Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
26.12.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

7219/8-2

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.
    7219/8-2
    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.
    7219/8-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    3D survey WG0901:inline 641 & xline 4671
    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.
    1464-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    77
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    16.07.2013
    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.
    30.09.2013
    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.
    30.09.2015
    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.
    30.09.2015
    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
    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.
    344.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3425.0
    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).
    3413.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    9.9
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    122
    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.
    FRUHOLMEN FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    72° 19' 17.55'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    19° 35' 21.28'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    8030952.00
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    655422.85
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    33
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    7225

  • Brønnhistorie
    General
    Well 7219/8-2 was drilled on the Iskrystall prospect in the Bjørnøyrenna Fault Complex southeast of the Johan Castberg Field in the Barents Sea. The primary objective was to prove hydrocarbons in the Stø, Nordmela and Tubåen formations and to prove the hydrocarbon-water contact observed in the seismic data.
    Operations and results
    Wildcat well 7219/8-2 was spudded with the semi-submersible installation West Hercules on 16 July 2013 and drilled to TD at 3425 m (3413 m TVD) in the Late Triassic Fruholmen Formation. No shallow gas was observed neither in the pilot hole nor main hole. From new data received while drilling it seemed possible to drill into a faulted zone in top of the reservoir. This lead to a decision of deviating the well through the Kolmule formation, so that the reservoir would be encountered outside the faulted zone. The well path was then built to 6.85 degrees through the Kolmule Formation. The well was drilled with seawater and hi-vis sweeps down to 1167 m, with KCl/Polymer/Glycol mud from 1167 m to 2681 m, and with Low Sulphate/KCl/Polymer/Glycol mud from 2681 m to TD down to TD.
    In the overburden, the well penetrated Tertiary and Cretaceous claystones and limestone stringers as well as Jurassic claystones. In the reservoir, the well penetrated sandstone, siltstone and claystones of Jurassic and Late Triassic age. The target reservoir, top Stø Formation, was penetrated at 2898 m. A 132 m gas column was proven in the Stø and Nordmela formations. No oil zone was encountered. The gas-water contact (GWC) was not seen in the well, but there was a gas down-to (GDT) in the lower shaly part of Nordmela Formation at 3106 m (3098 m TVD). Based on the gas and water gradients GWC was estimated to be at 3135 m (3127 m TVD). The reservoir quality was poorer than predicted due to extensive quartz cementation. There were no oil shows in the well and only condensate-like liquid hydrocarbons were observed by organic geochemical analyses of rock and fluid samples from the reservoir section. A thin gas sand was penetrated below the GWC at 3342 m in the Fruholmen Formation.
    Five cores were cut in the well. A shale core was taken in the Kolmule Formation from 2231 to 2239 m and four cores were cut in the target reservoir from 2903 to 3049.5 m. The overall core recovery was close to 100%.  MDT fluid samples were taken in the Stø Formation at 2951.2 m (gas), in the Nordmela Formation at 3101.0 m (gas), in the Tubåen Formation at 3225.0 m (water), and in the Fruholmen Formation at 3342.5 m (gas).
    The well was permanently abandoned on 30 September 2013 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]
    1170.00
    3425.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    2
    2903.5
    2939.1
    [m ]
    3
    2939.2
    2996.4
    [m ]
    4
    2997.0
    3042.2
    [m ]
    5
    3042.2
    3050.7
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    146.5
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1170.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    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
    1760.0
    [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
    2130.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2160.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2190.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2220.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2250.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2280.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2310.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2340.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2370.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2400.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2430.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2460.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2490.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2520.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2540.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2580.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2610.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2640.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2670.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2693.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2699.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2705.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2711.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2717.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2723.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2729.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2735.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2741.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2747.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2753.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2759.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2765.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2771.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2777.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2783.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2789.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2792.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2795.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2801.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2807.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2813.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2819.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2825.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2831.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2837.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2843.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2852.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2855.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2861.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2867.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2873.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2879.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2885.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2891.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2897.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2903.9
    [m]
    C
    ROBERT
    2910.2
    [m]
    C
    ROBERT
    2915.2
    [m]
    C
    ROBERT
    2920.8
    [m]
    C
    ROBERT
    2926.7
    [m]
    C
    ROBERT
    2929.6
    [m]
    C
    ROBERT
    2932.9
    [m]
    C
    ROBERT
    2935.5
    [m]
    C
    ROBERT
    2941.0
    [m]
    C
    ROBERT
    2947.9
    [m]
    C
    ROBERT
    2954.2
    [m]
    C
    ROBERT
    2961.9
    [m]
    C
    ROBERT
    2967.9
    [m]
    C
    ROBERT
    2972.6
    [m]
    C
    ROBERT
    2977.4
    [m]
    C
    ROBERT
    2982.9
    [m]
    C
    ROBERT
    2985.6
    [m]
    C
    ROBERT
    2988.6
    [m]
    C
    ROBERT
    2993.9
    [m]
    C
    ROBERT
    2997.4
    [m]
    C
    ROBERT
    3002.7
    [m]
    C
    ROBERT
    3005.7
    [m]
    C
    ROBERT
    3009.6
    [m]
    C
    ROBERT
    3015.2
    [m]
    C
    ROBERT
    3022.0
    [m]
    C
    ROBERT
    3027.7
    [m]
    C
    ROBERT
    3034.8
    [m]
    C
    ROBERT
    3037.0
    [m]
    C
    ROBERT
    3042.7
    [m]
    C
    ROBERT
    3047.9
    [m]
    C
    ROBERT
    3050.6
    [m]
    C
    ROBERT
    3053.0
    [m]
    C
    ROBERT
    3059.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3065.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3071.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3077.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3083.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3089.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3095.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3101.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3107.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3113.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3119.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3125.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3131.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3137.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3143.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3149.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3155.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3161.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3167.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3173.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3179.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3185.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3191.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3197.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3203.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3209.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3215.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3221.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3227.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3233.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3239.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3245.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3251.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3260.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3269.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3278.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3287.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3296.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3304.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3305.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3314.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3323.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3332.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3341.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3350.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3359.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3368.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3377.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3386.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3395.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3413.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3425.0
    [m]
    DC
    ROBERT

  • Litostratigrafi

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CMR ECS HNGS
    2679
    3408
    FMI MSIP GR
    1950
    3412
    HRLA PEX GR
    2677
    3414
    MDT GR
    2901
    3343
    MSCT GR
    2792
    3382
    MWD - ARCVRES TELE
    1167
    3425
    MWD - PDX5 ARCVRES TELE
    2616
    2681
    ZOVSP GR
    1708
    3400

  • 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
    426.0
    42
    429.0
    0.00
    SURF.COND.
    20
    1158.0
    26
    1167.0
    1.23
    FIT
    PILOT HOLE
    1160.0
    9 7/8
    1160.0
    0.00
    INTERM.
    13 3/8
    2200.0
    17 1/2
    2206.0
    1.59
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2679.0
    12 1/4
    2681.0
    1.63
    LOT
    OPEN HOLE
    3425.0
    8 1/2
    3425.0
    0.00

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    1116
    1.13
    17.0
    KCl/Polymer/Glycol
    2020
    1.13
    19.0
    KCl/Polymer/Glycol
    2212
    1.14
    20.0
    KCl/Polymer/Glycol
    2332
    1.16
    22.0
    KCl/Polymer/Glycol
    2610
    1.22
    24.0
    Low Sulphate/KCl/Polymer/Glycol
    2681
    1.17
    23.0
    KCl/Polymer/Glycol
    2681
    1.20
    30.0
    Low Sulphate/KCl/Polymer/Glycol
    2681
    1.16
    26.0
    KCl/Polymer/Glycol
    2681
    1.16
    25.0
    KCl/Polymer/Glycol
    2684
    1.17
    21.0
    KCl/Polymer/Glycol
    2726
    1.20
    26.0
    Low Sulphate/KCl/Polymer/Glycol
    2990
    1.22
    31.0
    Low Sulphate/KCl/Polymer/Glycol
    3425
    1.22
    32.0
    Low Sulphate/KCl/Polymer/Glycol