Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no          English
22.11.2024 - 09:09
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6406/2-4 SR

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.
    6406/2-4 SR
    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).
    APPRAISAL
    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
    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.
    6406/2-4
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    HWM94- INLINE 1500 & CROSSLINE 2063
    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.
    Saga Petroleum ASA
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    876-L2
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    96
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    12.11.1998
    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.
    15.02.1999
    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.
    15.02.1999
    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.
    15.02.2001
    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.
    APPRAISAL
    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).
    YES
    Årsak til gjenåpning
    Årsak til at boringen av brønnbanen ble gjenåpnet. Bare relevant for letebrønnbaner. Eksempel på lovlige verdier: DRILLING, DRILLING/PLUGGING, LOGGING, PLUGGING, TESTING, TESTING/PLUGGING.
    DRILLING
    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/CONDENSATE
    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
    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.
    GARN 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 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.
    BÅT GP
    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.
    273.5
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    5080.0
    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).
    4969.6
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    25.1
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    177
    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.
    64° 47' 58.34'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    6° 32' 29.26'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7188560.78
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    383212.30
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    3627
  • Brønnhistorie

    General
    Appraisal well 6406/2-4 S was drilled on the southern part of the Lavrans structure in the eastern part of block 6406/2, south of the Sørbukk Field and west of the Trestakk Field on Haltenbanken. The Lavrans structure is a rotated fault block west of the Trestakk Fault on the Halten Terrace. The purpose of the well was to appraise the southward extension of hydrocarbons in the Garn, Ile and Tofte Formations in the Lavrans structure, and to test separate closures in the Tilje and Åre formations. In addition, the well was planned to test the productivity improvement achievable by hydraulic stimulation. The well should also penetrate two sandy zones of Turonian (Lysing Formation) and Cenomanian/Albian age (Intra Lange sandstone).
    Operations and results
    The deviated appraisal well 6406/2-4 S was spudded 18 January1997 with the semi-submersible installation "Deepsea Bergen". It was drilled to 4546 m (4457 m TVD) in the Melke Formation. Mainly because of the weather conditions (41 days of WOW and weather-related problems) drilling of 6406/2-4 S was significantly delayed. Due to environmental restrictions in the area the well had to be suspended on April 5 1997 before the well targets had been reached. Well 6406/2-4 S R was re-entered 12 November at depth 4534 m (4446 m TVD), below the 9 5/8" casing shoe in the initial well, and drilled to final TD at 5080 m (4969 m TVD) in Early Jurassic Åre Formation sediments. The well bores were drilled with KCl mud / spud mud down to 1110 m, with KCl mud and "ANCO 208" glycol from 1110 m to 2260 m, and with oil based "ANCOVERT" mud from 2260 m to final TD.
    Down to Base Cretaceous Unconformity the stratigraphy was as expected, the prognosis matched the experienced stratigraphy well. Below ECU, 154 meters of Upper Jurassic shales were penetrated before the drilling had to be stopped. Prognosed thickness of the Upper Jurassic shales was 44 m TVD. High total gas was observed when drilling through the Cretaceous sandy intervals, the Lysing and Lange Formations, but shows were not described in the cuttings.
    Well 6406/2-4 S R proved gas/condensate bearing sandstones in the Garn, Tofte and Tilje formations in hydrocarbon-down-to situations. The well penetrated a large fault within the Garn Formation, so that the Ile Formation along with parts of the Garn, most of the Not, the entire Upper Ror and the upper part of the Tofte Formation were faulted out. This fault came on depth as prognosed, but it had considerably larger throw than expected. In addition to this large fault, two smaller faults were penetrated in the Tilje Formation. The quality of the reservoir formations was somewhat lower than expected due to the tectonic influence. In the Tofte Formation, the proximity to the fault has reduced reservoir quality due to fractures and higher degree of cementation. In the Tilje Formation, the best-developed reservoir zones were either fractured or faulted out. The Garn Formation was intensively brecciated and fractured. Disregarding the faults, thickness of the formations approximates those of the neighbouring wells on Lavrans. The Åre Formation gave some gas readings during drilling but was regarded to be without hydrocarbons. No cores were cut and no wire line samples taken in well bore 6406/2-4 S. In the re-entry a total of ten conventional cores with a total length of 325.1 m were drilled, of which 322.8 m (99.3 %) were recovered. The cores were cut in the Middle Jurassic.
    A total of seven fluid samples were acquired in 6406/2-4 S R. Two hydrocarbon samples were taken in the Tofte Formation at 4701 m, four hydrocarbon samples were taken in the Tilje Formation at 4945.2 m and 4881.0 m, and one water sample was acquired in the Tilje Formation at 4835 m. The mud contamination from base oil in the MDT hydrocarbon samples were analysed to be from 25 to 71 % by weight. Well 6406/2-4 S R was permanently abandoned on 15 February 1999 as a gas and condensate appraisal well.
    Testing
    The Tilje (4874 m - 4904 m) and Tofte (4684 m - 4704 m) formations were production tested. Test 1 in the Tilje Formation produced 237000 m3 gas/day and 93 m3 condensate/day through a 9.53 mm choke. Test 2 in the Tofte Formation produced 42855 m3 gas/day and 18.1 m3 condensate/day through a 7.94 mm choke. The flow capacity of the test was severely influenced by fractures.
  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet

    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    4615.0
    4619.4
    [m ]
    2
    4620.0
    4627.9
    [m ]
    3
    4692.0
    4719.0
    [m ]
    4
    4762.0
    4818.2
    [m ]
    5
    4818.5
    4838.2
    [m ]
    6
    4838.5
    4857.2
    [m ]
    7
    4857.2
    4898.4
    [m ]
    8
    4898.5
    4936.1
    [m ]
    9
    4939.1
    4992.2
    [m ]
    10
    4992.2
    5046.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    320.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
  • Kjernebilder

    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 4615-4619m
    Kjerne bilde med dybde: 4620-4625m
    Kjerne bilde med dybde: 4625-4694m
    Kjerne bilde med dybde: 4694-4699m
    Kjerne bilde med dybde: 4699-4704m
    4615-4619m
    4620-4625m
    4625-4694m
    4694-4699m
    4699-4704m
    Kjerne bilde med dybde: 4704-4709m
    Kjerne bilde med dybde: 4709-4714m
    Kjerne bilde med dybde: 4714-4719m
    Kjerne bilde med dybde: 4762-4767m
    Kjerne bilde med dybde: 4767-4772m
    4704-4709m
    4709-4714m
    4714-4719m
    4762-4767m
    4767-4772m
    Kjerne bilde med dybde: 4772-4777m
    Kjerne bilde med dybde: 4777-4782m
    Kjerne bilde med dybde: 4782-4787m
    Kjerne bilde med dybde: 4787-4792m
    Kjerne bilde med dybde: 4792-4797m
    4772-4777m
    4777-4782m
    4782-4787m
    4787-4792m
    4792-4797m
    Kjerne bilde med dybde: 4797-4802m
    Kjerne bilde med dybde: 3802-4807m
    Kjerne bilde med dybde: 4807-4812m
    Kjerne bilde med dybde: 4812-4817m
    Kjerne bilde med dybde: 4817-4821m
    4797-4802m
    3802-4807m
    4807-4812m
    4812-4817m
    4817-4821m
    Kjerne bilde med dybde: 3821-4826m
    Kjerne bilde med dybde: 4826-4831m
    Kjerne bilde med dybde: 4831-4836m
    Kjerne bilde med dybde: 4836-4840m
    Kjerne bilde med dybde: 4840-4845m
    3821-4826m
    4826-4831m
    4831-4836m
    4836-4840m
    4840-4845m
    Kjerne bilde med dybde: 4845-4850m
    Kjerne bilde med dybde: 4850-4855m
    Kjerne bilde med dybde: 4855-4859m
    Kjerne bilde med dybde: 4859-4864m
    Kjerne bilde med dybde: 4864-4869m
    4845-4850m
    4850-4855m
    4855-4859m
    4859-4864m
    4864-4869m
    Kjerne bilde med dybde: 4869-4874m
    Kjerne bilde med dybde: 4874-4879m
    Kjerne bilde med dybde: 4879-4884m
    Kjerne bilde med dybde: 4884-4889m
    Kjerne bilde med dybde: 4889-4894m
    4869-4874m
    4874-4879m
    4879-4884m
    4884-4889m
    4889-4894m
    Kjerne bilde med dybde: 4894-4898m
    Kjerne bilde med dybde: 4898-4903m
    Kjerne bilde med dybde: 4903-4908m
    Kjerne bilde med dybde: 4908-4913m
    Kjerne bilde med dybde: 4913-4918m
    4894-4898m
    4898-4903m
    4903-4908m
    4908-4913m
    4913-4918m
    Kjerne bilde med dybde: 4918-4923m
    Kjerne bilde med dybde: 4923-4928m
    Kjerne bilde med dybde: 4928-4933m
    Kjerne bilde med dybde: 4933-4937m
    Kjerne bilde med dybde: 4937-4942m
    4918-4923m
    4923-4928m
    4928-4933m
    4933-4937m
    4937-4942m
    Kjerne bilde med dybde: 4942-4947m
    Kjerne bilde med dybde: 4947-4952m
    Kjerne bilde med dybde: 4952-4957m
    Kjerne bilde med dybde: 4957-4962m
    Kjerne bilde med dybde: 4962-4967m
    4942-4947m
    4947-4952m
    4952-4957m
    4957-4962m
    4962-4967m
    Kjerne bilde med dybde: 4967-4872m
    Kjerne bilde med dybde: 4972-4977m
    Kjerne bilde med dybde: 4977-4982m
    Kjerne bilde med dybde: 4982-4987m
    Kjerne bilde med dybde: 4987-4992m
    4967-4872m
    4972-4977m
    4977-4982m
    4982-4987m
    4987-4992m
    Kjerne bilde med dybde: 4992-4996m
    Kjerne bilde med dybde: 4996-5001m
    Kjerne bilde med dybde: 5001-5006m
    Kjerne bilde med dybde: 5006-5011m
    Kjerne bilde med dybde: 5011-5016m
    4992-4996m
    4996-5001m
    5001-5006m
    5006-5011m
    5011-5016m
    Kjerne bilde med dybde: 5016-5021m
    Kjerne bilde med dybde: 5021-5026m
    Kjerne bilde med dybde: 5026-5031m
    Kjerne bilde med dybde: 5031-5036m
    Kjerne bilde med dybde: 5036-5041m
    5016-5021m
    5021-5026m
    5026-5031m
    5031-5036m
    5036-5041m
    Kjerne bilde med dybde: 5041-5046m
    Kjerne bilde med dybde: 5046-5047m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    5041-5046m
    5046-5047m
  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger

    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.45
  • Geokjemisk informasjon

    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.93
    pdf
    0.68
  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)

    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    .pdf
    32.80
  • Borestrengtester (DST)

    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    4905
    4874
    9.5
    2.0
    4704
    4684
    7.9
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    44.000
    31.000
    52.000
    2.0
    50.000
    12.000
    51.000
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    93
    237000
    0.773
    0.780
    2925
    2.0
    18
    42855
    0.789
    0.743
    2300
  • Logger

    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    AIT IPLT
    4534
    5081
    CMR ECS HNGS
    4534
    5060
    MDT
    4619
    5008
    MDT
    4643
    4988
    MDT
    4945
    4945
    MSCT
    4610
    4764
    MWD - GR RES DIR
    4534
    5080
    UBI DSI
    4534
    5060
    VSP
    4400
    5080
  • 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
    INTERM.
    9 5/8
    4534.0
    12 1/4
    4534.0
    1.87
    LOT
    LINER
    7
    5080.0
    8 1/2
    5080.0
    0.00
    LOT
  • 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