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

7222/6-1 S

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.
    7222/6-1 S
    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.
    7222/6-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    3D Survey : SG9804.inline 7625 & x-line 4363
    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.
    StatoilHydro Petroleum AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1165-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    64
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    07.01.2008
    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.
    10.03.2008
    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.
    10.03.2010
    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.
    10.03.2010
    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 TRIASSIC
    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.
    SNADD 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.
    EARLY 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.
    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.
    364.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2895.0
    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).
    2848.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    24
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    89
    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.
    HAVERT FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    72° 37' 25.01'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    22° 55' 51.4'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    8063310.53
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    364449.65
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    35
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    5755

  • Brønnhistorie
    General
    The 7222/6-1 S Obesum well was drilled on the Bjarmeland Platform, south of the Swaen Graben, east of the Loppa High in the Barents Sea. The objective was to prove hydrocarbons in the Snadd Formation of Carnian age (B1 and B2 prospects) and in the Kobbe Formation of Anisian age (B3 and C4 prospects).
    Operations and results
    A pilot hole, 7222/6-U-1, was drilled 15 m east of the main well location. No shallow gas was found in the pilot hole. Wildcat well 7222/6-1 S was then spudded with the semi-submersible installation Polar Pioneer on 7 January 2008 and drilled to TD at 2895 m (2848 m TVD RKB) in the Early Triassic Havert Formation. The well was designed as an S-shaped well due to shallow gas warning, with a simplified casing design including a 30" casing at 452 m, a 20" casing set at 599 m and a 9 5/8" casing at 1050m. The 9 5/8" casing was set above the reservoir intervals that could have a pressure increase. At 1321 m the drill line snapped out of drum and DDM bails and elevator slid down maximum 1m and stopped on rig floor. Totally 6.2 days were lost to repairing of the damage done in this incident. The well was drilled with Seawater down to 604 m and with FormPro mud from 604 m to TD.
    The Obesum well penetrated a short Quaternary section and then rocks of Triassic age. The observed stratigraphy was close to the prognosis, except for the reservoir levels in Snadd formation, which came in at 484 m (ditto TVD RKB), much shallower than expected. The Kobbe Formation came in at 1890 m (1843.2 m TVD RKB). Hydrocarbons were proven in channelized sandstones of Ladinian age (Snadd Formation) and in thin sandstone stringers in the Kobbe Formation. Moveable hydrocarbons were proven in this interval by MDT sampling. True migrated oil shows were recorded in these sections only; continuously from 1617 to 1648 m in the Snadd Formation, and more patchy from 1920 to 2067 m in the numerous thin sandstones the Kobbe Formation. Some fluorescence in the deeper Klappmyss Formation is interpreted as short migrated hydrocarbons from local carbonaceous claystones or due to mud additives. Geochemical analysis proved several source rock intervals in the Triassic: a gas prone source rock in the Klappmyss Formation from 2579 - 2675 m, and a richer oil prone source rock in the Kobbe Formation from 2447 to 2465 m. Finally, a very thin (3 meter thick) but also very rich source rock interval was proven on top of the Kobbe Formation at 1887 m. Rock-eval and vitrinite reflectance data indicate a maturity in the early oil window for the two deepest source rocks, while the thin uppermost source rock is probably in the beginning of or just below the oil window.
    Four cores were cut in this well. Two were cut in the Snadd Formation from 1147 to 1156 m and 1637 to 1651 m, and two were cut in the Kobbe Formation from 1941 to 1945 m and 1951 to 1960 m. MDT fluid samples were taken at 1532.9 m (Formation water), 1625 m (gas), 1631 m (oil; high drawdown), 1633.3 m (oil, mud filtrate and water; high drawdown, poor sample), 1633.8 m (oil), and at 1642.1 m (water).
    The well was permanently abandoned on 7 January 2008 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]
    610.00
    2895.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1147.0
    1155.2
    [m ]
    2
    1637.0
    1651.0
    [m ]
    3
    1941.0
    1943.8
    [m ]
    4
    1951.0
    1959.1
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    33.1
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    610.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    660.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    680.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    700.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    720.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    740.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    760.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    780.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    800.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    840.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    860.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    880.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1010.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1050.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1101.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1107.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1125.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1137.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1143.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1147.8
    [m]
    C
    FUGRO
    1149.9
    [m]
    C
    FUGRO
    1150.3
    [m]
    C
    FUGRO
    1154.4
    [m]
    C
    FUGRO
    1173.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1179.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1197.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1203.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1206.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1215.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1221.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1230.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1236.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1242.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1251.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1257.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1269.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1275.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1281.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1291.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1305.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1311.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1329.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1335.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1341.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1347.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1353.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1359.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1368.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1380.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1389.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1395.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1401.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1416.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1428.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1434.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1443.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1449.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1455.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1461.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1473.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1488.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1494.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1506.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1512.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1518.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1524.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1536.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1542.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1548.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1554.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1556.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1572.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1580.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1581.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1587.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1596.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1610.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1626.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1636.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1637.6
    [m]
    C
    FUGRO
    1639.3
    [m]
    C
    FUGRO
    1642.8
    [m]
    C
    FUGRO
    1645.4
    [m]
    C
    FUGRO
    1647.4
    [m]
    C
    FUGRO
    1649.3
    [m]
    C
    FUGRO
    1652.0
    [m]
    SWC
    FUGRO
    1665.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1671.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1681.0
    [m]
    SWC
    FUGRO
    1695.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1701.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1710.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1716.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1725.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1737.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1743.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1752.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1761.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1767.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1776.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1788.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1794.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1800.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1806.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1821.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1830.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1836.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1842.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1851.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1857.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1863.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1872.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1878.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1886.5
    [m]
    SWC
    FUGRO
    1893.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1905.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1911.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1932.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1942.4
    [m]
    CC
    FUGRO
    1952.6
    [m]
    CC
    FUGRO
    1955.3
    [m]
    CC
    FUGRO
    1958.2
    [m]
    CC
    FUGRO
    1965.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1971.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1980.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1986.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1992.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2004.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2016.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2022.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2031.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2043.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2049.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2064.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2076.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2082.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2097.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2103.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2115.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2127.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2139.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2145.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2154.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2160.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2175.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2184.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2190.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2202.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2208.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2220.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2232.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2238.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2247.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2253.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2265.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2271.0
    [m]
    SWC
    FUGRO
    2280.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2295.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2304.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2316.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2322.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2328.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2337.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2352.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2358.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2367.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2373.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2379.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2388.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2403.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2412.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2424.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2430.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2439.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2445.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2451.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2457.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2463.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2472.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2481.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2490.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2502.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2514.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2520.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2535.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2547.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2559.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2571.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2580.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2586.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2590.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2597.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2610.3
    [m]
    SWC
    FUGRO
    2619.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2623.0
    [m]
    SWC
    FUGRO
    2628.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2635.1
    [m]
    SWC
    FUGRO
    2649.1
    [m]
    SWC
    FUGRO
    2655.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2665.0
    [m]
    SWC
    FUGRO
    2670.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2676.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2730.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2742.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2748.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2754.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2778.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2784.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2799.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2805.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2817.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2823.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2829.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2835.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2847.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2859.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2871.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2886.0
    [m]
    DC
    FUGRO

  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    DST
    1,01
    1633.80
    0.00
    OIL
    22.02.2008 - 14:05
    YES

  • Litostratigrafi
    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    387
    484
    484
    1890
    1890
    2464
    2674

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.42

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.27
    pdf
    6.14

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CMR PEX HRLA NHGS ECS ACTS ESRD
    1050
    2636
    FMI MSIP PPC ACTS ECRD
    1050
    2636
    MDT
    1075
    1979
    MDT DP MINIDST
    1622
    1959
    MDT DP MINIDST
    1633
    1633
    MSCT GR
    1526
    2672
    MWD - POWERDRIVE ARC
    604
    1057
    MWD - POWERDRIVE ARCVRES6
    1057
    2895
    MWD - POWERPULSE ARCVRES
    387
    604
    VSP
    514
    2672

  • 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
    452.0
    36
    456.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    599.0
    26
    604.0
    0.00
    LOT
    PILOT HOLE
    600.0
    600.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1050.0
    12 1/4
    1057.0
    1.76
    LOT
    OPEN HOLE
    2848.0
    8 1/2
    2848.0
    1.82
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    712
    1.25
    16.0
    FORMPRO
    1057
    1.26
    17.0
    FORMPRO
    1101
    1.30
    15.0
    FORMPRO
    1322
    1.31
    15.0
    FORM PRO
    1495
    1.30
    15.0
    FORM PRO
    1637
    1.31
    16.0
    FORM PRO
    1651
    1.30
    15.0
    FORM PRO
    1941
    1.30
    17.0
    FORM PRO
    1954
    1.30
    16.0
    FORM PRO
    2636
    1.32
    18.0
    FloPro
    2699
    1.32
    16.0
    FormPro
    2753
    1.32
    17.0
    FormPro
    2846
    1.31
    19.0
    FormPro
    2895
    1.30
    15.0
    Form Pro

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    1154.54
    [m ]
    1639.50
    [m ]
    1642.00
    [m ]
    1942.20
    [m ]
    1644.57
    [m ]
    1958.80
    [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
    0.21