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

7226/2-1

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.
    7226/2-1
    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.
    7226/2-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST07M16-inline 3566 & crossline 2420
    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 ASA
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1175-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    63
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    18.05.2008
    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.
    19.07.2008
    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.
    19.07.2010
    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.
    01.08.2010
    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.
    MIDDLE 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.
    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.
    347.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2992.0
    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).
    2991.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.6
    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.
    HAVERT FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    72° 53' 31.6'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    26° 35' 39.5'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    8088712.12
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    486678.61
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    35
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    5807

  • Brønnhistorie
    General
    The 7226/2-1 Ververis well was drilled on a dome structure on the Bjarmeland platform in the Barents Sea. The objective was to prove hydrocarbons in the Realgrunnen Group of Jurassic age, in the Snadd Formation of Carnian age and in the Kobbe Formation of Anisian age.
    Operations and results
    Wildcat well 7226/2-1 was spudded with the semi-submersible installation Polar Pioneer on 18 May 2008 and drilled to TD at 2992 m in the Early Triassic Havert Formation. No significant problems were encountered in the operations. No shallow gas was observed. The well was drilled with Seawater and hi-vis bentonite pills down to 544 m and with FormPro mud from 544 m to TD.
    The Ververis well penetrated a short Quaternary section and then a thin section of Cretaceous before dissecting both the Jurassic and Triassic sections. The well showed gas in the Kobbe Formation. There were also indications of hydrocarbons in the Havert Formation where the sandstones showed high resistivity during drilling, but the MDT log indicated that the reservoir was tight. No hydrocarbon/water contacts were observed in the well, only lithological gas-down-to contacts. In the Kobbe Formation on Obesum and in the Havert Formation on Ververis, there are strong indications that low permeable zones were plugged because of the properties of the mud. This has made it difficult to examine on the presence of hydrocarbons and flowing properties. Weak oil shows (yellowish fluorescence were recorded in the intervals 903 - 952 m, and at 1746 to 1747 m. No bottom hole temperature at final TD is given on the fact pages, due to no reliable downhole temperature obtained.
    Four cores were cut in the original hole: from 905 to 952 m (Tubåen Formation); 1365 to 1418 m (Snadd Formation); 1747 to 1751 m (Kobbe Formation), and from 2892 m to 2897 m in the Klappmyss Formation. Two more cores were cut in two coring sidetracks (T2 and T3) made after final TD in the original hole: from 2929 m to 2948.4 m in the Havert Formation and from 1896 m to 1927.9 m in the Kobbe Formation. MDT wire line water samples were taken at 905.3 m in the Tubåen Formation and at 1362 m in the Snadd Formation. MDT gas samples were taken at 1903.7 m, 1747.8 m, and at 1920.3 m in the Kobbe Formation.
    The well was permanently abandoned on 19 July 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]
    546.00
    2990.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    905.0
    952.1
    [m ]
    2
    1365.0
    1418.5
    [m ]
    3
    1747.0
    1750.8
    [m ]
    4
    2892.0
    2896.1
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    108.5
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    546.0
    [m]
    DC
    STATHYD
    564.0
    [m]
    DC
    STATHY
    582.0
    [m]
    DC
    STATHY
    594.0
    [m]
    DC
    STATHY
    612.0
    [m]
    DC
    STATHY
    624.0
    [m]
    DC
    STATHY
    648.0
    [m]
    DC
    STATHY
    666.0
    [m]
    DC
    STATHY
    684.0
    [m]
    DC
    STATHY
    702.0
    [m]
    DC
    STATHY
    786.0
    [m]
    DC
    STATHY
    795.0
    [m]
    DC
    STATHY
    804.0
    [m]
    DC
    STATHY
    837.0
    [m]
    DC
    STATHY
    846.0
    [m]
    DC
    STATHY
    855.0
    [m]
    DC
    STATHY
    858.0
    [m]
    DC
    STATHY
    864.0
    [m]
    DC
    STATHY
    870.0
    [m]
    DC
    STATHY
    888.0
    [m]
    DC
    STATHY
    894.0
    [m]
    DC
    STATHY
    907.6
    [m]
    CC
    STATHY
    909.7
    [m]
    CC
    STATHY
    913.3
    [m]
    CC
    STATHY
    914.5
    [m]
    CC
    STATHY
    917.4
    [m]
    CC
    STATHY
    917.8
    [m]
    CC
    STATHY
    922.7
    [m]
    CC
    STATHY
    924.1
    [m]
    CC
    STATHY
    928.1
    [m]
    CC
    STATHY
    930.8
    [m]
    CC
    STATHY
    932.8
    [m]
    CC
    STATHY
    936.1
    [m]
    CC
    STATHY
    938.4
    [m]
    CC
    STATHY
    943.3
    [m]
    CC
    STATHY
    944.5
    [m]
    CC
    STATHY
    946.8
    [m]
    CC
    STATHY
    947.3
    [m]
    CC
    STATHY
    951.5
    [m]
    CC
    STATHY
    960.0
    [m]
    DC
    STATHY
    966.0
    [m]
    DC
    STATHY
    972.0
    [m]
    DC
    STATHY
    978.0
    [m]
    DC
    STATHY
    987.0
    [m]
    DC
    STATHY
    993.0
    [m]
    DC
    STATHY
    999.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1005.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1011.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1017.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1023.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1029.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1038.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1044.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1050.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1056.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1068.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1074.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1080.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1092.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1098.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1104.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1116.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1122.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1128.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1134.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1140.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1152.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1158.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1224.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1266.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1302.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1314.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1326.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1338.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1347.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1377.7
    [m]
    CC
    STATHY
    1382.3
    [m]
    CC
    STATHY
    1422.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1434.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1440.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1446.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1458.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1464.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1470.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1482.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1488.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1494.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1500.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1512.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1518.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1524.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1530.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1542.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1548.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1554.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1566.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1572.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1578.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1590.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1596.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1611.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1629.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1638.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1659.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1677.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1686.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1707.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1719.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1728.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1748.3
    [m]
    CC
    STATHY
    1750.4
    [m]
    CC
    STATHY
    1758.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1773.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1791.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1797.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1815.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1839.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1845.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1863.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1881.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1905.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1911.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1929.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1941.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1959.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1965.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1977.0
    [m]
    DC
    STATHY
    1989.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2007.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2025.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2043.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2061.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2085.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2103.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2127.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2139.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2151.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2163.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2181.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2187.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2205.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2223.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2235.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2247.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2265.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2283.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2301.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2331.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2346.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2361.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2379.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2388.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2400.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2418.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2442.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2466.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2484.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2514.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2532.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2544.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2550.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2562.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2580.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2592.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2610.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2640.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2646.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2664.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2682.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2706.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2712.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2724.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2730.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2748.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2772.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2790.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2796.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2814.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2832.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2838.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2850.0
    [m]
    DC
    STATHY
    2856.0
    [m]
    DC
    STATHY

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.47

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.17
    pdf
    5.17

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    ECS PEX IS PPC MSIP PPC CMR
    1599
    2988
    FMI HRLA ECRD
    850
    1598
    HRLA HNGS FMI
    1599
    2988
    MDT
    905
    1362
    MDT PA PS
    1747
    2116
    MDT PS PA
    1739
    2938
    MSCT
    2942
    0
    MSIP PEX
    802
    1598
    MWD LWD - ARCVRES6 PP
    1683
    1896
    MWD LWD - ARCVRES6 PP
    2762
    2929
    MWD LWD - ARCVRES6 PP GVR6
    1600
    2992
    MWD LWD - ARCVRES8 PP GVR8
    855
    1600
    MWD LWD - ARCVRES8 PP SONVIS8
    370
    700
    MWD LWD - ARCVRES9 TELE
    544
    855
    PEX DSI
    370
    855
    ZO VSP
    410
    2992

  • 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
    419.0
    36
    423.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    536.0
    26
    544.0
    1.60
    LOT
    PILOT HOLE
    700.0
    9 7/8
    700.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    13 3/8
    850.0
    17 1/2
    855.0
    1.86
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1599.0
    12 1/4
    1600.0
    2.01
    FIT
    OPEN HOLE
    2992.0
    8 1/2
    2992.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    339
    1.54
    17.0
    Form Pro
    824
    1.28
    8.0
    FormPro
    855
    1.28
    14.0
    FormPro
    905
    1.28
    14.0
    Form Pro
    1182
    1.29
    13.0
    Form Pro
    1512
    1.33
    16.0
    FormPro
    1600
    1.34
    13.0
    FormPro
    1600
    1.34
    16.0
    Form Pro
    1719
    1.45
    19.0
    FloPro
    1874
    1.43
    18.0
    FormPro
    1928
    1.54
    19.0
    Form Pro
    2375
    1.41
    20.0
    FormPro
    2647
    1.42
    21.0
    FormPro
    2740
    1.42
    16.0
    FloPro
    2892
    1.42
    22.0
    FormPro
    2948
    1.42
    15.0
    FloPro
    2992
    1.42
    20.0
    FormPro

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    1365.75
    [m ]
    1376.75
    [m ]
    1387.00
    [m ]
    1392.45
    [m ]
    1400.75
    [m ]
    1406.45
    [m ]
    1410.25
    [m ]
    1747.75
    [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