Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
25.11.2024 - 01:30
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

7321/9-1

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.
    7321/9-1
    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
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    BARENTS SEA
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    7321/9-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    SBB - 86 - 1198 SP 265
    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.
    Norsk Hydro Produksjon AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    594-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    35
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    25.10.1988
    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.
    28.11.1988
    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.
    28.11.1990
    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.
    06.01.2005
    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).
    23.5
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    459.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    1800.0
    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).
    1799.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    3.8
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    44
    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 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.
    SNADD FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    73° 16' 7.34'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    21° 41' 0.68'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    8138267.66
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    329361.05
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    35
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1339

  • Brønnhistorie
    General
    Well 7321/9-1 was drilled on a rotated fault block on the southern margin of the Fingerdjupet Sub-basin in the Bjørnøya East area. The main objective was to test the hydrocarbon potential of the structure, with Late Triassic to Middle Jurassic sandstones as primary target horizon with Early Cretaceous and Triassic (Snadd Formation) sandstones as secondary targets. The wildcat well should also gather as much geological information as possible regarding reservoir, source and cap rock intervals. The well was positioned so that it should avoid faults that could disturb the seismic tie and at the same time would leave a minimum of untested potential up-dip from the well location.
    Operations and results
    Wildcat well 7321/9-1 was spudded with the semi-submersible rig Ross Rig 25 October 1988 and drilled to TD at 1800 m in the Late Triassic Snadd Formation. Drilling proceeded to TD without any significant problems, but on the way out of the hole the string got stuck at 1501 m. After several unsuccessful attempts, the string was shot off at 1377 m. As a result of this, and because LWD logs were run only to 1507 m (Baroid "Recorded Lithology Logging" -tool, RLL), the hole below 1507 m was not logged. There were also mechanical problems during plugging. In total as much as 40% of the rig time was thus classified as down time. The well was drilled with seawater and hi-vis sweeps down to 680 m and with KCl / polymer mud from 680 m to TD. There was no shallow gas in the hole.
    The secondary target, a prognosed sandstone above the Barremian unconformity, was not developed. Instead of a reservoir sandstone a new possible source rock with high organic content was encountered in the Barremian interval from 961 m to 986 m. The primary target reservoir interval (Stø, Nordmela and Fruholmen Formations) was penetrated at 1378.8 m. Approx. 116 m of reservoir rock was found with 35.8 m net sand. The reservoirs were water bearing with only weak indications of hydrocarbons. The prognosed Triassic target in the Snadd Formation did not contain hydrocarbon shows nor significant gas. On this basis it was interpreted as water bearing.
    Shows were recorded on cuttings from claystones in several intervals from 920 m down to 1500 m. Shows were also recorded in sandstones in the cores in the interval 1373 m to 1398 m and on cuttings from the interval 1730 m to 1750 m.
    Two cores were cut in the interval 1365 - 1398.2 m, through lower part of the Hekkingen Formation, throughout the Fuglen Formation and most of the Stø Formation. Nineteen attempts of RFT pressure testing were done with only one good measurement at 1359 m. The formation pressure here was measured to be 0.83 SG. No fluid samples were taken. From approximately 1000 m to 670 m the quality of the MSFL and sonic logs was bad due to severe washout of the hole.
    The well was permanently abandoned on 28 November 1988 as dry with minor shows in the Cretaceous and Jurassic.
    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]
    690.00
    1800.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1365.0
    1384.1
    [m ]
    2
    1385.2
    1398.2
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    32.1
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1365-1370m
    Kjerne bilde med dybde: 1370-1375m
    Kjerne bilde med dybde: 1375-1380m
    Kjerne bilde med dybde: 1380-1384m
    Kjerne bilde med dybde: 1385-1390m
    1365-1370m
    1370-1375m
    1375-1380m
    1380-1384m
    1385-1390m
    Kjerne bilde med dybde: 1390-1395m
    Kjerne bilde med dybde: 1395-1398m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    1390-1395m
    1395-1398m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    547.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    552.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    557.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    560.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    563.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    566.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    590.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    608.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    632.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    650.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    674.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    690.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    710.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    730.0
    [m]
    DC
    GEAR
    752.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    770.0
    [m]
    DC
    GEAR
    800.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    830.0
    [m]
    DC
    GEAR
    850.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    860.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    870.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    880.0
    [m]
    DC
    GEAR
    890.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    900.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    900.0
    [m]
    DC
    GEAR
    920.0
    [m]
    DC
    GEAR
    925.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    940.0
    [m]
    DC
    GEAR
    950.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    955.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    960.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    960.0
    [m]
    DC
    GEAR
    962.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    965.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    967.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    970.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    974.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    975.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    977.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    979.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    980.0
    [m]
    DC
    GEARHART
    982.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    984.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    985.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    987.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    990.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    995.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1000.0
    [m]
    DC
    GEARHART
    1000.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1020.0
    [m]
    DC
    GEARHART
    1040.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1050.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1060.0
    [m]
    DC
    GEARHART
    1080.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1100.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1120.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1140.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1150.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1160.0
    [m]
    DC
    GEARHART
    1180.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1200.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1200.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1220.0
    [m]
    DC
    GEARHART
    1240.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1250.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1260.0
    [m]
    DC
    GEARHART
    1280.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1290.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1300.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1300.0
    [m]
    DC
    GEARHART
    1302.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1307.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1308.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1311.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1312.0
    [m]
    DC
    GEARHART
    1313.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1315.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1316.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1320.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1320.0
    [m]
    DC
    GEARHART
    1322.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1325.0
    [m]
    DC
    GEARHART
    1325.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1328.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1330.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1335.0
    [m]
    DC
    GEARHART
    1336.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1339.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1344.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1345.0
    [m]
    DC
    GEARHART
    1347.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1350.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1355.0
    [m]
    DC
    GEARHART
    1355.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1360.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1362.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1365.0
    [m]
    DC
    GEARHART
    1367.9
    [m]
    C
    OD
    1375.0
    [m]
    DC
    GEARHART
    1377.5
    [m]
    C
    OD
    1378.8
    [m]
    C
    ICHRON
    1379.6
    [m]
    C
    OD
    1381.6
    [m]
    C
    OD
    1382.5
    [m]
    C
    ICHRON
    1385.0
    [m]
    DC
    GEARHART
    1390.8
    [m]
    C
    OD
    1391.7
    [m]
    C
    ICHRON
    1395.0
    [m]
    DC
    GEARHART
    1395.7
    [m]
    C
    OD
    1398.0
    [m]
    C
    OD
    1405.0
    [m]
    DC
    GEARHART
    1415.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1425.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1435.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1445.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1455.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1465.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1475.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1485.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1495.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1505.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1515.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1525.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1535.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1545.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1557.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1567.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1587.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1600.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1610.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1620.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1630.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1640.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1650.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1660.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1670.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1680.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1690.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1700.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1710.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1720.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1730.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1740.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1750.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1760.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1770.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1780.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1792.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1797.0
    [m]
    DC
    GEARHA

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.18

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    2.39
    pdf
    4.29

  • 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
    0.21
    pdf
    0.15

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    11.59

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CST
    547
    677
    CST
    690
    1362
    DIL LSS SP GR MSFL
    540
    1371
    LDL CNL NGL CAL GR
    658
    1371
    MWD - GR RES DIR
    547
    1362
    MWD - RLL
    1351
    1506
    MWD - RLL EWR
    1351
    1496
    RFT
    937
    1365
    SHDT
    663
    1366
    VSP
    483
    1365

  • 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
    543.0
    36
    546.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    668.0
    17 1/2
    680.0
    1.38
    LOT
    OPEN HOLE
    1800.0
    12 1/4
    1800.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    500
    1.14
    15.0
    7.0
    WATER BASED
    29.11.1988
    529
    1.05
    WATER BASED
    31.10.1988
    546
    1.05
    WATER BASED
    31.10.1988
    562
    1.05
    WATER BASED
    31.10.1988
    622
    1.14
    15.0
    7.0
    WATER BASED
    24.11.1988
    680
    1.05
    WATER BASED
    01.11.1988
    680
    1.05
    WATER BASED
    02.11.1988
    680
    1.05
    WATER BASED
    31.10.1988
    680
    1.08
    13.0
    6.0
    WATER BASED
    03.11.1988
    1008
    1.14
    14.0
    7.0
    WATER BASED
    04.11.1988
    1213
    1.14
    16.0
    7.0
    WATER BASED
    07.11.1988
    1330
    1.14
    16.0
    7.0
    WATER BASED
    07.11.1988
    1365
    1.14
    16.0
    7.0
    WATER BASED
    07.11.1988
    1387
    1.14
    17.0
    10.0
    WATER BASED
    10.11.1988
    1398
    1.14
    17.0
    9.0
    WATER BASED
    11.11.1988
    1427
    1.14
    17.0
    7.0
    WATER BASED
    14.11.1988
    1550
    1.14
    16.0
    11.0
    WATER BASED
    15.11.1988
    1723
    1.14
    18.0
    8.0
    WATER BASED
    15.11.1988
    1800
    1.14
    18.0
    8.0
    WATER BASED
    18.11.1988
    1800
    1.14
    18.0
    8.0
    WATER BASED
    15.11.1988
    1800
    1.14
    17.0
    8.0
    WATER BASED
    15.11.1988
    1800
    1.14
    18.0
    8.0
    WATER BASED
    16.11.1988
    1800
    1.14
    16.0
    7.0
    WATER BASED
    21.11.1988
    1800
    1.11
    15.0
    7.0
    WATER BASED
    21.11.1988
    1800
    1.11
    15.0
    7.0
    WATER BASED
    22.11.1988

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    1379.50
    [m ]
    1380.75
    [m ]
    1388.50
    [m ]
    1397.75
    [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
    0.22