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

6507/3-8

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.
    6507/3-8
    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.
    NORWEGIAN 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.
    6507/3-8
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    3D survey :ST03M03-inline 5177 & xline 2967
    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.
    Statoil Petroleum AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1286-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    37
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    09.11.2009
    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.
    15.12.2009
    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.
    15.12.2011
    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.
    10.01.2012
    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.
    MIDDLE 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.
    FANGST GP
    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.
    EARLY 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.
    BÅT GP
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    22.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    379.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2990.0
    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).
    2990.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.9
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    113
    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.
    TILJE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    65° 59' 28.3'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 59' 27.6'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7319482.41
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    454188.40
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    6258

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6507/3-8 was drilled on the Gjøk prospect between the Alve and Norne Fields on the western flank of the Nordland Ridge in the Norwegian Sea. The well objective was to prove economical HC volumes in the Fangst and Båt groups and to secure the necessary data for a future development and tie-back to the Norne field
    Operations and results
    Wildcat well 6507/3-8 was spudded with the semi-submersible installation Ocean Vanguard on 9 November 2009 and drilled to TD at 2990 in the Early Jurassic Tilje Formation. No significant technical problem was encountered in the operations. The well was drilled with seawater and sweeps down to 1303 m and with Performadril WBM from 1303 m to TD. No shallow gas was observed.
    The well penetrated Tertiary, Cretaceous, and Jurassic formations. Top Jurassic, Spekk Formation was encountered at 2534 m. A 142 m thick gas column was proven in Not, Ile and Tofte Formations and a 9.5 m thick oil column in Tofte Formation. The Not Formation was penetrated at 2693 m which was 6 meters deeper than prognosed, but the three main reservoir levels were 32 m thicker than prognosed. The gas-oil contact was proven at 2835 m and the oil-water contact at 2844 m. No oil shows were recorded outside of the hydrocarbon bearing reservoir in the well.
    Five cores were cut, one in the Not Formation, one in the Ile Formation, one across the Ile/Tofte formation boundary and two in the Tofte Formation. MDT pressure measurements were collected in Not, Ile, Tofte and Tilje formations. The sandstones had good reservoir properties, and pressure measurements of good quality were achieved. The reservoir fluids were gas, oil and water. The gas zone was divided into two different pressure regimes with a pressure difference of approximately 0.5 Bar between the Not and the Ile/Tilje formations. Gas samples were collected at 2694.5 m and 2796 m in the Not and Tofte formations. Oil samples were collected at 2842.5 m in the Tofte oil zone. A water sample was collected at 2872 m in the Tilje formation. The water sample was collected in the same pressure regime as the hydrocarbons above. All hydrocarbon samples were collected with low drawdown and had good quality. The water sample contained approximately 10% mud filtrate, but is regarded to have reasonable quality.
    The well was permanently abandoned on 15 December 2009 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]
    1310.00
    2991.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2695.0
    2715.1
    [m ]
    2
    2743.0
    2783.2
    [m ]
    3
    2784.0
    2794.6
    [m ]
    4
    2795.0
    2822.2
    [m ]
    5
    2822.0
    2844.3
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    120.4
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1310.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    1330.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1350.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1370.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1390.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1410.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1430.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1450.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1470.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1490.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1510.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1530.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1550.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1570.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1590.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1610.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1630.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1650.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1670.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1690.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1710.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1730.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1750.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1770.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1790.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1810.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1830.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1850.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1870.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1890.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1910.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1930.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1950.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1970.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1980.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    1990.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2000.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2010.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2020.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2030.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2040.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2050.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2060.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2070.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2080.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2090.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2100.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2110.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2120.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2130.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2140.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2150.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2160.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2170.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2180.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2190.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2200.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2210.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2220.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2230.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2240.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2250.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2260.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2270.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2280.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2290.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2300.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2310.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2320.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2330.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2340.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2350.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2360.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2370.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2380.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2390.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2400.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2410.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2420.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2430.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2439.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2448.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2457.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2466.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2475.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2484.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2493.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2502.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2511.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2520.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2529.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2538.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2547.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2556.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2562.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2568.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    2784.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    2785.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    2786.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    2787.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    2788.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    2789.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    2790.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    2791.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    2792.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    2793.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    2794.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    2795.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    2796.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    2797.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    2798.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    2799.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    2800.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    2801.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    2802.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    2803.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    2804.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    2805.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    2806.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    2807.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    2808.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    2809.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    2810.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    2811.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    2812.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    2813.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    2814.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    2815.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    2816.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    2817.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    2818.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    2819.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    2820.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    2821.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    2822.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    2823.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    2824.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    2825.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    2826.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    2827.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    2828.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    2829.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    2830.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    2831.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    2832.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    2833.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    2834.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    2835.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    2836.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    2837.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    2838.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    2839.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    2840.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    2841.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    2842.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    2843.0
    [m]
    C
    BIOSTR
    2843.5
    [m]
    C
    BIOSTR
    2844.3
    [m]
    C
    BIOSTR

  • Litostratigrafi

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CMR ECS
    2662
    2990
    HRLA PEX
    2662
    2990
    MDT
    2694
    2967
    MDT
    2796
    2796
    MSIP
    1800
    2990
    MWD LWD - ARCVRES8 TELE
    1300
    2663
    MWD LWD - ARCVRES9 PP
    465
    1300
    MWD LWD - DIR
    400
    462
    MWD LWD - GVR6 ARCVRES6 TELE
    2663
    2990
    VSP
    480
    2975

  • 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
    462.0
    36
    465.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    13 3/8
    1295.0
    17 1/2
    1300.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2662.0
    12 1/2
    2663.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    2990.0
    8 1/2
    2990.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    1300
    1.50
    22.0
    Performadril
    1390
    1.50
    20.0
    Performadril
    1793
    1.50
    28.0
    Performadril
    2021
    1.50
    26.0
    Performadril
    2205
    1.50
    37.0
    Performadril
    2311
    1.50
    32.0
    Performadril
    2480
    1.51
    37.0
    Performadril
    2662
    1.52
    23.0
    Performadril
    2663
    1.51
    21.0
    Performadril
    2695
    1.25
    16.0
    Performadril
    2716
    1.25
    16.0
    Performadril
    2822
    1.25
    15.0
    Performadril
    2990
    1.25
    15.0
    Performadril

  • 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
    0.27