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

7120/6-3 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.
    7120/6-3 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
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    7120/6-3
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    LN11 IM07-inline 3490 & crosline 1356
    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.
    Lundin Norway AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1392-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    52
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    10.10.2012
    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.
    30.11.2012
    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.
    30.11.2014
    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.
    11.03.2015
    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.
    SHOWS
    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
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    24.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    327.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3030.0
    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).
    3017.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    16
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    116
    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.
    NORDMELA FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    71° 41' 2.43'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    20° 43' 16.97'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7953925.23
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    490226.96
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    34
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    6772

  • Brønnhistorie
    General
    Well 7120/6-3 S was drilled on the Juksa prospect in the north-western part of the Hammerfest Basin, in a sub-basin north of the Snøhvit field in the Barents Sea. The primary objective was to test the lower part of the Early Cretaceous Kolmule Formation. Secondary target was wedges of intra-formational quartzitic sandstones in the uppermost Hekkingen/lowermost Knurr Formations. Tertiary target was sandstones in the Early-Middle Jurassic sequence.
    Operations and results
    Wildcat well 7120/6-3 S was spudded with the semi-submersible installation Transocean Arctic on 10 October 2012 and drilled to TD at 3030 m (3017 m TVD) in the Early Jurassic Nordmela Formation. An 8 1/2” pilot hole was drilled from seabed to 780 m to check for shallow gas. No shallow gas was seen. No significant problem was encountered in the operations. The well was drilled with seawater and hi-vis sweeps down to 770 m, with KCl/GEM/polymer mud from 770 m to TD.
    The well encountered sandstones with good shows in the lower Kolmule Formation, but they produced water with only traces of hydrocarbons during RCI sampling. No sands or hydrocarbon shows were seen in the secondary target, assumed to be the Knurr Formation. Sandstones in the Early-Middle Jurassic Stø Formation were water bearing with shows in side wall cores from the interval 2925 -2976 m. The well penetrated a 2-meter thick organic rich shale (oil prone source rock) at 2416 m in the Kolje Formation. The lower part of the Hekkingen Formation also had a high organic content.
    One core was cut from 1974 to 1989.3 m with 100% recovery in the Kolmule Formation. RCI fluid samples were taken at 1977 m, 1982 m, and 1993.5 m in the lower Kolmule sandstones. Water with traces of oil was retrieved in these samples. RCI fluid samples were taken also at 2911 m (water) in the Stø Formation and at 3012 m (water) in the Nordmela Formation.
    The well was permanently abandoned on 30 November 2012 as a well with shows.
    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]
    790.00
    3030.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1974.0
    1989.3
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    15.3
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    790.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    830.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    870.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    910.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    950.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    990.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1030.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1070.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1110.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1150.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1190.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1230.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1250.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1260.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1270.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1280.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1290.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1300.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1310.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1320.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1330.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1340.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1350.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1360.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1370.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1380.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1390.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1400.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1410.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1420.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1430.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1440.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1450.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1460.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1470.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1480.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1490.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1500.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1510.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1520.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1530.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1540.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1580.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1590.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1600.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1610.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1620.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1630.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1640.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1650.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1660.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1670.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1680.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1690.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1700.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1709.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1718.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1727.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1736.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1745.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1754.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1763.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1772.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1781.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1790.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1799.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1808.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1817.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1826.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1835.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1844.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1853.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1862.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1871.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1880.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1889.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1898.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1916.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1925.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1934.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1943.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1952.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1961.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1970.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1974.0
    [m]
    C
    ROBERT
    1974.7
    [m]
    C
    ROBERT
    1975.3
    [m]
    C
    ROBERT
    1976.0
    [m]
    C
    ROBERT
    1977.2
    [m]
    C
    ROBERT
    1978.5
    [m]
    C
    ROBERT
    1978.7
    [m]
    C
    ROBERT
    1982.8
    [m]
    C
    ROBERT
    1983.5
    [m]
    C
    ROBERT
    1983.5
    [m]
    C
    ROBERT
    1984.5
    [m]
    C
    ROBERT
    1984.7
    [m]
    C
    ROBERT
    1985.2
    [m]
    C
    ROBERT
    1985.7
    [m]
    C
    ROBERT
    1987.1
    [m]
    C
    ROBERT
    1987.5
    [m]
    C
    ROBERT
    1988.8
    [m]
    C
    ROBERT
    1997.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2006.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2015.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2024.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2042.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2051.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2069.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2078.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2096.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2105.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2123.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2132.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2141.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2150.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2159.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2168.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2177.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2186.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2195.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2204.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2213.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2231.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2240.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2249.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2258.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2267.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2294.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2303.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2312.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2330.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2357.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2366.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2375.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2393.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2411.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2420.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2429.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2447.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2456.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2465.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2474.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2483.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2492.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2500.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2510.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2609.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2618.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2627.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2636.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2645.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2654.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2663.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2672.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2681.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2690.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2699.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2708.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2717.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2726.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2735.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2744.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2753.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2762.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2771.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2780.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2789.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2798.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2810.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2816.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2825.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2834.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2843.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2852.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2861.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2873.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2879.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2888.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2897.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2906.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2915.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2924.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2933.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2942.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2951.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2960.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2969.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2996.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3005.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3014.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3023.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    3030.0
    [m]
    DC
    ROBERT

  • Litostratigrafi

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    DSL CN ZDL RTEX MLL
    1898
    2497
    DSL CN ZDL RTEX MLL ORIT XMAC
    2497
    3029
    DSL MCOR
    1945
    2473
    DSL PCOR
    2512
    3017
    DSL RCX IFX
    1971
    1995
    DSL XMAC ORIT STAR UXPL
    1898
    2479
    GR RCX IFX
    2907
    3012
    MWD - INC RES GR
    735
    1898
    MWD - OT ORD CCN APX
    329
    777
    MWD - PWD GR RES DIR DEN CAL NEU
    735
    1898
    MWD - PWD GR RES DIR DEN CAL NEU
    1847
    3027
    VSP
    390
    3015

  • 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
    417.0
    36
    421.0
    0.00
    SURF.COND.
    20
    766.0
    26
    772.0
    1.58
    LOT
    OPEN HOLE
    777.0
    17 1/2
    777.0
    0.00
    PILOT HOLE
    780.0
    8 1/2
    780.0
    0.00
    INTERM.
    9 5/8
    1898.0
    12 1/4
    1903.0
    1.50
    LOT
    LINER
    7
    2498.0
    8 1/2
    2500.0
    1.57
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    357
    1.03
    14.0
    Spud Mud
    772
    1.35
    15.0
    Water Base
    1903
    1.35
    16.0
    Polymer
    2500
    1.11
    22.0
    Polymer
    3030
    1.11
    20.0
    Polymer

  • 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