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

7125/4-1

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.
    7125/4-1
    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.
    7125/4-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    MC3D-MFZ-inline 1460 & xline 3876
    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 Petroleum AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1128-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    50
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    17.01.2007
    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.
    07.03.2007
    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.
    07.03.2009
    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.
    09.03.2009
    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.
    EARLY 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.
    NORDMELA 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.
    LATE 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.
    FRUHOLMEN FM
    3. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 3. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.
    MIDDLE TRIASSIC
    3. nivå med hydrokarboner, formasjon
    Navn på litostratigrafisk enhet, 3. 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.
    293.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    1615.0
    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).
    1615.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    1.3
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    48
    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.
    71° 33' 0.8'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    25° 14' 22.32'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7939886.06
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    437821.20
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    35
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    5450

  • Brønnhistorie
    Wellbore history
    General
    Wildcat well 7125/4-1 was drilled on the Måsøy Fault Complex in the Barents Sea. The primary objective was to prove commercial hydrocarbon resources within the Nucula prospect, a 4-way structural closure dependent on sealing faults. The structure comprises the Middle Jurassic - Late Triassic Realgrunnen Group, the Late - Middle Triassic Snadd Formation and the Middle Triassic Kobbe Formation reservoirs.
    Operations and results
    Well 7125/4-1 was spudded with the semi-submersible installation Polar Pioneer on 17 January 2007 and drilled to TD at 1615 m in the Early Triassic Klappmyss Formation. The well was drilled without significant technical problems. It was drilled with sodium chloride brine down to 465 m and with potassium formate mud from 465 m to TD. No shallow gas was observed.
    The Kapp Toscana Group, penetrated at 872 m, proved movable gas and oil in the Nordmela and Fruholmen Formations with a GOC at 894 m and an ODT at 939 m. Gas and oil samples were recovered at 951.8 m and 967 m respectively, suggest a separate reservoir at this level, but tight formation makes it difficult to evaluate, and these samples may represent a continuation of the reservoir above. The reservoir had a considerably poorer net/gross than expected. The underlying Snadd Formation was encountered at 1002 m. It was water bearing in the upper part where some sandstone intervals with very good reservoir quality were penetrated. Traces of oil and gas were described in the lower part of Snadd. The Kobbe Formation was encountered at 1206 m. It had a few good reservoir sandstones, especially in the upper part, and some residual oil was proven in this zone. Towards the lower part of the formation at 1428 m, some 60 m of gas was proven down to a probable thin oil zone at 1484 m. The lowest part of the Kobbe Formation proved water gradient. The Klappmyss Formation, penetrated outside of the structural closure, contained interbedded claystones and sandstones without shows of hydrocarbons.
    Two cores were cut in the Fruholmen Formation comprising mudstones, sandstones and siltstones. MDT gas samples were recovered at 883.4 m, 951.8 m and 1477.3 m. MDT oil samples were recovered at 914.5 m, 938.1 m, 967.0 m, 898.2 m and 1487.8 m. MDT water samples were collected at 986.5 and 1508.9 m.
    After wire line logging the well was permanently plugged and abandoned as an oil and gas discovery well on 7 March 2007.
    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]
    470.00
    1615.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    885.0
    894.7
    [m ]
    2
    895.0
    909.1
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    23.8
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    470.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    490.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    496.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    500.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    510.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    516.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    530.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    540.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    560.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    570.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    580.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    600.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    620.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    640.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    660.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    680.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    690.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    700.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    710.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    720.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    730.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    740.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    750.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    760.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    770.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    780.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    790.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    800.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    810.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    820.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    830.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    845.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    850.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    856.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    862.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    865.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    868.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    871.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    871.0
    [m]
    SWC
    FUGRO
    874.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    877.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    879.5
    [m]
    SWC
    FUGRO
    880.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    883.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    885.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    887.3
    [m]
    C
    ICHRON
    889.0
    [m]
    C
    FUGRO
    901.6
    [m]
    C
    ICHRON
    905.0
    [m]
    C
    ICHRON
    906.3
    [m]
    C
    ICHRON
    907.5
    [m]
    C
    ICHRON
    913.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    952.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    958.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    964.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    967.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    976.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    985.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    988.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    994.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1003.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1009.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1021.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1036.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1042.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1054.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1060.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1066.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1084.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1090.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1096.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1105.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1123.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1126.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1138.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1150.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1168.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1186.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1192.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1198.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1203.0
    [m]
    SWC
    FUGRO
    1204.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1205.0
    [m]
    SWC
    FUGRO
    1213.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1218.0
    [m]
    SWC
    FUGRO
    1219.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1228.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1237.0
    [m]
    SWC
    FUGRO
    1245.0
    [m]
    SWC
    FUGRO
    1249.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1252.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1258.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1285.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1297.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1303.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1306.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1310.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1328.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1333.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1339.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1339.0
    [m]
    SWC
    FUGRO
    1342.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1346.7
    [m]
    SWC
    FUGRO
    1358.6
    [m]
    SWC
    FUGRO
    1378.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1379.1
    [m]
    SWC
    FUGRO
    1384.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1390.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1396.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1409.2
    [m]
    SWC
    FUGRO
    1414.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1421.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1429.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1435.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1441.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1448.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1459.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1465.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1488.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1501.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1505.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1513.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1522.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1525.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1534.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1540.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1548.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1550.0
    [m]
    SWC
    FUGRO
    1555.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1567.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1571.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1573.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1575.2
    [m]
    SWC
    FUGRO
    1579.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1588.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1588.0
    [m]
    SWC
    FUGRO
    1593.0
    [m]
    SWC
    FUGRO
    1600.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1609.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1612.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1615.0
    [m]
    DC
    FUGRO

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.28

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    txt
    0.00
    txt
    0.33
    pdf
    0.40
    pdf
    2.40

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    DSI TLD DNL
    556
    844
    FMI APS GR PPC MSIP
    838
    1253
    FMI MSIP PPC
    1230
    1605
    MDT
    862
    1245
    MDT
    873
    986
    MDT PEX ECS HNGS
    1134
    1604
    MDT Q
    1405
    1524
    MSCT
    840
    1593
    MSCT
    1253
    1253
    MSIP PPC IS
    1200
    1284
    MWD - ARC DT RAB APWD DIR
    316
    1615
    SP SMR HRLA PEX ECS HNGS
    838
    1253
    VSP
    317
    1605

  • 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
    376.0
    36
    376.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    454.0
    26
    454.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    551.0
    17 1/2
    551.0
    1.14
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    838.0
    12 1/4
    838.0
    1.51
    LOT
    OPEN HOLE
    1615.0
    8 1/2
    1615.0
    1.85
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    404
    1.03
    WATER BASED
    474
    1.07
    14.0
    WATER BASED
    556
    1.08
    11.0
    WATER BASED
    705
    1.30
    19.0
    WATER BASED
    844
    1.30
    19.0
    WATER BASED

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    885.20
    [m ]
    886.40
    [m ]
    887.20
    [m ]
    894.20
    [m ]
    899.80
    [m ]
    901.05
    [m ]
    904.50
    [m ]
    905.50
    [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
    0.23