Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
26.12.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

7223/5-1

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.
    7223/5-1
    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.
    7223/5-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    3D Survey : SG9804:inline 8505 & xline 6895
    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.
    1209-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    41
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    05.12.2008
    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.
    14.01.2009
    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.
    03.01.2011
    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.
    03.01.2011
    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).
    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.
    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.
    340.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2549.0
    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).
    2548.6
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.5
    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 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.
    KLAPPMYSS FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    72° 32' 6.18'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    23° 20' 7.74'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    8052579.21
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    377307.19
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    35
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    5960

  • Brønnhistorie
    General
    Well 7223/5-1 was drilled on the Bjarmeland Platform, south of the Swaen Graben, east of the Loppa High in the Barents Sea. The primary objective was to prove oil or gas in a new segment of Ladinian channel complex in the Obesum prospect. The location was chosen in order to test several plays and seismic amplitude anomalies in the Triassic Snadd and Kobbe Formations, and to avoid shallow gas anomalies.
    Operations and results
    A 9 7/8" pilot hole was drilled to 607 m to check for shallow gas. Some sands were penetrated, but no signs of shallow gas were seen. Well 7223/5-1 was spudded with the semi-submersible installation Polar Pioneer on 4 December 2008 and drilled to TD at 2549 m in the Early Triassic Klappmyss Formation. A leakage on the BOP control system was discovered while drilling the 12 1/4" section. The BOP and riser was pulled and repaired; this took 75 hrs. Otherwise no significant technical problem occurred. The well was drilled with seawater/CaCl2/Polymer mud down to 602 m and with Glydril WBM from 602 m to TD.
    The Snadd Formation was encountered at 585 m and was 1271 m thick. The underlying Kobbe Formation was encountered at 1856 m and was 595 m thick. Hydrocarbons (gas) were observed in Snadd Formation in fluvial sandstones of Ladinian age and in the Kobbe Formation in sandstones of Anisian age. A lower Snadd Formation reservoir penetrated at 1575 m had 60 m gross sandstone with 17 m net gas bearing reservoir, but gas saturation was probably very low. Several sandstone intervals in the Kobbe Formation contained gas but the reservoirs were of very poor quality. Oil shows in the form of fluorescence were recorded at several levels in the Kobbe Formation.
    Two cores were cut in the intervals 1579-1595 m in the Snadd formation and 1933-1946 m in the Kobbe formation. MSCT (Mechanical Sidewall Coring Tool) cores were also sampled during TD logging. In the Snadd Formation water and gas were sampled. A water sample was collected at 1584.6 m with dual packer after pumping of 242 litre of fluid. The sample had high contamination level of 14 %. At 1578.4 m gas samples were collected both with large diameter probe and dual packer. The drawdown with the probe was 40 - 45 bar, while with the dual packer a drawdown of approximately 0.9 Bar was observed. The water sample at 1590.3 m was collected with the single probe. The formation had poor reservoir properties and just a few litres were pumped. The sample contained mainly mud filtrate with a small fraction of formation water. In the Kobbe Formation gas samples were collected 1919.9 m. Due to poor reservoir properties the samples were collected with the dual packer. During the sampling a drawdown of approximately 18 Bar was observed.
    The well was permanently abandoned on 5 December 2008 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]
    610.00
    2550.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1579.0
    1593.2
    [m ]
    2
    1933.0
    1945.8
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    27.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    610.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    620.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    640.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    650.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    670.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    680.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    700.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    710.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    730.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    740.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    760.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    770.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    790.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    800.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    820.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    830.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    850.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    860.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    880.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    910.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    920.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    940.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    950.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    970.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    980.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1000.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1010.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1030.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1040.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1060.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1070.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1090.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1100.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1128.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1137.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1152.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1161.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1173.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1206.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1227.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1236.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1251.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1272.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1296.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1311.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1329.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1353.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1374.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1383.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1401.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1419.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1428.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1443.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1458.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1467.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1485.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1503.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1518.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1536.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1579.9
    [m]
    C
    FUGRO
    1587.7
    [m]
    C
    FUGRO
    1588.8
    [m]
    C
    FUGRO
    1592.3
    [m]
    C
    FUGRO
    1602.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1611.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1620.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1629.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1638.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1647.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1656.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1665.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1674.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1683.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1692.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1701.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1710.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1719.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1728.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1737.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1746.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1755.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1764.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1773.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1782.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1791.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1800.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1809.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1818.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1827.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1836.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1848.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1857.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1866.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1875.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1884.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1893.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1902.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1911.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1920.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1933.4
    [m]
    C
    FUGRO
    1936.5
    [m]
    C
    FUGRO
    1940.3
    [m]
    C
    FUGRO
    1942.5
    [m]
    C
    FUGRO
    1945.4
    [m]
    C
    FUGRO
    1953.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1962.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1971.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1980.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1989.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1998.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2007.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2013.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2022.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2031.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2040.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2049.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2058.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2067.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2073.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2082.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2091.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2100.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2112.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2121.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2130.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2142.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2148.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2160.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2166.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2178.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2184.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2196.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2202.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2214.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2220.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2232.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2238.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2250.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2256.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2268.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2274.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2292.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2298.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2310.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2316.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2316.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2328.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2334.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2352.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2364.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2370.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2382.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2388.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2400.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2406.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2418.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2424.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2436.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2442.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2454.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2460.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2472.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2478.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2490.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2496.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2508.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2514.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2526.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2532.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2544.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2550.0
    [m]
    DC
    FUGRO

  • Litostratigrafi

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

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    FMI HNGS HRLA
    1106
    2549
    MDT PRESSURE
    1176
    1634
    MDT SAMPLE
    1919
    1919
    MSCT
    1106
    2549
    MWD LWD - ARCVRES6 GVR6 TELESCOP
    1110
    2549
    MWD LWD - ARCVRES9 POWERPULSE
    417
    1110
    MWD LWD - POWERPULSE
    363
    417
    PEX DSI
    577
    1169
    PEX ECS CMR MSIP
    1106
    2549
    VSP
    366
    2544

  • 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
    412.0
    36
    417.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    13 3/8
    587.0
    17 1/2
    602.0
    2.76
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1109.0
    12 1/4
    1110.0
    2.87
    LOT
    OPEN HOLE
    2549.0
    8 1/2
    2549.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    1110
    1.30
    23.0
    Glydril
    1220
    1.30
    18.0
    Glydril
    1929
    1.30
    17.0
    Glydril
    2549
    1.30
    16.0
    Glydril
    2549
    1.30
    16.0
    Glydril
    2549
    1.29
    18.0
    Glydril

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    1586.75
    [m ]
    1579.10
    [m ]
    1591.25
    [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
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.28