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

7220/4-1

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.
    7220/4-1
    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.
    7220/4-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    3D survey WG08STR10 : inline 1324 & xline 4288
    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.
    1494-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    65
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    22.12.2013
    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.
    25.02.2014
    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.
    25.02.2016
    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.
    25.02.2016
    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 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.
    STØ 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.
    NORDMELA 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.
    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.
    SNADD FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    31.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    403.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3240.0
    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).
    3239.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    4.8
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    105
    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.
    MIDDLE 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.
    72° 35' 19.67'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    20° 14' 5.97'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    8062450.07
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    674650.00
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    33
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    7307

  • Brønnhistorie
    General
    Well 7220/4-1 was drilled to test the Kramsnø prospect in the Johan Castberg area of the Barents Sea. The primary objective was to prove commercial volumes of hydrocarbons in the Stø, Nordmela and Tubåen formations and confirm the GOC and OWC seen on seismics. Secondary objective was to investigate the Snadd Formation and acquire data for exploration of the Triassic play.
    Operations and results
    Wildcat well 7220/4-1 was spudded with the semi-submersible installation West Hercules on 22 December 2013 and drilled to TD at 3240 m in the Triassic Snadd Formation. No significant problem was encountered in the operations. The well was drilled with Seawater and hi-vis pills down to 744 m, with KCl/polymer/glycol mud from 744 m to 2128 m, and with Low sulphate/KCl/polymer/glycol from 2128 m to TD.
    A potential source rock section is proven by sidewall cores and elevated Gamma Ray in the interval 2220 to 2228 m within the Knurr Formation (Late Barremian). This section has TOC from 2.5 to 4.1% and Rock-Eval Hydrogen Index in the range 270 to 370 mg HC/g TOC. The Hekkingen Formation source rock is not present in the well. In the reservoir, the well penetrated sandstone and siltstone of the Jurassic Stø and Nordmela Formations. MDT pressure gradients show a gas column from top Stø Formation at 2267 m and down to a gas/water contact at 2400 m in the Nordmela Formation. The reservoir quality in Stø, Nordmela and Tubåen formations is deteriorated by extensive quartz cementation. There was no oil leg in the well, but weak oil shows are recorded from 2387 m and downwards in the cored section in Nordmela and Tubåen formations. Further weak oil shows (cut fluorescence) are described on cuttings down to 2503 m in the Tubåen Formation.
    Triassic sandstones and claystones were encountered in the Fruholmen and Snadd Formations. Gas was found in two zones in the Snadd Formation: from 3002 m with gas down-to contact at 3047 m and from 3117 with gas down-to contact at 3162 m. The overall reservoir quality in Snadd is poor due to the low net thickness of permeable sandstones.
    Three cores with a total recovery of 185.4 m were taken in the Stø, Nordmela and Tubåen formations. The core-log depth shifts are -1.7 m, -2.8 m and - 3.3 m for cores 1, 2, and 3, respectively. MDT fluid samples were taken at 2334.4 m (gas), 2393.6 m (gas), 2417.5 m (water), and 3009 m (gas),
    The well was permanently abandoned on 25 February 2014 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]
    755.00
    3240.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2274.0
    2318.2
    [m ]
    2
    2319.0
    2389.7
    [m ]
    3
    2390.0
    2460.6
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    185.5
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    755.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    790.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    825.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    860.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    895.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    930.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    960.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    990.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1020.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1050.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1080.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1110.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1140.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1170.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1200.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1230.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1260.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1290.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1320.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1350.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1380.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1410.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1440.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1470.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1500.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1530.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1560.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1590.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1620.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1650.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1680.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1710.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1740.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1770.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1800.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1830.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1860.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1890.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1920.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1950.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1980.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2010.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2040.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2070.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2100.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2140.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2146.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2152.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2158.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2164.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2170.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2176.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2182.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2188.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2194.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2200.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2206.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2212.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2218.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2224.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2230.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2236.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2242.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2248.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2248.0
    [m]
    SWC
    ROBERT
    2254.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2260.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2260.0
    [m]
    SWC
    ROBERT
    2266.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2274.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2274.2
    [m]
    C
    ROBERT
    2275.1
    [m]
    C
    ROBERT
    2282.6
    [m]
    C
    ROBERT
    2291.8
    [m]
    C
    ROBERT
    2297.7
    [m]
    C
    ROBERT
    2302.3
    [m]
    C
    ROBERT
    2304.6
    [m]
    C
    ROBERT
    2308.3
    [m]
    C
    ROBERT
    2314.5
    [m]
    C
    ROBERT
    2319.3
    [m]
    C
    ROBERT
    2325.5
    [m]
    C
    ROBERT
    2331.1
    [m]
    C
    ROBERT
    2335.2
    [m]
    C
    ROBERT
    2338.5
    [m]
    C
    ROBERT
    2343.9
    [m]
    C
    ROBERT
    2348.9
    [m]
    C
    ROBERT
    2353.7
    [m]
    C
    ROBERT
    2358.2
    [m]
    C
    ROBERT
    2363.6
    [m]
    C
    ROBERT
    2369.8
    [m]
    C
    ROBERT
    2374.6
    [m]
    C
    ROBERT
    2379.5
    [m]
    C
    ROBERT
    2383.6
    [m]
    C
    ROBERT
    2388.8
    [m]
    C
    ROBERT
    2392.8
    [m]
    C
    ROBERT
    2398.8
    [m]
    C
    ROBERT
    2400.8
    [m]
    C
    ROBERT
    2405.6
    [m]
    C
    ROBERT
    2407.8
    [m]
    C
    ROBERT
    2410.7
    [m]
    C
    ROBERT
    2413.9
    [m]
    C
    ROBERT
    2417.5
    [m]
    C
    ROBERT
    2421.5
    [m]
    C
    ROBERT
    2426.4
    [m]
    C
    ROBERT
    2434.8
    [m]
    C
    ROBERT
    2439.4
    [m]
    C
    ROBERT
    2443.7
    [m]
    C
    ROBERT
    2448.9
    [m]
    C
    ROBERT
    2453.2
    [m]
    C
    ROBERT
    2457.9
    [m]
    C
    ROBERT
    2460.1
    [m]
    C
    ROBERT
    2464.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2470.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2476.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2482.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2488.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2494.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2500.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2515.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2516.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2533.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2548.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2563.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2566.0
    [m]
    SWC
    ROBERT
    2581.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2596.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2611.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2629.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2644.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2659.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2677.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2692.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2707.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2725.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2740.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2755.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2773.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2788.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2803.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2821.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2836.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2838.0
    [m]
    SWC
    ROBERT
    2851.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2869.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2884.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2899.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2917.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2932.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2934.0
    [m]
    SWC
    ROBERT
    2947.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2965.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2980.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2980.0
    [m]
    SWC
    ROBERT
    2995.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3013.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3028.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3043.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3100.0
    [m]
    SWC
    ROBERT
    3109.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3124.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3139.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3157.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3172.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3185.0
    [m]
    SWC
    ROBERT
    3187.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3205.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3226.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3240.0
    [m]
    DC
    ROBERT

  • Litostratigrafi

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CMR HRLA PEX ECS HNGS
    2128
    3236
    FMI MSIP GR
    431
    1343
    FMI MSIP GR
    1635
    3263
    MDT GR
    2268
    3204
    MDT GR
    2334
    3204
    MSCT GR
    2160
    3050
    MSCT GR
    2500
    3050
    MSCT GR
    3050
    3258
    MWD-PDX5 RAB6 ARC6 TELE675
    1355
    2274
    MWD-TELE ARCVRES
    434
    1355
    USIT CBL
    0
    0
    VSP
    1270
    3160
    ZAIT HRLA PEX EXCS GR
    734
    1344

  • 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
    484.0
    42
    488.0
    0.00
    SURF.COND.
    20
    734.5
    26
    744.0
    1.18
    FIT
    INTERM.
    13 3/8
    1338.7
    17 1/2
    1355.0
    1.40
    LOT
    LINER
    9 5/8
    2127.0
    12 1/4
    2128.0
    1.33
    LOT
    OPEN HOLE
    3240.0
    8 1/2
    3240.0
    0.00

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    488
    1.03
    12.0
    Spud Mud
    744
    1.12
    14.0
    KCl/Polymer/Glycol
    748
    1.12
    14.0
    KCl/Polymer/Glycol
    1220
    1.12
    19.0
    KCl/Polymer/Glycol
    1355
    1.12
    15.0
    KCl/Polymer/Glycol
    1920
    1.23
    17.0
    Low Sulphate/KCl/Polymer/Glycol
    1920
    1.28
    24.0
    Low Sulphate/KCl/Polymer/Glycol
    1972
    1.12
    29.0
    KCl/Polymer/Glycol
    2128
    1.12
    27.0
    KCl/Polymer/Glycol
    2134
    1.22
    19.0
    KCl/Polymer/Glycol
    2165
    1.22
    18.0
    Low Sulphate/KCl/Polymer/Glycol
    2395
    1.22
    20.0
    Low Sulphate/KCl/Polymer/Glycol
    3240
    1.28
    24.0
    Low Sulphate/KCl/Polymer/Glycol
    8000
    1.12
    19.0
    KCl/Polymer/Glycol