Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

7120/6-2 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.
    7120/6-2 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).
    APPRAISAL
    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
    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.
    7120/6-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    HR line ST0691-05006-SP 1254 line ST0691-SP 1258
    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 ASA (old)
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    936-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    39
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    14.06.2007
    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.
    22.07.2007
    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.
    22.07.2009
    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.
    22.07.2009
    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.
    APPRAISAL
    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.
    NO
    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
    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.
    321.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3242.0
    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).
    3035.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    32
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    111
    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.
    SNADD FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    71° 36' 0.6'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    20° 49' 41.7'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7944559.34
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    493948.96
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    34
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    3558

  • Brønnhistorie
    General
    Well 7120/6-2 S is an appraisal well on the Snøhvit Field in the Hammerfest Basin in the Barents Sea. The primary objective for the well was to prove that there are 36 MSm3 oil in place in the best reservoir zones where the oil is producible, in the Stø 2 and Stø 1 Formations. The well was also to confirm that the oil-water contact is located in the clean quartz sandstone at Stø 2 level in the Stø Formation. In addition, the assumed good quality and the thickening of the reservoir that was expected in the western part of the Snøhvit Field would be proven. A secondary objective for this well was to prove larger gas volumes in the western part of the Snøhvit Field than was calculated earlier.
    Operations and results
    Well 7120/6-2 S was spudded with the semi-submersible installation Polar Pioneer on 14 June 2007 and drilled to TD at 3242 m (3035 m TVD) in the Late Triassic Snadd formation. It was designed as an S-well in order to avoid shallow gas in the area and maintain stratigraphic/seismic control while drilling. The well started to build inclination from 470 m and reached maximum inclination of 32 deg in the interval ca 1600 to 2000 m in the 12 1/4" section. The hole packed of several times in the 17 1/2" section. This caused no significant delay in the drilling progress, but no logs were run in this section, from 932 - 1259 m. Formation tops in this section are based on the prognosis. No shallow gas was expected, and no shallow gas was observed. The well was drilled with sea water and bentonite down to 1259 m and with FORMPRO mud from 1259 m to TD.
    The observed stratigraphy was well within the uncertainties given in the prognosis, with the exception of the Hekkingen Formation which was 16.5 m shallower than anticipated. Generally the difference from prognosis to result was within +/- 6.5 m and there were no trends in the discrepancies. The Stø Formation (target reservoir) was encountered at 2564 m (2371 m TVD RKB). The gas-oil contact was found at 2626 m (2429.6 m TVD RKB) and the oil-water contact at 2637 m (2440.3 m TVD RKB), both contacts at Stø 2 level. However, the oil rim was thinner than expected, only 10.7 m thick in this area. The in-place oil volume in the western part of the Snøhvit Field called Main Oil Province was reduced from 36 MSm3 to 26 MSm3. These oil reserves were proven to be too small to be of economic interest. Weak shows were recorded on the cores below OWC and down to the base of the Stø Formation at 2678 m. No hydrocarbons were identified in the Snadd Formation and no shows were reported above the Stø Formation reservoir.
    Two cores were cut from 2566.5 to 2683.0 m in the Stø Formation and 5 m into to Nordmela Formation. MDT gas, water and oil samples were collected at 13 depths in the Stø Formation. A water sample was also collected in the Tubåen Formation at 2802 m.
    The well was suspended on 22 July 2007 as a possible future injector for formation water or CO2. It is classified as an oil and gas appraisal well.
    Testing
    No drill stem test was performed.
    ies.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1260.00
    3242.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2566.5
    2598.2
    [m ]
    2
    2599.5
    2681.9
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    114.1
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1260.0
    [m]
    DC
    APT
    1280.0
    [m]
    DC
    APT
    1300.0
    [m]
    DC
    APT
    1320.0
    [m]
    DC
    APT
    1340.0
    [m]
    DC
    APT
    1360.0
    [m]
    DC
    APT
    1380.0
    [m]
    DC
    APT
    1400.0
    [m]
    DC
    APT
    1550.0
    [m]
    DC
    APT
    1570.0
    [m]
    DC
    APT
    1590.0
    [m]
    DC
    APT
    1610.0
    [m]
    DC
    APT
    1630.0
    [m]
    DC
    APT
    1650.0
    [m]
    DC
    APT
    1670.0
    [m]
    DC
    APT
    1680.0
    [m]
    DC
    APT
    1700.0
    [m]
    DC
    APT
    1720.0
    [m]
    DC
    APT
    1740.0
    [m]
    DC
    APT
    1760.0
    [m]
    DC
    APT
    1780.0
    [m]
    DC
    APT
    1800.0
    [m]
    DC
    APT
    1820.0
    [m]
    DC
    APT
    1840.0
    [m]
    DC
    APT
    1860.0
    [m]
    DC
    APT
    1880.0
    [m]
    DC
    APT
    1900.0
    [m]
    DC
    APT
    1920.0
    [m]
    DC
    APT
    1940.0
    [m]
    DC
    APT
    1960.0
    [m]
    DC
    APT
    1980.0
    [m]
    DC
    APT
    2000.0
    [m]
    DC
    APT
    2020.0
    [m]
    DC
    APT
    2040.0
    [m]
    DC
    APT
    2060.0
    [m]
    DC
    APT
    2080.0
    [m]
    DC
    APT
    2100.0
    [m]
    DC
    APT
    2120.0
    [m]
    DC
    APT
    2140.0
    [m]
    DC
    APT
    2160.0
    [m]
    DC
    APT
    2180.0
    [m]
    DC
    APT
    2200.0
    [m]
    DC
    APT
    2210.0
    [m]
    DC
    APT
    2220.0
    [m]
    DC
    APT
    2230.0
    [m]
    DC
    APT
    2240.0
    [m]
    DC
    APT
    2250.0
    [m]
    DC
    APT
    2260.0
    [m]
    DC
    APT
    2270.0
    [m]
    DC
    APT
    2280.0
    [m]
    DC
    APT
    2290.0
    [m]
    DC
    APT
    2300.0
    [m]
    DC
    APT
    2310.0
    [m]
    DC
    APT
    2320.0
    [m]
    DC
    APT
    2330.0
    [m]
    DC
    APT
    2340.0
    [m]
    DC
    APT
    2350.0
    [m]
    DC
    APT
    2360.0
    [m]
    DC
    APT
    2370.0
    [m]
    DC
    APT
    2380.0
    [m]
    DC
    APT
    2390.0
    [m]
    DC
    APT
    2400.0
    [m]
    DC
    APT
    2406.0
    [m]
    DC
    APT
    2412.0
    [m]
    DC
    APT
    2418.0
    [m]
    DC
    APT
    2424.0
    [m]
    DC
    APT
    2430.0
    [m]
    DC
    APT
    2436.0
    [m]
    DC
    APT
    2442.0
    [m]
    DC
    APT
    2448.0
    [m]
    DC
    APT
    2454.0
    [m]
    DC
    APT
    2460.0
    [m]
    DC
    APT
    2466.0
    [m]
    DC
    APT
    2472.0
    [m]
    DC
    APT
    2478.0
    [m]
    DC
    APT
    2484.0
    [m]
    DC
    APT
    2490.0
    [m]
    DC
    APT
    2496.0
    [m]
    DC
    APT
    2502.0
    [m]
    DC
    APT
    2508.0
    [m]
    DC
    APT
    2514.0
    [m]
    DC
    APT
    2526.0
    [m]
    DC
    APT
    2532.0
    [m]
    DC
    APT
    2538.0
    [m]
    DC
    APT
    2544.0
    [m]
    DC
    APT
    2550.0
    [m]
    DC
    APT
    2556.0
    [m]
    DC
    APT
    2562.0
    [m]
    DC
    APT
    2565.0
    [m]
    DC
    APT
    2572.7
    [m]
    C
    APT
    2576.1
    [m]
    C
    APT
    2578.7
    [m]
    C
    APT
    2583.5
    [m]
    C
    APT
    2585.5
    [m]
    C
    APT
    2595.4
    [m]
    C
    APT
    2596.4
    [m]
    C
    APT
    2601.4
    [m]
    C
    APT
    2607.9
    [m]
    C
    APT
    2637.6
    [m]
    C
    APT
    2639.2
    [m]
    C
    APT
    2654.5
    [m]
    C
    APT
    2658.0
    [m]
    C
    APT
    2660.3
    [m]
    C
    APT
    2663.8
    [m]
    C
    APT
    2667.2
    [m]
    C
    APT
    2671.9
    [m]
    C
    APT
    2674.7
    [m]
    C
    APT
    2675.3
    [m]
    C
    APT
    2676.8
    [m]
    C
    APT
    2676.9
    [m]
    C
    APT
    2677.3
    [m]
    C
    APT
    2677.6
    [m]
    C
    APT
    2678.2
    [m]
    C
    APT
    2680.4
    [m]
    C
    APT
    2680.9
    [m]
    C
    APT
    2681.5
    [m]
    C
    APT
    2685.0
    [m]
    DC
    APT
    2694.0
    [m]
    DC
    APT
    2703.0
    [m]
    DC
    APT
    2712.0
    [m]
    DC
    APT
    2721.0
    [m]
    DC
    APT
    2730.0
    [m]
    DC
    APT
    2739.0
    [m]
    DC
    APT
    2748.0
    [m]
    DC
    APT
    2757.0
    [m]
    DC
    APT
    2766.0
    [m]
    DC
    APT
    2775.0
    [m]
    DC
    APT
    2784.0
    [m]
    DC
    APT
    2793.0
    [m]
    DC
    APT
    2802.0
    [m]
    DC
    APT
    2811.0
    [m]
    DC
    APT
    2820.0
    [m]
    DC
    APT
    2829.0
    [m]
    DC
    APT
    2841.0
    [m]
    DC
    APT
    2850.0
    [m]
    DC
    APT
    2859.0
    [m]
    DC
    APT
    2868.0
    [m]
    DC
    APT
    2877.0
    [m]
    DC
    APT
    2886.0
    [m]
    DC
    APT
    2895.0
    [m]
    DC
    APT
    2904.0
    [m]
    DC
    APT
    2913.0
    [m]
    DC
    APT
    2922.0
    [m]
    DC
    APT
    2931.0
    [m]
    DC
    APT
    2940.0
    [m]
    DC
    APT
    2949.0
    [m]
    DC
    APT
    2958.0
    [m]
    DC
    APT
    2967.0
    [m]
    DC
    APT
    2976.0
    [m]
    DC
    APT
    2985.0
    [m]
    DC
    APT
    2994.0
    [m]
    DC
    APT
    3003.0
    [m]
    DC
    APT
    3012.0
    [m]
    DC
    APT
    3021.0
    [m]
    DC
    APT
    3030.0
    [m]
    DC
    APT
    3036.0
    [m]
    DC
    APT
    3045.0
    [m]
    DC
    APT
    3054.0
    [m]
    DC
    APT
    3063.0
    [m]
    DC
    APT
    3072.0
    [m]
    DC
    APT
    3081.0
    [m]
    DC
    APT
    3090.0
    [m]
    DC
    APT
    3102.0
    [m]
    DC
    APT
    3108.0
    [m]
    DC
    APT
    3114.0
    [m]
    DC
    APT
    3120.0
    [m]
    DC
    APT
    3126.0
    [m]
    DC
    APT
    3132.0
    [m]
    DC
    APT
    3138.0
    [m]
    DC
    APT
    3144.0
    [m]
    DC
    APT
    3150.0
    [m]
    DC
    APT
    3156.0
    [m]
    DC
    APT
    3162.0
    [m]
    DC
    APT
    3168.0
    [m]
    DC
    APT
    3174.0
    [m]
    DC
    APT
    3180.0
    [m]
    DC
    APT
    3186.0
    [m]
    DC
    APT
    3192.0
    [m]
    DC
    APT
    3198.0
    [m]
    DC
    APT
    3204.0
    [m]
    DC
    APT
    3213.0
    [m]
    DC
    APT
    3222.0
    [m]
    DC
    APT
    3231.0
    [m]
    DC
    APT
    3240.0
    [m]
    DC
    APT
    3242.0
    [m]
    DC
    APT

  • 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
    0
    2630.00
    0.00
    OIL
    YES
    MDT
    2632.00
    0.00
    OIL
    11.07.2007 - 03:05
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.30

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.23

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    FMI MSIP PPC XPT ACTS ECRD
    1730
    3242
    MDT
    2615
    2632
    MDT
    2627
    2623
    MDT
    2630
    2630
    MDT
    2631
    2631
    MDT
    2676
    2802
    MWD - DI
    344
    411
    MWD - GR RES ECD ESD DI
    411
    3242
    PEX HRLA HNGS CMR
    3242
    2664
    WAVSP
    344
    3200

  • 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
    407.0
    36
    411.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1218.0
    17 1/2
    1259.0
    1.46
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2564.0
    12 1/4
    2566.0
    1.59
    LOT
    LINER
    7
    3241.0
    8 1/2
    3242.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    411
    1.03
    SW / BENTONITE 1
    500
    1.03
    SW / BENTONITE 1
    1034
    1.03
    SW / BENTONITE 1
    1259
    1.03
    SW / BENTONITE 1
    2490
    1.33
    21.0
    FORM PRO
    2566
    1.27
    14.0
    FORM PRO
    2567
    1.22
    14.0
    POTASSIUM FORMATE
    2568
    1.27
    8.0
    FORM PRO

  • 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
    0.28