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

6407/7-9 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.
    6407/7-9 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.
    NORWEGIAN 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.
    6407/7-9
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST14204Z15. inline: 5733; xline: 1313
    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.
    1636-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    36
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    15.08.2016
    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.
    20.09.2016
    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.
    20.09.2018
    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.
    20.09.2018
    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/CONDENSATE
    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.
    EARLY 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.
    TILJE 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.
    ILE 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.
    CRETACEOUS
    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.
    LANGE FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    29.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    323.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4143.0
    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).
    4134.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    9.7
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    153
    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.
    ÅRE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    64° 18' 59.25'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 9' 24.4'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7133747.71
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    410870.09
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    8029

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6407/7-9 S was drilled to test the Njord North Flank 2 prospect about 6 km north of the producing Njord Field in the Norwegian Sea. The primary objective was to prove hydrocarbon potential in the Early-Middle Jurassic Tilje and Ile formations. The secondary objective was to test the hydrocarbon potential in the Åre Formation.
    Operations and results
    Wildcat well 6407/7-9 S was spudded with the semi-submersible installation Songa Delta on 15 August 2016 and drilled to TD at 4143 m (4134 m TVD) m in the Early Jurassic Åre Formation. Drilling to TD proceeded without significant problems, but during P&A and preparing for sidetracking pulling of the 9 5/8" casing hanger caused severe problems and four days NPT. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 1175 m and with XP07 oil based mud from 1175 m to TD.
    Top of the primary reservoir targets, the Ile Formation was reached at 3623 m (3614.8 m TVD). A 102-metre oil column was encountered in the Ile formation, and a 157-metre gas/condensate column in the Tilje Formation. The reservoir properties in both reservoirs are poor to moderate. The well did not encounter a reservoir in the Åre formation. A few thin sand layers were encountered in the Early Cretaceous Lange formation, some with petroleum, but with poor reservoir properties. An oil-water contact in the Ile Formation at 3727 m (3719 m TVD) was established based on logs and sampling. Otherwise, all hydrocarbon columns were in oil down-to situations. No shows were observed outside of the hydrocarbon-bearing reservoirs
    Two cores were cut. Ile was cored from 3636 to 3690 m with 100% recovery. Tilje was cored from 3901 to 4010 m with 100% recovery. MDT fluid samples were taken in the Ile Formation at 3641.8 m (oil), 3725.4 m (oil), 3729 m (water), and in the Tilje Formation at 3916 m (gas condensate) and at 4017.2 m (gas condensate). Isotubes to collect further gas, including in the Lange Formation, proved to contain only air and no formation gas.
    The wellbore was plugged back for sidetracking on 20 September 2016. It is classified as an oil/gas/condensate 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]
    1190.00
    4143.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3636.0
    3690.8
    [m ]
    2
    3901.0
    4009.8
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    163.6
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1190.0
    [m]
    DC
    APT
    1230.0
    [m]
    DC
    APT
    1270.0
    [m]
    DC
    APT
    1310.0
    [m]
    DC
    APT
    1350.0
    [m]
    DC
    APT
    1390.0
    [m]
    DC
    APT
    1420.0
    [m]
    DC
    APT
    1470.0
    [m]
    DC
    APT
    1510.0
    [m]
    DC
    APT
    1550.0
    [m]
    DC
    APT
    1590.0
    [m]
    DC
    APT
    1630.0
    [m]
    DC
    APT
    1670.0
    [m]
    DC
    APT
    1710.0
    [m]
    DC
    APT
    1750.0
    [m]
    DC
    APT
    1790.0
    [m]
    DC
    APT
    1830.0
    [m]
    DC
    APT
    1870.0
    [m]
    DC
    APT
    1910.0
    [m]
    DC
    APT
    1950.0
    [m]
    DC
    APT
    1990.0
    [m]
    DC
    APT
    2030.0
    [m]
    DC
    APT
    2070.0
    [m]
    DC
    APT
    2110.0
    [m]
    DC
    APT
    2150.0
    [m]
    DC
    APT
    2190.0
    [m]
    DC
    APT
    2230.0
    [m]
    DC
    APT
    2270.0
    [m]
    DC
    APT
    2350.0
    [m]
    DC
    APT
    2390.0
    [m]
    DC
    APT
    2430.0
    [m]
    DC
    APT
    2470.0
    [m]
    DC
    APT
    2510.0
    [m]
    DC
    APT
    2550.0
    [m]
    DC
    APT
    2590.0
    [m]
    DC
    APT
    2630.0
    [m]
    DC
    APT
    2670.0
    [m]
    DC
    APT
    2710.0
    [m]
    DC
    APT
    2750.0
    [m]
    DC
    APT
    2790.0
    [m]
    DC
    APT
    2830.0
    [m]
    DC
    APT
    2870.0
    [m]
    DC
    APT
    2910.0
    [m]
    DC
    APT
    2950.0
    [m]
    DC
    APT
    2990.0
    [m]
    DC
    APT
    3030.0
    [m]
    DC
    APT
    3070.0
    [m]
    DC
    APT
    3110.0
    [m]
    DC
    APT
    3150.0
    [m]
    DC
    APT
    3190.0
    [m]
    DC
    APT
    3220.0
    [m]
    DC
    APT
    3240.0
    [m]
    DC
    APT
    3260.0
    [m]
    DC
    APT
    3264.0
    [m]
    SWC
    APT
    3280.0
    [m]
    DC
    APT
    3300.0
    [m]
    DC
    APT
    3320.0
    [m]
    DC
    APT
    3340.0
    [m]
    DC
    APT
    3360.0
    [m]
    DC
    APT
    3380.0
    [m]
    DC
    APT
    3400.0
    [m]
    DC
    APT
    3423.0
    [m]
    DC
    APT
    3444.0
    [m]
    DC
    APT
    3459.0
    [m]
    DC
    APT
    3465.0
    [m]
    DC
    APT
    3471.0
    [m]
    DC
    APT
    3477.0
    [m]
    DC
    APT
    3483.0
    [m]
    DC
    APT
    3489.0
    [m]
    DC
    APT
    3495.0
    [m]
    DC
    APT
    3501.0
    [m]
    DC
    APT
    3507.0
    [m]
    DC
    APT
    3513.0
    [m]
    DC
    APT
    3519.0
    [m]
    DC
    APT
    3525.0
    [m]
    DC
    APT
    3531.0
    [m]
    DC
    APT
    3537.0
    [m]
    DC
    APT
    3543.0
    [m]
    DC
    APT
    3549.0
    [m]
    DC
    APT
    3555.0
    [m]
    DC
    APT
    3561.0
    [m]
    DC
    APT
    3567.0
    [m]
    DC
    APT
    3573.0
    [m]
    DC
    APT
    3579.0
    [m]
    DC
    APT
    3585.0
    [m]
    DC
    APT
    3591.0
    [m]
    DC
    APT
    3597.0
    [m]
    DC
    APT
    3603.0
    [m]
    DC
    APT
    3609.0
    [m]
    DC
    APT
    3615.0
    [m]
    DC
    APT
    3618.0
    [m]
    DC
    APT
    3624.0
    [m]
    DC
    APT
    3624.0
    [m]
    SWC
    APT
    3630.0
    [m]
    DC
    APT
    3636.0
    [m]
    DC
    APT
    3638.6
    [m]
    C
    APT
    3641.6
    [m]
    C
    APT
    3643.6
    [m]
    C
    APT
    3646.8
    [m]
    C
    APT
    3648.2
    [m]
    C
    APT
    3651.8
    [m]
    C
    APT
    3655.1
    [m]
    C
    APT
    3659.0
    [m]
    C
    APT
    3662.3
    [m]
    C
    APT
    3665.7
    [m]
    C
    APT
    3667.6
    [m]
    C
    APT
    3672.0
    [m]
    C
    APT
    3672.4
    [m]
    C
    APT
    3675.9
    [m]
    C
    APT
    3678.6
    [m]
    C
    APT
    3682.9
    [m]
    C
    APT
    3686.3
    [m]
    C
    APT
    3689.4
    [m]
    C
    APT
    3690.0
    [m]
    DC
    APT
    3690.5
    [m]
    C
    APT
    3696.0
    [m]
    DC
    APT
    3702.0
    [m]
    DC
    APT
    3708.0
    [m]
    DC
    APT
    3714.0
    [m]
    DC
    APT
    3720.0
    [m]
    DC
    APT
    3726.0
    [m]
    DC
    APT
    3732.0
    [m]
    DC
    APT
    3738.0
    [m]
    DC
    APT
    3744.0
    [m]
    DC
    APT
    3750.0
    [m]
    DC
    APT
    3756.0
    [m]
    DC
    APT
    3762.0
    [m]
    DC
    APT
    3768.0
    [m]
    DC
    APT
    3774.0
    [m]
    DC
    APT
    3780.0
    [m]
    DC
    APT
    3786.0
    [m]
    DC
    APT
    3792.0
    [m]
    DC
    APT
    3798.0
    [m]
    DC
    APT
    3804.0
    [m]
    DC
    APT
    3810.0
    [m]
    DC
    APT
    3816.0
    [m]
    DC
    APT
    3822.0
    [m]
    DC
    APT
    3828.0
    [m]
    DC
    APT
    3834.0
    [m]
    DC
    APT
    3840.0
    [m]
    DC
    APT
    3846.0
    [m]
    DC
    APT
    3852.0
    [m]
    DC
    APT
    3855.0
    [m]
    DC
    APT
    3861.0
    [m]
    DC
    APT
    3867.0
    [m]
    DC
    APT
    3873.0
    [m]
    DC
    APT
    3879.0
    [m]
    DC
    APT
    3885.0
    [m]
    DC
    APT
    3891.0
    [m]
    DC
    APT
    3897.0
    [m]
    DC
    APT
    3902.8
    [m]
    C
    APT
    3907.0
    [m]
    C
    APT
    3909.6
    [m]
    C
    APT
    3911.6
    [m]
    C
    APT
    3914.5
    [m]
    C
    APT
    3917.8
    [m]
    C
    APT
    3920.9
    [m]
    C
    APT
    3924.4
    [m]
    C
    APT
    3927.1
    [m]
    C
    APT
    3930.9
    [m]
    C
    APT
    3933.8
    [m]
    C
    APT
    3934.7
    [m]
    C
    APT
    3937.4
    [m]
    C
    APT
    3942.6
    [m]
    C
    APT
    3945.3
    [m]
    C
    APT
    3947.1
    [m]
    C
    APT
    3950.8
    [m]
    C
    APT
    3954.5
    [m]
    C
    APT
    3956.4
    [m]
    C
    APT
    3960.8
    [m]
    C
    APT
    3963.9
    [m]
    C
    APT
    3965.7
    [m]
    C
    APT
    3969.6
    [m]
    C
    APT
    3970.1
    [m]
    C
    APT
    3973.7
    [m]
    C
    APT
    3977.2
    [m]
    C
    APT
    3981.9
    [m]
    C
    APT
    3983.2
    [m]
    C
    APT
    3985.3
    [m]
    C
    APT
    3989.9
    [m]
    C
    APT
    3992.8
    [m]
    C
    APT
    3995.4
    [m]
    C
    APT
    3999.6
    [m]
    C
    APT
    4001.7
    [m]
    C
    APT
    4003.7
    [m]
    C
    APT
    4008.7
    [m]
    C
    APT
    4011.0
    [m]
    DC
    APT
    4017.0
    [m]
    DC
    APT
    4023.0
    [m]
    DC
    APT
    4029.0
    [m]
    DC
    APT
    4035.0
    [m]
    DC
    APT
    4041.0
    [m]
    DC
    APT
    4047.0
    [m]
    DC
    APT
    4053.0
    [m]
    DC
    APT
    4059.0
    [m]
    DC
    APT
    4065.0
    [m]
    DC
    APT
    4071.0
    [m]
    DC
    APT
    4080.0
    [m]
    DC
    APT
    4086.0
    [m]
    DC
    APT
    4092.0
    [m]
    DC
    APT
    4098.0
    [m]
    DC
    APT
    4107.0
    [m]
    DC
    APT
    4113.0
    [m]
    DC
    APT
    4119.0
    [m]
    DC
    APT
    4125.0
    [m]
    DC
    APT
    4131.0
    [m]
    DC
    APT
    4137.0
    [m]
    DC
    APT
    4143.0
    [m]
    DC
    APT

  • Litostratigrafi

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    AIT PEX MSIP ECS
    3102
    4138
    MDT HC MINIDST
    3260
    4065
    MDT PP CMR
    3260
    4064
    MWD - ARC6 TELE675
    3636
    4143
    MWD - ARC9 TELE
    402
    1183
    MWD - PDX5 ARC9 TELE
    1183
    3636
    MWD - TELE
    352
    402
    SWC XL ROCK
    3260
    4066
    SWC XL ROCK
    3866
    4064
    ZOVSP
    940
    4130

  • 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
    402.0
    36
    403.0
    0.00
    SURF.COND.
    13 3/8
    1175.0
    17 1/2
    1183.0
    0.00
    1213.0
    0.0
    1.61
    FIT
    INTERM.
    9 5/8
    3102.0
    12 1/4
    3111.0
    1.91
    LOT
    OPEN HOLE
    4143.0
    8 1/2
    4143.0
    0.00

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    1115
    1.57
    26.0
    XP-07
    1120
    1.54
    24.0
    XP-07
    1183
    1.39
    20.0
    XP-07
    1303
    1.45
    27.0
    XP-07
    1782
    1.54
    35.0
    XP-07
    2275
    1.54
    33.0
    XP-07
    2639
    1.54
    27.0
    XP-07
    2922
    1.34
    20.0
    XP-07
    2922
    1.54
    24.0
    XP-07
    2922
    1.60
    34.0
    XP-07
    3111
    1.60
    27.0
    XP-07
    3111
    1.54
    23.0
    XP-07
    3139
    1.60
    34.0
    XP-07
    3596
    1.60
    25.0
    XP-07
    3881
    1.60
    30.0
    XP-07
    4010
    1.60
    28.0
    XP-07
    4143
    1.60
    32.0
    XP-07