Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
18.12.2024 - 01:27
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6610/7-2

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.
    6610/7-2
    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
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORWEGIAN SEA
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    6610/7-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST 8216 - 115 SP 541
    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.
    Den norske stats oljeselskap a.s
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    385-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    200
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    28.08.1983
    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.
    14.03.1984
    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.
    14.03.1986
    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.
    15.06.2005
    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.
    DRY
    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).
    22.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    235.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4215.0
    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).
    4213.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    5.2
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    112
    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.
    GREY BEDS (INFORMAL)
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    66° 27' 49.61'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    10° 10' 10.92'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7372281.53
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    552123.02
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    26

  • Brønnhistorie
    General
    Wildcat well 6610/7-2 is located on the Trøndelag Platform outside Mid Norway. The primary objective of the well was to test the hydrocarbon potential of Early Jurassic and Late Triassic sandstones. Secondary objectives were to gather information about the stratigraphy and hydrocarbon potential down to approximately 4200 m.
    Operations and results
    Wildcat well 6610/7-2 was spudded with the semi-submersible installation West Vanguard on 28 August 1983 and drilled to TD at 4215 m in the Triassic Grey Beds. Drilling operations were problematic and took 119 days more than programmed. Excessive reaming of tight spots had to be done during drilling of the 22" hole section. In all the four first hole sections a pilot hole was drilled before underreaming. Nineteen kg junk was recovered from the hole after drilling out of the 13 3/8" casing shoe. Several problems with stuck pipe occurred below 3000 m. At 3526 m the pipe was stuck and was backed off at 3315 m. A cement plug was set from 3292 to 3148 m and the hole was sidetracked from 3212 m. Severe problems with tight hole, was experienced down to 3361 m. The well was drilled with seawater and spud mud down to 701 m, with gypsum/lignosulphonate mud from 701 m to 2160 m. Due to expected salt beds below 2500 m the well was drilled with oil based mud from 2160 m to TD. The oil base used was a Norol product, "hvitolje", a low-aromatic mineral oil C13 - C20 distillate.
    The well encountered several sandstone bodies, the first interpreted as the Egga Informal Unit in Paleocene. Earliest Cretaceous - Late Jurassic were not present in the well. At 1487 m the Early Jurassic Båt Group was encountered with massive and porous sandstone sequence. The Triassic interval 3473 - 4218 m also had some clean sandstone, especially in the upper part. Electrical logs and RFT pressure tests, however, proved all potential reservoirs to be water bearing. Organic geochemical analyses showed that the units with the best source rock properties in this well are the shales and coals of the Early Jurassic Tilje and Åre Formations, which can be classified as rich type II/III source rocks with potential for gas and oil. However, shales in the upper 100 m of the Triassic Grey Beds also have fair to rich contents of organic matter classified as type III kerogen with some potential for gas. The well is immature down to approximately 2300 m, reaches peak oil generation maturity (0.8% Ro) at around 2900 m, while base oil window is considered at around TD in the well. Hence, the Early Jurassic coals and shales are immature in the well position. Free hydrocarbons thought to be due to migration are detected only in a siltstone sample from 1504 m in the Tilje Formation.
    Two cores were cut, one in the Early Jurassic sequence and one in the Grey beds close to TD. No fluid sample was taken. The sample available at the NPD is a sample of the base oil used in the drilling mud.
    The well was permanently abandoned on 14 March 1984 as a dry hole.
    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]
    320.00
    4212.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1498.0
    1507.0
    [m ]
    2
    4180.0
    4195.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    24.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1498-1503m
    Kjerne bilde med dybde: 1503-1507m
    Kjerne bilde med dybde: 4180-4186m
    Kjerne bilde med dybde: 4186-4192m
    Kjerne bilde med dybde: 4192-4195m
    1498-1503m
    1503-1507m
    4180-4186m
    4186-4192m
    4192-4195m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    712.0
    [m]
    SWC
    IKU
    712.0
    [m]
    SWC
    OD
    760.0
    [m]
    SWC
    OD
    806.0
    [m]
    SWC
    OD
    806.0
    [m]
    SWC
    IKU
    888.0
    [m]
    SWC
    OD
    888.0
    [m]
    SWC
    IKU
    938.0
    [m]
    SWC
    IKU
    938.0
    [m]
    SWC
    OD
    986.0
    [m]
    SWC
    OD
    986.0
    [m]
    SWC
    IKU
    990.0
    [m]
    DC
    DONG
    1002.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1002.0
    [m]
    SWC
    OD
    1010.0
    [m]
    DC
    DONG
    1030.0
    [m]
    DC
    DONG
    1031.5
    [m]
    SWC
    IKU
    1047.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1050.0
    [m]
    DC
    DONG
    1070.0
    [m]
    DC
    DONG
    1090.0
    [m]
    DC
    DONG
    1110.0
    [m]
    DC
    DONG
    1129.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1130.0
    [m]
    DC
    DONG
    1150.0
    [m]
    DC
    DONG
    1170.0
    [m]
    DC
    DONG
    1190.0
    [m]
    DC
    DONG
    1206.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1209.0
    [m]
    DC
    DONG
    1230.0
    [m]
    DC
    DONG
    1251.0
    [m]
    DC
    DONG
    1255.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1263.0
    [m]
    DC
    DONG
    1270.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1305.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1344.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1400.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1435.0
    [m]
    SWC
    OD
    1435.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1460.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1470.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1479.0
    [m]
    SWC
    OD
    1482.0
    [m]
    SWC
    OD
    1485.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1521.5
    [m]
    SWC
    IKU
    1539.0
    [m]
    DC
    OD
    1560.0
    [m]
    DC
    OD
    1579.0
    [m]
    DC
    OD
    1593.0
    [m]
    DC
    OD
    1629.0
    [m]
    DC
    OD
    1629.3
    [m]
    SWC
    IKU
    1635.3
    [m]
    SWC
    IKU
    1654.5
    [m]
    SWC
    IKU
    1668.0
    [m]
    DC
    OD
    1678.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1705.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1707.0
    [m]
    DC
    OD
    1723.5
    [m]
    SWC
    IKU
    1746.0
    [m]
    DC
    OD
    1785.0
    [m]
    DC
    OD
    1806.0
    [m]
    DC
    OD
    1851.0
    [m]
    DC
    OD
    1910.0
    [m]
    SWC
    IKU
    1911.0
    [m]
    DC
    OD
    1938.0
    [m]
    DC
    OD
    1971.0
    [m]
    DC
    OD
    1998.0
    [m]
    DC
    OD
    2028.0
    [m]
    DC
    OD
    2061.0
    [m]
    DC
    OD
    2078.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2091.0
    [m]
    DC
    OD
    2122.0
    [m]
    DC
    OD
    2151.0
    [m]
    DC
    OD
    2159.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2167.0
    [m]
    SWC
    OD
    2171.0
    [m]
    DC
    OD
    2175.0
    [m]
    SWC
    OD
    2189.0
    [m]
    SWC
    OD
    2208.0
    [m]
    DC
    OD
    2223.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2226.0
    [m]
    DC
    OD
    2244.0
    [m]
    DC
    OD
    2252.0
    [m]
    SWC
    OD
    2274.0
    [m]
    DC
    OD
    2334.0
    [m]
    DC
    OD
    2355.0
    [m]
    SWC
    OD
    2364.0
    [m]
    DC
    OD
    2377.5
    [m]
    SWC
    OD
    2392.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2394.0
    [m]
    DC
    OD
    2430.0
    [m]
    DC
    OD
    2440.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2440.0
    [m]
    DC
    DONG
    2446.5
    [m]
    DC
    OD
    2454.0
    [m]
    DC
    OD
    2484.0
    [m]
    DC
    OD
    2497.0
    [m]
    SWC
    OD
    2514.0
    [m]
    DC
    OD
    2541.5
    [m]
    SWC
    IKU
    2544.0
    [m]
    DC
    OD
    2574.0
    [m]
    DC
    OD
    2589.5
    [m]
    SWC
    IKU
    2604.0
    [m]
    DC
    OD
    2634.0
    [m]
    DC
    OD
    2637.0
    [m]
    SWC
    IKU
    2664.0
    [m]
    DC
    OD
    2694.0
    [m]
    DC
    OD
    2724.0
    [m]
    DC
    OD
    2749.5
    [m]
    SWC
    OD
    2784.0
    [m]
    DC
    OD
    2844.0
    [m]
    DC
    OD
    2874.0
    [m]
    DC
    OD
    2904.0
    [m]
    DC
    OD
    2994.0
    [m]
    DC
    OD
    3024.0
    [m]
    DC
    OD
    3054.0
    [m]
    DC
    OD
    3084.0
    [m]
    DC
    OD
    3114.0
    [m]
    DC
    OD
    3144.0
    [m]
    DC
    OD
    3150.0
    [m]
    SWC
    OD
    3174.0
    [m]
    DC
    OD
    3201.0
    [m]
    SWC
    OD
    3204.0
    [m]
    DC
    OD
    3221.0
    [m]
    SWC
    OD
    3234.0
    [m]
    DC
    OD
    3242.0
    [m]
    SWC
    OD
    3261.0
    [m]
    DC
    OD
    3264.0
    [m]
    DC
    OD
    3284.0
    [m]
    DC
    OD
    3294.0
    [m]
    DC
    OD
    3324.0
    [m]
    DC
    OD
    3338.0
    [m]
    SWC
    OD
    3354.0
    [m]
    DC
    OD
    3376.0
    [m]
    SWC
    OD
    3384.0
    [m]
    DC
    OD
    3414.0
    [m]
    DC
    OD
    3444.0
    [m]
    DC
    OD
    3453.5
    [m]
    SWC
    OD
    3474.0
    [m]
    DC
    OD
    3478.5
    [m]
    SWC
    OD
    3534.0
    [m]
    DC
    OD
    3564.0
    [m]
    DC
    OD
    3587.0
    [m]
    SWC
    OD
    3636.0
    [m]
    DC
    OD
    3663.0
    [m]
    DC
    OD
    3693.0
    [m]
    DC
    OD
    3717.0
    [m]
    DC
    OD
    3753.0
    [m]
    DC
    OD
    3774.0
    [m]
    DC
    OD
    3801.0
    [m]
    DC
    OD
    3840.0
    [m]
    DC
    OD
    3864.0
    [m]
    DC
    OD
    3877.0
    [m]
    SWC
    OD
    3894.0
    [m]
    DC
    OD
    3924.0
    [m]
    DC
    OD
    3951.0
    [m]
    DC
    OD
    3966.0
    [m]
    SWC
    IKU
    3984.0
    [m]
    DC
    OD
    4014.0
    [m]
    DC
    OD
    4044.0
    [m]
    DC
    OD
    4074.0
    [m]
    DC
    OD
    4104.0
    [m]
    DC
    OD
    4120.5
    [m]
    SWC
    OD
    4134.0
    [m]
    DC
    OD
    4164.0
    [m]
    DC
    OD
    4194.0
    [m]
    DC
    OD

  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    MUD
    0.00
    0.00
    BASE OIL
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.91

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    3.38
    pdf
    4.16

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.19
    pdf
    0.37

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    BGT
    701
    1464
    BGT
    701
    1464
    BGT
    1449
    2159
    BGT
    1449
    2162
    CBL VDL GR
    259
    1449
    CBL VDL GR
    908
    2143
    CBL VDL GR
    1755
    3470
    CNT GR
    2140
    3290
    CST
    712
    1460
    CST
    1470
    1752
    CST
    1753
    2159
    CST
    2152
    2667
    CST
    2674
    3478
    CST
    3505
    4205
    CST
    3505
    4088
    DLL MSFL GR SP
    3472
    4215
    HDT GR
    701
    1466
    HDT GR
    3473
    4217
    ISF SONIC MSFL SP CAL GR
    1449
    2177
    ISF SONIC SFL SP CAL GR
    320
    713
    ISF SONIC SP CAL
    701
    1465
    ISF SONIC SP GR
    2177
    4216
    LDL CNL CAL GR
    320
    1466
    LDL CNL CAL NGS
    1449
    4217
    RFT GR
    1490
    2125
    RFT GR
    3514
    4199
    SHDT GR
    1449
    2178
    TDT GR
    2300
    3290
    VELOCITY
    360
    4210

  • 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
    321.0
    36
    321.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    701.0
    26
    715.0
    1.53
    LOT
    INTERM.
    16
    1450.0
    22
    1465.0
    1.78
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2143.0
    17 1/2
    2160.0
    1.76
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3471.0
    12 1/4
    3486.0
    2.00
    LOT
    OPEN HOLE
    4215.0
    8 1/2
    4215.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    300
    1.07
    9.0
    WATER BASED
    700
    1.10
    9.0
    18.0
    WATER BASED
    730
    1.12
    WATER BASED
    1110
    1.17
    WATER BASED
    1135
    1.25
    WATER BASED
    1175
    1.31
    WATER BASED
    1225
    1.32
    17.0
    19.0
    WATER BASED
    1300
    1.43
    WATER BASED
    1400
    1.43
    19.0
    19.0
    WATER BASED
    1465
    1.40
    12.0
    11.0
    WATER BASED
    2260
    1.14
    18.0
    18.0
    WATER BASED
    2295
    1.19
    20.0
    15.0
    WATER BASED
    2385
    1.13
    21.0
    16.0
    WATER BASED
    2530
    1.20
    22.0
    20.0
    WATER BASED
    2795
    1.21
    21.0
    19.0
    WATER BASED
    2845
    1.22
    24.0
    20.0
    WATER BASED
    2870
    1.20
    30.0
    16.0
    WATER BASED
    2890
    1.19
    19.0
    17.0
    WATER BASED
    2920
    1.18
    19.0
    14.0
    WATER BASED
    3000
    1.19
    22.0
    14.0
    WATER BASED
    3140
    1.20
    21.0
    10.0
    WATER BASED
    3240
    1.21
    17.0
    22.0
    WATER BASED
    3355
    1.30
    23.0
    15.0
    WATER BASED
    3450
    1.35
    28.0
    17.0
    WATER BASED

  • 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
    0.23