Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
23.11.2024 - 01:30
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

33/6-2

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.
    33/6-2
    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
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    33/6-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    MN9601M- line 984 & trace 2954
    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.
    Mobil Exploration Norway INC
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    864-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    67
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    28.10.1996
    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.
    02.01.1997
    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.
    02.01.1999
    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.
    24.09.2003
    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.
    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).
    25.3
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    316.7
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3950.0
    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).
    3945.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    5.6
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    137
    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.
    STATFJORD GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 32' 15.87'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 56' 33'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6823304.99
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    443772.57
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2873

  • Brønnhistorie
    General
    The 33/6-2 well is located to the north of the Statfjord Nord oil field and to Northwest of Snorre oil field. Agip's 33/6-1 well, which was plugged and abandoned dry, was drilled approximately 4 km to the west.
    The primary objective of the well was the Upper Jurassic (Volgian) Intra-Draupne "Munin sandstone unit" of the Draupne Formation. It was designed to find commercial hydrocarbons in a structural/stratigraphic trap where the Base Munin sub crops the base Cretaceous unconformity. The secondary objective of the well was to test the reserve potential in the Brent Group, intra Dunlin Group and Statfjord Formation sandstones.
    Operations and results
    Exploration well 33/6-2 was spudded with the semi-submersible installation "Byford Dolphin" on 28 October 1996 and drilled to TD at 3950 m in the Early Jurassic Statfjord Formation. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 991 m, with KCl/glycol ("ANCO 208") mud from 991 m to 2150 m, and with KCl/polymer/glycol ("ANCO 208") from 2150 m to TD. In the Upper Jurassic two cores were cut in sandstones of the Intra-Draupne sandstone unit. Whilst there were some shows, the sandstones proved to be generally low porosity. In the Early - Middle Jurassic Brent and Dunlin Group sandstones no oil shows were observed and no cores were taken. Weak shows were however observed in shaley/carbonaceous lithologies in this interval, indicating some in-situ generated hydrocarbons. No shows were observed in the Statfjord Formation. RFT fluid samples were retrieved from 3550 m in the Intra-Draupne Sandstone and from 3622 m in the Brent Group. By adding thiocyanate to the mud as a tracer it could be established that both samples were heavily contaminated by mud (70 % ? 80 %).
    The well was plugged and abandoned as a dry hole with shows on 2 January 1997.
    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]
    1000.00
    3950.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3500.0
    3519.7
    [m ]
    2
    3540.0
    3551.9
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    31.5
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3500-3505m
    Kjerne bilde med dybde: 3505-3510m
    Kjerne bilde med dybde: 3510-3515m
    Kjerne bilde med dybde: 3515-3519m
    Kjerne bilde med dybde: 3540-3545m
    3500-3505m
    3505-3510m
    3510-3515m
    3515-3519m
    3540-3545m
    Kjerne bilde med dybde: 3545-3550m
    Kjerne bilde med dybde: 3550-3552m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3545-3550m
    3550-3552m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1500.0
    [m]
    DC
    RRI
    1510.0
    [m]
    DC
    RRI
    1520.0
    [m]
    DC
    RRI
    1530.0
    [m]
    DC
    RRI
    1540.0
    [m]
    DC
    RRI
    1550.0
    [m]
    DC
    RRI
    1560.0
    [m]
    DC
    RRI
    1570.0
    [m]
    DC
    RRI
    1580.0
    [m]
    DC
    RRI
    1590.0
    [m]
    DC
    RRI
    1600.0
    [m]
    DC
    RRI
    1610.0
    [m]
    DC
    RRI
    1620.0
    [m]
    DC
    RRI
    1630.0
    [m]
    DC
    RRI
    1640.0
    [m]
    DC
    RRI
    1650.0
    [m]
    DC
    RRI
    1660.0
    [m]
    DC
    RRI
    1670.0
    [m]
    DC
    RRI
    1680.0
    [m]
    DC
    RRI
    1690.0
    [m]
    DC
    RRI
    1700.0
    [m]
    DC
    RRI
    1710.0
    [m]
    DC
    RRI
    1720.0
    [m]
    DC
    RRI
    1730.0
    [m]
    DC
    RRI
    1740.0
    [m]
    DC
    RRI
    1750.0
    [m]
    DC
    RRI
    1760.0
    [m]
    DC
    RRI
    1770.0
    [m]
    DC
    RRI
    1780.0
    [m]
    DC
    RRI
    1790.0
    [m]
    DC
    RRI
    1800.0
    [m]
    DC
    RRI
    1810.0
    [m]
    DC
    RRI
    1830.0
    [m]
    DC
    RRI
    1840.0
    [m]
    DC
    RRI
    1850.0
    [m]
    DC
    RRI
    1860.0
    [m]
    DC
    RRI
    1870.0
    [m]
    DC
    RRI
    1880.0
    [m]
    DC
    RRI
    1890.0
    [m]
    DC
    RRI
    1900.0
    [m]
    DC
    RRI
    1910.0
    [m]
    DC
    RRI
    1920.0
    [m]
    DC
    RRI
    1930.0
    [m]
    DC
    RRI
    1940.0
    [m]
    DC
    RRI
    1970.0
    [m]
    DC
    RRI
    2000.0
    [m]
    DC
    RRI
    2030.0
    [m]
    DC
    RRI
    2060.0
    [m]
    DC
    RRI
    2090.0
    [m]
    DC
    RRI
    2150.0
    [m]
    DC
    RRI
    2180.0
    [m]
    DC
    RRI
    2210.0
    [m]
    DC
    RRI
    2240.0
    [m]
    DC
    RRI
    2270.0
    [m]
    DC
    RRI
    2300.0
    [m]
    DC
    RRI
    2330.0
    [m]
    DC
    RRI
    2354.0
    [m]
    DC
    RRI
    2360.0
    [m]
    DC
    RRI
    2390.0
    [m]
    DC
    RRI
    2420.0
    [m]
    DC
    RRI
    2450.0
    [m]
    DC
    RRI
    2480.0
    [m]
    DC
    RRI
    2510.0
    [m]
    DC
    RRI
    2540.0
    [m]
    DC
    RRI
    2570.0
    [m]
    DC
    RRI
    2600.0
    [m]
    DC
    RRI
    2630.0
    [m]
    DC
    RRI
    2660.0
    [m]
    DC
    RRI
    2690.0
    [m]
    DC
    RRI
    2720.0
    [m]
    DC
    RRI
    2750.0
    [m]
    DC
    RRI
    2780.0
    [m]
    DC
    RRI
    2810.0
    [m]
    DC
    RRI
    2840.0
    [m]
    DC
    RRI
    2870.0
    [m]
    DC
    RRI
    2900.0
    [m]
    DC
    RRI
    2930.0
    [m]
    DC
    RRI
    2960.0
    [m]
    DC
    RRI
    2990.0
    [m]
    DC
    RRI
    3020.0
    [m]
    DC
    RRI
    3050.0
    [m]
    DC
    RRI
    3080.0
    [m]
    DC
    RRI
    3110.0
    [m]
    DC
    RRI
    3140.0
    [m]
    DC
    RRI
    3170.0
    [m]
    DC
    RRI
    3200.0
    [m]
    DC
    RRI
    3232.0
    [m]
    DC
    RRI
    3236.0
    [m]
    DC
    RRI
    3242.0
    [m]
    DC
    RRI
    3248.0
    [m]
    DC
    RRI
    3260.0
    [m]
    DC
    RRI
    3266.0
    [m]
    DC
    RRI
    3272.0
    [m]
    DC
    RRI
    3278.0
    [m]
    DC
    RRI
    3284.0
    [m]
    DC
    RRI
    3290.0
    [m]
    DC
    RRI
    3296.0
    [m]
    DC
    RRI
    3302.0
    [m]
    DC
    RRI
    3308.0
    [m]
    DC
    RRI
    3386.0
    [m]
    DC
    RRI
    3392.0
    [m]
    DC
    RRI
    3398.0
    [m]
    DC
    RRI
    3404.0
    [m]
    DC
    RRI
    3410.0
    [m]
    DC
    RRI
    3422.0
    [m]
    DC
    RRI
    3428.0
    [m]
    DC
    RRI
    3434.0
    [m]
    DC
    RRI
    3446.0
    [m]
    DC
    RRI
    3452.0
    [m]
    DC
    RRI
    3456.0
    [m]
    DC
    RRI
    3462.0
    [m]
    DC
    RRI
    3468.0
    [m]
    DC
    RRI
    3474.0
    [m]
    DC
    RRI
    3480.0
    [m]
    DC
    RRI
    3485.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3492.0
    [m]
    DC
    RRI
    3493.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3498.0
    [m]
    DC
    RRI
    3500.0
    [m]
    DC
    RRI
    3502.0
    [m]
    DC
    RRI
    3504.0
    [m]
    DC
    RRI
    3506.0
    [m]
    DC
    RRI
    3510.0
    [m]
    DC
    RRI
    3512.0
    [m]
    DC
    RRI
    3513.0
    [m]
    DC
    RRI
    3516.0
    [m]
    DC
    RRI
    3517.0
    [m]
    DC
    RRI
    3522.0
    [m]
    DC
    RRI
    3528.0
    [m]
    DC
    RRI
    3531.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3535.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3540.0
    [m]
    C
    RRI
    3543.0
    [m]
    DC
    RRI
    3544.0
    [m]
    DC
    RRI
    3546.0
    [m]
    DC
    RRI
    3547.0
    [m]
    DC
    RRI
    3549.0
    [m]
    DC
    RRI
    3550.0
    [m]
    C
    RRI
    3551.0
    [m]
    DC
    RRI
    3552.0
    [m]
    DC
    RRI
    3556.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3559.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3564.0
    [m]
    DC
    RRI
    3570.0
    [m]
    DC
    RRI
    3578.0
    [m]
    DC
    RRI
    3583.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3588.0
    [m]
    DC
    RRI
    3598.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3599.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3606.0
    [m]
    DC
    RRI
    3612.0
    [m]
    DC
    RRI
    3617.0
    [m]
    DC
    RRI
    3619.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3625.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3708.0
    [m]
    DC
    RRI
    3714.0
    [m]
    DC
    RRI
    3720.0
    [m]
    DC
    RRI
    3724.0
    [m]
    DC
    RRI
    3724.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3736.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3738.0
    [m]
    DC
    RRI
    3744.0
    [m]
    DC
    RRI
    3750.0
    [m]
    DC
    RRI
    3756.0
    [m]
    DC
    RRI
    3762.0
    [m]
    DC
    RRI
    3762.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3768.0
    [m]
    DC
    RRI
    3774.0
    [m]
    DC
    RRI
    3777.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3786.0
    [m]
    DC
    RRI
    3792.0
    [m]
    DC
    RRI
    3797.0
    [m]
    DC
    RRI
    3797.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3804.0
    [m]
    DC
    RRI
    3810.0
    [m]
    DC
    RRI
    3816.0
    [m]
    DC
    RRI
    3822.0
    [m]
    DC
    RRI
    3825.0
    [m]
    DC
    RRI
    3834.0
    [m]
    DC
    RRI
    3840.0
    [m]
    DC
    RRI
    3846.0
    [m]
    DC
    RRI
    3852.0
    [m]
    DC
    RRI
    3858.0
    [m]
    DC
    RRI
    3864.0
    [m]
    DC
    RRI
    3870.0
    [m]
    DC
    RRI
    3870.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3872.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3876.0
    [m]
    DC
    RRI
    3880.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3888.0
    [m]
    DC
    RRI
    3894.0
    [m]
    DC
    RRI
    3901.0
    [m]
    DC
    RRI
    3901.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3906.0
    [m]
    DC
    RRI
    3924.0
    [m]
    DC
    RRI
    3930.0
    [m]
    DC
    RRI
    3936.0
    [m]
    DC
    RRI
    3942.0
    [m]
    DC
    RRI
    3948.0
    [m]
    DC
    RRI

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.63

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.90
    pdf
    1.95
    pdf
    1.97
    pdf
    1.65

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    3.49
    pdf
    64.81

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    - GR AMS
    986
    2142
    - GR AMS
    2137
    3457
    CMR DSI NGT AMS
    3440
    3953
    CST GR
    2153
    3445
    CST GR
    3481
    3916
    FMS AIT LDT CNL MSFL GR AMS
    3440
    3953
    MDT GR
    3493
    3622
    MWD LWD - D EWR GR
    342
    991
    MWD LWD - RDG EWR GR
    342
    990
    MWD LWD - RGD EWR GR
    976
    3950
    PI DSI MSFL LDL CNL GPIT EDAC -
    986
    2142
    PI DSI MSFL LDL CNL GPIT EDAC -
    2137
    3457
    RFT GR
    3493
    3619
    VSP - WSC
    1137
    2947

  • 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
    390.0
    36
    390.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    986.0
    26
    991.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2138.7
    17 1/2
    2150.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3440.0
    12 1/4
    3453.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    3950.0
    8 1/2
    3950.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    585
    1.03
    30.0
    SEAWATER
    990
    1.02
    30.0
    SEAWATER
    991
    1.12
    25.0
    SEAWATER
    1168
    1.33
    25.0
    SEAWATER
    1468
    1.37
    33.0
    SEAWATER
    1812
    1.37
    27.0
    SEAWATER
    2020
    1.42
    28.0
    SEAWATER
    2150
    1.50
    33.0
    SEAWATER
    2296
    1.50
    23.0
    SEAWATER
    2390
    1.51
    26.0
    SEAWATER
    2406
    1.51
    26.0
    SEAWATER
    2523
    1.50
    19.0
    SEAWATER
    2679
    1.50
    24.0
    SEAWATER
    2716
    1.49
    23.0
    SEAWATER
    2788
    1.48
    25.0
    SEAWATER
    2891
    1.49
    25.0
    SEAWATER
    2956
    1.49
    29.0
    SEAWATER
    3181
    1.50
    21.0
    SEAWATER
    3453
    1.50
    21.0
    SEAWATER
    3453
    1.50
    28.0
    SEAWATER
    3453
    1.50
    26.0
    SEAWATER
    3453
    1.51
    22.0
    SEAWATER
    3453
    1.50
    21.0
    SEAWATER
    3455
    0.00
    SEAWATER
    3494
    1.50
    22.0
    SEAWATER
    3508
    1.49
    23.0
    SEAWATER
    3553
    1.51
    17.0
    SEAWATER
    3553
    1.50
    17.0
    SEAWATER
    3572
    1.50
    17.0
    SEAWATER
    3667
    1.51
    18.0
    SEAWATER
    3761
    1.50
    21.0
    SEAWATER
    3776
    1.50
    21.0
    SEAWATER
    3784
    1.50
    21.0
    SEAWATER
    3845
    1.51
    23.0
    SEAWATER
    3927
    1.50
    22.0
    SEAWATER
    3950
    1.50
    25.0
    SEAWATER

  • 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
    0.22