-water contact at 2095.9 m in the Early to Middle Jurassic, Stø Formation. The Kolmule reservoir had a gross thickness of 150 m, consisting of several sandstone bodies with reservoir facies ranging from shallow marine sandstones to conglomerates and homogenous slope turbidites. The Knurr Formation reservoir was a 5 m thick partly carbonate cemented sandstone resting on the Hekkingen Formation. The Stø reservoir consisted of 149 m thick, clean sandstone. Water bearing sandstone reservoirs were also present in the Tubåen, Fruholmen, and Snadd formation. The reservoir quality in the sandstones from Stø level and down was affected by quartz diagenesis. Due to interference from the mud system oil shows were difficult. However minor oil shows were recorded in intervals on the cores from all three gas bearing reservoir sections. In addition, above average gas levels (3 to 3.5 % Total Gas) were observed through the upper Nordmela Formation in the interval from 2220 to 2255 m, and these had a high level of heavy components.
    A total of 9 conventional cores were cut, 4 from 1583 to 1639 m in the Kolmule Formation sandstone, 2 from 2002 m to 2025 m in the Hekkingen and Fuglen Formations, and 3 from 2074.8 m to 2170 m in the Stø Formation sandstones. Depth shifts to match with logs were -2.3 m for the cores 1 to 4, -2.9 to -4.0 m for cores 5 and 6, +0.45 m for core 7, and no shift for cores 8 and 9. MDT fluid samples were taken at 1585.5 m (gas) and 1635 (gas) m, and 1664.8 m (water) in the Kolmule Formation, 1998.9 m (gas) in the lower Knurr Formation, 2079 m (gas) in the Stø Formation, and 2139 m (water) in the Stø Formation.
    The well was permanently abandoned on 9 July 2011 as a 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]
    660.00
    2625.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1583.0
    1595.7
    [m ]
    2
    1596.0
    1611.0
    [m ]
    3
    1612.1
    1627.5
    [m ]
    4
    1628.0
    1638.6
    [m ]
    5
    2002.0
    2016.4
    [m ]
    6
    2016.5
    2024.7
    [m ]
    7
    2074.8
    2101.2
    [m ]
    8
    2101.8
    2157.3
    [m ]
    9
    2156.0
    2169.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    171.1
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    660.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    700.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    740.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    780.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    820.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    860.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    900.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    940.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    980.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1020.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1060.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1100.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1140.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1180.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1220.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1260.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1300.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1340.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1380.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1420.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1430.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1440.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1450.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1460.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1470.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1480.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1490.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1500.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1510.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1520.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1530.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1540.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1550.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1560.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1570.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1583.4
    [m]
    C
    ROBERT
    1584.7
    [m]
    C
    ROBERT
    1585.3
    [m]
    C
    ROBERT
    1587.5
    [m]
    C
    ROBERT
    1589.5
    [m]
    C
    ROBERT
    1590.3
    [m]
    C
    ROBERT
    1590.7
    [m]
    C
    ROBERT
    1592.3
    [m]
    C
    ROBERT
    1595.4
    [m]
    C
    ROBERT
    1596.7
    [m]
    C
    ROBERT
    1598.6
    [m]
    C
    ROBERT
    1599.5
    [m]
    C
    ROBERT
    1601.4
    [m]
    C
    ROBERT
    1603.7
    [m]
    C
    ROBERT
    1604.4
    [m]
    C
    ROBERT
    1605.6
    [m]
    C
    ROBERT
    1606.7
    [m]
    C
    ROBERT
    1608.7
    [m]
    C
    ROBERT
    1610.7
    [m]
    C
    ROBERT
    1613.5
    [m]
    C
    ROBERT
    1616.3
    [m]
    C
    ROBERT
    1616.5
    [m]
    C
    ROBERT
    1620.3
    [m]
    C
    ROBERT
    1621.6
    [m]
    C
    ROBERT
    1622.2
    [m]
    C
    ROBERT
    1623.7
    [m]
    C
    ROBERT
    1624.5
    [m]
    C
    ROBERT
    1625.9
    [m]
    C
    ROBERT
    1626.4
    [m]
    C
    ROBERT
    1627.3
    [m]
    C
    ROBERT
    1628.9
    [m]
    C
    ROBERT
    1629.8
    [m]
    C
    ROBERT
    1630.0
    [m]
    C
    ROBERT
    1632.1
    [m]
    C
    ROBERT
    1633.8
    [m]
    C
    ROBERT
    1634.4
    [m]
    C
    ROBERT
    1635.1
    [m]
    C
    ROBERT
    1635.9
    [m]
    C
    ROBERT
    1636.6
    [m]
    C
    ROBERT
    1637.0
    [m]
    C
    ROBERT
    1638.3
    [m]
    C
    ROBERT
    1642.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1651.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1657.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1660.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1669.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1678.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1687.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1696.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1705.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1714.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1723.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1732.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1741.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1759.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1768.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1777.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1786.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1795.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1804.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1813.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1822.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1831.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1840.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1849.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1858.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1867.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1876.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1885.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1894.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1903.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1912.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1921.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1930.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1939.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1948.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1966.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1975.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1984.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1993.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2002.0
    [m]
    C
    ROBERT
    2002.3
    [m]
    C
    ROBERT
    2002.7
    [m]
    C
    ROBERT
    2004.7
    [m]
    C
    ROBERT
    2006.9
    [m]
    C
    ROBERT
    2009.4
    [m]
    C
    ROBERT
    2010.7
    [m]
    C
    ROBERT
    2012.5
    [m]
    C
    ROBERT
    2015.5
    [m]
    C
    ROBERT
    2017.7
    [m]
    C
    ROBERT
    2019.1
    [m]
    C
    ROBERT
    2019.4
    [m]
    C
    ROBERT
    2020.4
    [m]
    C
    ROBERT
    2020.9
    [m]
    C
    ROBERT
    2021.9
    [m]
    C
    ROBERT
    2022.5
    [m]
    C
    ROBERT
    2024.7
    [m]
    C
    ROBERT
    2029.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2038.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2047.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2056.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2065.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2074.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2075.2
    [m]
    C
    ROBERT
    2076.5
    [m]
    C
    ROBERT
    2077.2
    [m]
    C
    ROBERT
    2080.8
    [m]
    C
    ROBERT
    2086.7
    [m]
    C
    ROBERT
    2087.5
    [m]
    C
    ROBERT
    2091.3
    [m]
    C
    ROBERT
    2091.6
    [m]
    C
    ROBERT
    2092.7
    [m]
    C
    ROBERT
    2095.9
    [m]
    C
    ROBERT
    2098.5
    [m]
    C
    ROBERT
    2102.5
    [m]
    C
    ROBERT
    2104.5
    [m]
    C
    ROBERT
    2105.8
    [m]
    C
    ROBERT
    2106.1
    [m]
    C
    ROBERT
    2106.3
    [m]
    C
    ROBERT
    2106.8
    [m]
    C
    ROBERT
    2108.8
    [m]
    C
    ROBERT
    2110.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2110.7
    [m]
    C
    ROBERT
    2113.5
    [m]
    C
    ROBERT
    2115.8
    [m]
    C
    ROBERT
    2116.6
    [m]
    C
    ROBERT
    2118.4
    [m]
    C
    ROBERT
    2119.5
    [m]
    C
    ROBERT
    2119.8
    [m]
    C
    ROBERT
    2120.5
    [m]
    C
    ROBERT
    2120.5
    [m]
    C
    ROBERT
    2120.7
    [m]
    C
    ROBERT
    2121.0
    [m]
    C
    ROBERT
    2122.7
    [m]
    C
    ROBERT
    2127.7
    [m]
    C
    ROBERT
    2132.9
    [m]
    C
    ROBERT
    2134.5
    [m]
    C
    ROBERT
    2139.6
    [m]
    C
    ROBERT
    2146.3
    [m]
    C
    ROBERT
    2152.0
    [m]
    C
    ROBERT
    2153.1
    [m]
    C
    ROBERT
    2155.9
    [m]
    C
    ROBERT
    2156.7
    [m]
    C
    ROBERT
    2159.8
    [m]
    C
    ROBERT
    2165.5
    [m]
    C
    ROBERT
    2167.9
    [m]
    C
    ROBERT
    2173.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2182.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2191.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2200.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2209.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2227.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2236.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2245.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2254.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2263.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2272.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2281.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2290.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2299.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2308.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2317.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2326.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2335.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2344.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2353.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2362.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2371.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2380.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2389.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2398.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2407.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2416.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2425.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2434.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2443.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2452.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2461.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2470.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2479.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2497.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2506.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2524.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2533.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2551.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2560.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2569.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2578.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2587.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2596.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2605.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2614.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2623.0
    [m]
    DC
    ROBERT

  • Litostratigrafi

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CMR XPT
    1533
    2030
    CMR XPT
    2215
    2592
    FMI MSIP
    1514
    2031
    FMI MSIP
    2033
    2626
    HRLA PEX ECS HNGS
    1514
    2020
    HRLA PEX ECS HNGS
    2033
    2653
    MDT GR
    1587
    1997
    MDT GR
    2073
    2154
    MSCT GR
    1550
    2000
    MSCT GR
    2045
    2582
    MSCT GR
    2298
    2601
    MSIP
    1000
    1514
    MSIP
    1450
    2033
    MWD - GR RES PWD
    0
    0
    MWD - NBGR GR RES PWD SON DIR PW
    643
    1510
    MWD - NBGR GR RES SON DEN NEU PW
    1514
    2026
    MWD - NBGR NBRES GR RES SON DEN
    2034
    2624
    USIT GR
    1000
    1510
    USIT GR
    1450
    2033
    VSI GR
    338
    2615

  • 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
    394.0
    36
    394.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    642.0
    26
    650.0
    1.55
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1515.0
    17 1/2
    1522.0
    1.76
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2034.0
    12 1/4
    2036.0
    2.04
    LOT
    OPEN HOLE
    2625.0
    8 1/2
    2615.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    650
    1.14
    8.0
    KCl/Polymer/GEM
    688
    1.15
    8.0
    KCl/Polymer/GEM
    1015
    1.17
    13.0
    KCl/Polymer/GEM
    1268
    1.17
    14.0
    KCl/Polymer/GEM
    1507
    1.18
    16.0
    KCl/Polymer/GEM
    1522
    1.21
    16.0
    KCl/Polymer/GEM
    1522
    1.18
    15.0
    KCl/Polymer/GEM
    1583
    1.21
    17.0
    KCl/Polymer/GEM
    1700
    1.21
    18.0
    KCl/Polymer/GEM
    2024
    1.21
    20.0
    KCl/Polymer/GEM
    2100
    1.20
    16.0
    KCl/Polymer/GEM
    2112
    1.21
    19.0
    KCl/Polymer/GEM
    2259
    1.17
    16.0
    KCl/Polymer/GEM
    2625
    1.15
    18.0
    KCl/Polymer/GEM

  • 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