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

30/10-2

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.
    30/10-2
    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.
    NORTH 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.
    30/10-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    LINE CS 131 SP.26575
    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.
    Esso Exploration and Production Norway A/S
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    102-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    95
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    24.12.1973
    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.
    28.03.1974
    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.
    28.03.1976
    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.
    29.06.2004
    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.
    EOCENE
    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.
    FRIGG FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    24.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    104.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2755.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    77
    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 CRETACEOUS
    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.
    HARDRÅDE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 4' 58.87'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 9' 42.76'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6661108.48
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    453367.16
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    392

  • Brønnhistorie
    General
    Well 30/10-2 was the discovery well for the Odin field, located North of the Frigg Field. The primary objective of the well were to evaluate the Early Eocene sands ("Frigg Field Clastic Tongue") predicted at 1954 m. Secondary objectives were to evaluate the Paleocene sands and the Danian / Late Cretaceous limestone prognosed from ca 2187 m to ca 2713 m.
    Operations and results
    Exploration well 30/10 2 was spudded with the semi-submersible installation Drillmaster on 24 December 1973 and drilled to TD at 2755 m in Late Cretaceous (Maastrichtian) Hardråde Formation. The mud programme used was a seawater/Lignosulphonate system. Some drilling problems were encountered due to shale cavings. After drilling to 2026 m it was necessary to condition the hole several days due to caving shales. While drilling at 2147 m three cones were lost in the hole and when attempting to recover these, six feet of the bottom drilling string was left in the hole. The fish was recovered after several attempts. Later after setting 9 5/8" casing the hole was drilled to TD with some minor shale caving problems.
    The Late Cretaceous consisted primarily of interbedded tight micritic limestone and shale. No reservoir beds were present and no significant shows were recorded. However, traces of dead oil were noted between 2722 m and 2743 m (Ekofisk Formation). The Danian section consisted of detrital and skeletal limestone. No reservoir beds were noted and no shows recorded. The Paleocene contained 235 m of potential sandstone reservoirs. The sands were water wet and no significant shows were recorded. However traces of dead oil was again noted in an upper massive sand and in silty shales (Lista Formation) from 2457 m to 2472 m and from 2527 m to 2594 m. The Eocene section contained a good sand reservoir (Frigg Formation) from 1997 m to 2067 m. The formation was gas-filled down to 2048 m. The sand is white, medium to coarse grained, fine to very fine grained, medium sorted, unconsolidated, friable, sub angular grains, slightly micaceous with streaks of argillaceous very fine-grained silty sand. Good gas shows were present. The Oligocene section consisted of unconsolidated sand, siltstones and clays. The upper portion contained good shallow reservoir sand. No shows were recorded. Two conventional cores were cut from the interval 2023 m to 2027 m in the Frigg Formation. No wire line samples were taken.
    The well was permanently abandoned as gas discovery on 28 March 1974.
    Testing
    Production test between 2023 m and 2026 m produced an average of 442000 Sm3 gas per day on a 43/64" choke.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    171.90
    2754.48

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    6638.0
    6643.0
    [ft ]
    2
    6643.0
    6648.0
    [ft ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    3.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1980.0
    [ft]
    DC
    2070.0
    [ft]
    DC
    2160.0
    [ft]
    DC
    2250.0
    [ft]
    DC
    2340.0
    [ft]
    DC
    2430.0
    [ft]
    DC
    2520.0
    [ft]
    DC
    2610.0
    [ft]
    DC
    2700.0
    [ft]
    DC
    2790.0
    [ft]
    DC
    2850.0
    [ft]
    DC
    2910.0
    [ft]
    DC
    3000.0
    [ft]
    DC
    3090.0
    [ft]
    DC
    3180.0
    [ft]
    DC
    3270.0
    [ft]
    DC
    3360.0
    [ft]
    DC
    3450.0
    [ft]
    DC
    3540.0
    [ft]
    DC
    3630.0
    [ft]
    DC
    3730.0
    [ft]
    DC
    3820.0
    [ft]
    DC
    3910.0
    [ft]
    DC
    3940.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    4000.0
    [ft]
    DC
    4030.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    4090.0
    [ft]
    DC
    4120.0
    [ft]
    DC
    RRI
    4120.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    4180.0
    [ft]
    DC
    4210.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    4270.0
    [ft]
    DC
    4300.0
    [ft]
    DC
    RRI
    4300.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    4330.0
    [ft]
    DC
    4390.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    4400.0
    [ft]
    SWC
    4420.0
    [ft]
    DC
    4450.0
    [ft]
    DC
    RRI
    4480.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    4510.0
    [ft]
    DC
    4570.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    4600.0
    [ft]
    DC
    RRI
    4600.0
    [ft]
    DC
    4660.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    4690.0
    [ft]
    DC
    4750.0
    [ft]
    DC
    RRI
    4750.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    4780.0
    [ft]
    DC
    4840.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    4870.0
    [ft]
    DC
    4900.0
    [ft]
    DC
    RRI
    4930.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    4960.0
    [ft]
    DC
    4960.0
    [ft]
    DC
    5020.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    5050.0
    [ft]
    DC
    5050.0
    [ft]
    DC
    RRI
    5110.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    5140.0
    [ft]
    DC
    5170.0
    [ft]
    DC
    5200.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    5230.0
    [ft]
    DC
    5290.0
    [ft]
    DC
    RRI
    5290.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    5320.0
    [ft]
    DC
    5380.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    5410.0
    [ft]
    DC
    5440.0
    [ft]
    DC
    RRI
    5470.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    5500.0
    [ft]
    DC
    5530.0
    [ft]
    DC
    5560.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    5590.0
    [ft]
    DC
    5620.0
    [ft]
    DC
    RRI
    5650.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    5680.0
    [ft]
    DC
    5740.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    5770.0
    [ft]
    DC
    RRI
    5770.0
    [ft]
    DC
    5830.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    5860.0
    [ft]
    DC
    5920.0
    [ft]
    DC
    RRI
    5920.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    5950.0
    [ft]
    DC
    6010.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    6040.0
    [ft]
    DC
    6100.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    6130.0
    [ft]
    DC
    6190.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    6220.0
    [ft]
    DC
    6280.0
    [ft]
    DC
    6280.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    6310.0
    [ft]
    DC
    6370.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    6400.0
    [ft]
    DC
    6460.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    6490.0
    [ft]
    DC
    6550.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    6580.0
    [ft]
    DC
    6640.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    6678.0
    [ft]
    DC
    6720.0
    [ft]
    DC
    6760.0
    [ft]
    DC
    6820.0
    [ft]
    DC
    6820.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    6860.0
    [ft]
    DC
    6878.0
    [ft]
    SWC
    6878.0
    [ft]
    SWC
    6910.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    6919.0
    [ft]
    SWC
    6940.0
    [ft]
    DC
    6948.0
    [ft]
    SWC
    6978.0
    [ft]
    SWC
    7000.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    7009.0
    [ft]
    SWC
    7040.0
    [ft]
    DC
    7090.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    7140.0
    [ft]
    DC
    7150.0
    [ft]
    DC
    RRI
    7180.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    7200.0
    [ft]
    SWC
    7220.0
    [ft]
    DC
    RRI
    7240.0
    [ft]
    DC
    7260.0
    [ft]
    DC
    RRI
    7270.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    7320.0
    [ft]
    DC
    RRI
    7340.0
    [ft]
    DC
    7360.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    7420.0
    [ft]
    DC
    RRI
    7440.0
    [ft]
    DC
    7450.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    7500.0
    [ft]
    DC
    RRI
    7502.0
    [ft]
    SWC
    7540.0
    [ft]
    DC
    7540.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    7600.0
    [ft]
    DC
    7620.0
    [ft]
    DC
    RRI
    7630.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    7710.0
    [ft]
    DC
    RRI
    7720.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    7810.0
    [ft]
    DC
    RRI
    7810.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    7900.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    7930.0
    [ft]
    DC
    RRI
    7940.0
    [ft]
    DC
    7990.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    8000.0
    [ft]
    DC
    RRI
    8040.0
    [ft]
    DC
    8070.0
    [ft]
    DC
    RRI
    8080.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    8140.0
    [ft]
    DC
    RRI
    8140.0
    [ft]
    DC
    8170.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    8190.0
    [ft]
    DC
    RRI
    8210.0
    [ft]
    DC
    RRI
    8250.0
    [ft]
    DC
    8260.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    8280.0
    [ft]
    DC
    RRI
    8306.0
    [ft]
    SWC
    8340.0
    [ft]
    DC
    8350.0
    [ft]
    DC
    RRI
    8350.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    8420.0
    [ft]
    DC
    RRI
    8440.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    8440.0
    [ft]
    DC
    8490.0
    [ft]
    DC
    RRI
    8530.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    8540.0
    [ft]
    DC
    8560.0
    [ft]
    DC
    RRI
    8620.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    8630.0
    [ft]
    DC
    RRI
    8640.0
    [ft]
    DC
    8700.0
    [ft]
    DC
    RRI
    8710.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    8740.0
    [ft]
    DC
    8800.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    8840.0
    [ft]
    DC
    8860.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    8920.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    8940.0
    [ft]
    DC
    9010.0
    [ft]
    DC
    GEOCH
    9030.0
    [ft]
    DC

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.33

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.75
    pdf
    0.15

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.26

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    4.91

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2023
    2026
    16.5
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    20.800
    20.300
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    44995
    0.585

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    BHC SON GR COL
    370
    2755
    CCL PERF
    1936
    2048
    CCL PERF
    2023
    2026
    CNL
    1890
    2075
    FDC CNL
    1947
    2755
    HDT
    1950
    2438
    TEMP
    1219
    2107
    VSP
    307
    2754

  • 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
    166.0
    36
    166.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    371.0
    26
    389.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1105.0
    17 1/2
    1120.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2135.0
    12 1/4
    2150.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    2755.0
    8 1/2
    2755.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    243
    1.22
    water based
    1911
    1.17
    water based
    2072
    1.31
    water based
    2134
    1.31
    water based
    2315
    1.23
    water based
    2659
    1.29
    water based
    2754
    1.31
    water based