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

35/11-23

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.
    35/11-23
    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.
    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.
    35/11-23
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    Inline: 2262. Xline: 6323. 3-D survey ST13M03
    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.
    Equinor Energy AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1794-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    32
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    06.10.2019
    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.
    06.11.2019
    Plugget dato
    Dato brønnbanen ble ferdig plugget, som innmeldt til Sokkeldirektoratet av operatør til DDRS (Daily Drilling Reporting System).
    06.11.2019
    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.
    06.11.2021
    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.
    10.11.2021
    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.
    OIL/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.
    LATE 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.
    SOGNEFJORD 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 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.
    BRENT GP
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    30.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    350.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2977.0
    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).
    2977.0
    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.
    DUNLIN GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 1' 14.7'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 27' 49.21'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6765347.72
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    525062.70
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    8929

  • Brønnhistorie
    General
    Well 35/11-23 was drilled to test the Echino Sør prospect on the Lomre Terrace north of the Troll Field in the North Sea. The primary objective was to prove petroleum in the Late Jurassic Sognefjord Formation. The secondary objective was to prove petroleum in the Middle Jurassic Brent Group and to investigate the presence of reservoirs and reservoir quality in the Middle Jurassic Etive and Oseberg Formations.
    Operations and results
    Wildcat well 35/11-23 was spudded with the semi-submersible installation Deepsea Atlantic on 6 October 2019 and drilled to TD at 2977 m in the Early Jurassic Cook Formation. While drilling 17 ½” section, a gas peak of 4% was observed at 455m MD. Flow check showed a stable well. However, a shallow water flow was observed after cementing the 13 3/8” casing. This was observed on the Wellhead with ROV, declining to no flow after 24 hrs. Otherwise operations proceeded without significant problems. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 432 m, with Aqua-drill mud from 432 to 1297 m, and with Synteq oil-based mud from 1297 m to TD.
    Two Sognefjord Formation sands were penetrated, a J56 sand from 2292 to 2321 m, and a J52 sand from 2385 to 2406 m. The J56 sand contained gas and oil with a GOC at 2312 m and an oil-leg down-to the base of the sand. The J52 sand contained oil with an OWC in-well at ca 2397 m. A 16 m thick Krossfjord Formation Equivalent with top at 2541 m had indications of hydrocarbons.
    In the Brent Group, the Ness Formation consists of interbedded coal beds and claystone with thin sands. Ness had hydrocarbon indications from 2725 to 2743 m in four sandstone bodies based on elevated gas and resistivity readings, and a gas sample was taken in the uppermost sand. The Etive Formation with top at 2759 m proved to contain gas and oil with a GOC at 2772 m and oil with an OWC at 2792 m. The Oseberg Formation and sand beds in the Dunlin Group proved to be water bearing.
    Three consecutive cores were cut from 2301.5 to 2463.8 m in the Sognefjord and underlying Heather formation with 100% total recovery. The core-log shifts are -4.2 m for core 1 and -3.55 m for cores 2 and 3. RCX fluid samples were taken at 2293 m (gas), 2312.9 m (oil), 2320.5 m (oil), 2385.3 m (oil), 2403.5 m (water), 2724.5 m (gas), 2766.4 m (gas), 2771.1 m (oil/gas), 2774.6 m (oil), 2803.5 m (water), and 2840 m (water) .
    The wellbore was permanently abandoned on 4 November as an oil and 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]
    440.00
    2977.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2301.5
    2355.5
    [m ]
    2
    2355.5
    2410.0
    [m ]
    3
    2410.8
    2465.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    163.2
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    440.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    470.0
    [m]
    DC
    PETROS
    500.0
    [m]
    DC
    PETROS
    530.0
    [m]
    DC
    PETROS
    560.0
    [m]
    DC
    PETROS
    590.0
    [m]
    DC
    PETROS
    620.0
    [m]
    DC
    PETROS
    650.0
    [m]
    DC
    PETROS
    680.0
    [m]
    DC
    PETROS
    710.0
    [m]
    DC
    PETROS
    740.0
    [m]
    DC
    PETROS
    770.0
    [m]
    DC
    PETROS
    800.0
    [m]
    DC
    PETROS
    830.0
    [m]
    DC
    PETROS
    840.0
    [m]
    DC
    PETROS
    860.0
    [m]
    DC
    PETROS
    890.0
    [m]
    DC
    PETROS
    920.0
    [m]
    DC
    PETROS
    950.0
    [m]
    DC
    PETROS
    980.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1010.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1050.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1080.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1090.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1120.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1150.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1180.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1210.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1240.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1270.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1290.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1300.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1330.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1360.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1370.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1400.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1430.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1460.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1490.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1520.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1550.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1570.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1580.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1590.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1610.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1625.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1640.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1655.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1670.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1685.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1700.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1715.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1730.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1745.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1760.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1775.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1790.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1800.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1815.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1830.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1845.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1855.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1860.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1875.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1890.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1905.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1920.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1940.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1970.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1980.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1990.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2010.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2030.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2050.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2070.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2090.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2110.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2130.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2146.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2158.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2167.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2173.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2185.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2197.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2209.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2221.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2233.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2239.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2245.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2254.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2263.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2272.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2281.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2290.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2293.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2299.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2302.8
    [m]
    C
    PETROS
    2304.1
    [m]
    C
    PETROS
    2306.4
    [m]
    C
    PETROS
    2310.8
    [m]
    C
    PETROS
    2312.1
    [m]
    C
    PETROS
    2313.0
    [m]
    C
    PETROS
    2316.8
    [m]
    C
    PETROS
    2317.7
    [m]
    C
    PETROS
    2319.2
    [m]
    C
    PETROS
    2321.8
    [m]
    C
    PETROS
    2323.8
    [m]
    C
    PETROS
    2325.8
    [m]
    C
    PETROS
    2328.1
    [m]
    C
    PETROS
    2331.7
    [m]
    C
    PETROS
    2334.4
    [m]
    C
    PETROS
    2337.5
    [m]
    C
    PETROS
    2340.6
    [m]
    C
    PETROS
    2343.4
    [m]
    C
    PETROS
    2346.4
    [m]
    C
    PETROS
    2349.8
    [m]
    C
    PETROS
    2352.3
    [m]
    C
    PETROS
    2355.6
    [m]
    C
    PETROS
    2358.7
    [m]
    C
    PETROS
    2361.7
    [m]
    C
    PETROS
    2364.6
    [m]
    C
    PETROS
    2367.4
    [m]
    C
    PETROS
    2370.1
    [m]
    C
    PETROS
    2373.8
    [m]
    C
    PETROS
    2376.6
    [m]
    C
    PETROS
    2379.2
    [m]
    C
    PETROS
    2382.9
    [m]
    C
    PETROS
    2384.2
    [m]
    C
    PETROS
    2387.9
    [m]
    C
    PETROS
    2388.7
    [m]
    C
    PETROS
    2393.8
    [m]
    C
    PETROS
    2397.4
    [m]
    C
    PETROS
    2401.2
    [m]
    C
    PETROS
    2404.8
    [m]
    C
    PETROS
    2406.7
    [m]
    C
    PETROS
    2408.5
    [m]
    C
    PETROS
    2411.2
    [m]
    C
    PETROS
    2414.9
    [m]
    C
    PETROS
    2418.7
    [m]
    C
    PETROS
    2422.6
    [m]
    C
    PETROS
    2426.9
    [m]
    C
    PETROS
    2430.9
    [m]
    C
    PETROS
    2434.4
    [m]
    C
    PETROS
    2438.7
    [m]
    C
    PETROS
    2443.7
    [m]
    C
    PETROS
    2446.9
    [m]
    C
    PETROS
    2449.7
    [m]
    C
    PETROS
    2452.9
    [m]
    C
    PETROS
    2455.8
    [m]
    C
    PETROS
    2458.7
    [m]
    C
    PETROS
    2461.6
    [m]
    C
    PETROS
    2464.5
    [m]
    C
    PETROS
    2467.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2476.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2485.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2494.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2503.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2512.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2521.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2530.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2539.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2548.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2566.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2575.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2584.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2593.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2602.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2611.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2620.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2629.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2638.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2647.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2656.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2665.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2674.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2683.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2692.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2701.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2707.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2713.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2719.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2722.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2728.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2734.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2740.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2746.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2752.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2758.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2764.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2770.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2776.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2782.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2788.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2794.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2800.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2806.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2812.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2818.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2824.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2830.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2836.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2842.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2848.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2854.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2860.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2866.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2872.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2878.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2884.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2890.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2896.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2902.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2905.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2908.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2914.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2920.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2926.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2932.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2938.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2944.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2950.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2956.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2962.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2968.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2974.0
    [m]
    DC
    PETROS

  • Litostratigrafi

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    DSL FLEX MREX FTEX
    2132
    2985
    DSL XMAC 3DEX HDI
    2050
    2987
    GR GXPL UXPL
    2132
    2985
    LWD - ECD DIR
    380
    432
    LWD - GR RES ECD DIR
    432
    1297
    LWD - GR RES ECD DIR
    2141
    2302
    LWD - GR RES ECD DIR
    2302
    2977
    LWD - GR RES ECD DIR DEN NEU SON
    1297
    2141
    MAXCOR
    2537
    2840
    MRCH JAR TTRM DSL CN ZDL
    2132
    2987
    RCX SENTINEL
    2293
    2774
    RCX SENTINEL
    2303
    2803
    RCX SENTINEL
    2320
    2840
    ULTEX CBL
    361
    1240
    VSP
    348
    2898

  • 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
    36
    429.5
    42
    432.0
    0.00
    SURF.COND.
    13 3/8
    1287.9
    17 1/2
    1297.0
    1.47
    FIT
    LINER
    9 5/8
    2140.0
    12 1/4
    2141.0
    1.42
    FIT
    OPEN HOLE
    2976.8
    8 1/2
    2976.8
    0.00