Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
28.04.2024 - 01:35
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

7120/7-2

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.
    7120/7-2
    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.
    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.
    7120/7-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    513 - 123 SP 996
    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.
    377-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    88
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    26.05.1983
    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.
    21.08.1983
    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.
    21.08.1985
    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.
    11.02.2005
    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.
    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.
    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).
    22.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    241.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2523.0
    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).
    2522.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    97
    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.
    FRUHOLMEN FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    71° 19' 11.49'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    20° 19' 44.31'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7913417.99
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    476011.92
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    34
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    18

  • Brønnhistorie
    General
    Well 7120/7-2 is located in the Snøhvit Field area. The primary of the well was to test possible hydrocarbon accumulations in sandstones of Middle to Early Jurassic age.
    Operations and results
    Wildcat well 7120/7-2 was spudded with the semi-submersible rig West Vanguard on 26 May 1983 and drilled to TD at 2523 m, 5 meters into Late Triassic rocks. Due to boulders at the spud location the rig was moved 11 m north and respudded. A sand body with shallow gas was encountered at 378 m to 382.5 m and it was decided to set the 20" casing shoe above this sand. After setting this casing the rig was shut down due to strike from 3 June at 2400 hrs to 18 June at 1125 hrs. The well was drilled using gel mud down to 815 m, with gypsum/polymer mud from 815 m to 1515, and dispersed to a lignosulphonate (Unical) mud from 1515 m to TD.
    Hydrocarbon accumulations were discovered in the Middle Jurassic Stø Formation sandstone sequence from 2149.5 m down to a gas/water contact at 2228 m. Shows were recorded below 1809 m in the Cretaceous Kolje Formation. Organic geochemical analyses showed that TOC increases down through the Cretaceous, but generally the Cretaceous mudstones were regarded as immature, poor source rocks with a primary potential for gas. Entering into the silty shales and mudstones of the Late Jurassic Hekkingen Formation at 2107 m TOC increases abruptly above 3%. TOC continues to increase to 9 % at the base of the Hekkingen Formation. These shales are potentially very good source rocks for gas and condensate above ca 2120 metres and rich sources for light oil and gas below this depth. Maturity evaluation was difficult due to reworked material and cavings, but most likely the well is immature all through, possibly marginally mature below ca 2000 m. Five cores were cut in the sandstones from 2168 m to 2244 m. Four RFT samples were taken. Sample 1 was taken at 2150 m (gas, mud filtrate and film of condensate), sample 2 at 2151 m (gas, mud filtrate and condensate, sample 3 at 2225 m (mud filtrate and water), and sample 4 at 2220 m (mud filtrate and minor gas).
    The well was permanently abandoned on 21 August as a gas/condensate discovery.
    Testing
    One DST was performed in the Stø Formation in the intervals 2168 m to 2179.8 m and 2153 m to 2164.8 m. The lower interval was intended for pressure monitoring to test possible communication between the two zones, but the pressure recordings failed. The test produced 702450 Sm3 gas and 31.5 Sm3 condensate /day on a 64/64 choke during the main flow. Condensate density was 0.77 g/cm3 and the gas gravity was 0.68 (air = 1) with a CO2 content of 5%. No H2S was recorded. This corresponds to a very dry gas condensate similar to the 7120/7 and 7120/8 hydrocarbon systems.
    >

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    330.00
    2520.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2166.0
    2184.0
    [m ]
    2
    2184.0
    2190.0
    [m ]
    3
    2190.0
    2208.0
    [m ]
    4
    2208.0
    2226.8
    [m ]
    5
    2226.8
    2244.4
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    78.4
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2166-2172m
    Kjerne bilde med dybde: 2172-2178m
    Kjerne bilde med dybde: 2178-2184m
    Kjerne bilde med dybde: 2184-2188m
    Kjerne bilde med dybde: 2190-2196m
    2166-2172m
    2172-2178m
    2178-2184m
    2184-2188m
    2190-2196m
    Kjerne bilde med dybde: 2196-2202m
    Kjerne bilde med dybde: 2202-2207m
    Kjerne bilde med dybde: 2208-2214m
    Kjerne bilde med dybde: 2214-2220m
    Kjerne bilde med dybde: 2220-2226m
    2196-2202m
    2202-2207m
    2208-2214m
    2214-2220m
    2220-2226m
    Kjerne bilde med dybde: 2226-2227m
    Kjerne bilde med dybde: 2227-2232m
    Kjerne bilde med dybde: 2232-2238m
    Kjerne bilde med dybde: 2238-2244m
    Kjerne bilde med dybde:  
    2226-2227m
    2227-2232m
    2232-2238m
    2238-2244m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    700.0
    [m]
    DC
    PAS
    760.0
    [m]
    DC
    PAS
    780.0
    [m]
    DC
    PAS
    800.0
    [m]
    DC
    PAS
    840.0
    [m]
    DC
    PAS
    890.0
    [m]
    DC
    930.0
    [m]
    DC
    950.0
    [m]
    DC
    OD
    960.0
    [m]
    DC
    OD
    970.0
    [m]
    DC
    OD
    980.0
    [m]
    DC
    OD
    990.0
    [m]
    DC
    PAS
    1000.0
    [m]
    DC
    1000.0
    [m]
    DC
    PAS
    1000.0
    [m]
    DC
    OD
    1023.0
    [m]
    SWC
    PAS
    1050.0
    [m]
    SWC
    PAS
    1060.0
    [m]
    DC
    PAS
    1100.0
    [m]
    SWC
    PAS
    1100.0
    [m]
    DC
    1126.5
    [m]
    SWC
    PAS
    1140.0
    [m]
    DC
    OD
    1150.0
    [m]
    DC
    OD
    1152.5
    [m]
    SWC
    PAS
    1160.0
    [m]
    DC
    OD
    1160.0
    [m]
    DC
    PAS
    1185.0
    [m]
    SWC
    PAS
    1200.0
    [m]
    DC
    1218.0
    [m]
    SWC
    PAS
    1227.3
    [m]
    DC
    PAS
    1239.0
    [m]
    DC
    OD
    1247.5
    [m]
    SWC
    PAS
    1251.0
    [m]
    DC
    OD
    1257.0
    [m]
    DC
    PAS
    1260.0
    [m]
    DC
    OD
    1269.0
    [m]
    DC
    OD
    1272.8
    [m]
    DC
    PAS
    1299.0
    [m]
    DC
    1302.0
    [m]
    DC
    PAS
    1317.0
    [m]
    DC
    PAS
    1340.0
    [m]
    SWC
    PAS
    1370.0
    [m]
    SWC
    PAS
    1380.0
    [m]
    DC
    PAS
    1400.0
    [m]
    SWC
    PAS
    1404.0
    [m]
    DC
    1423.0
    [m]
    SWC
    PAS
    1437.0
    [m]
    DC
    PAS
    1452.0
    [m]
    DC
    PAS
    1470.0
    [m]
    SWC
    PAS
    1490.0
    [m]
    SWC
    PAS
    1497.0
    [m]
    DC
    PAS
    1500.0
    [m]
    DC
    1512.0
    [m]
    DC
    PAS
    1525.0
    [m]
    SWC
    PAS
    1542.0
    [m]
    DC
    PAS
    1557.0
    [m]
    DC
    PAS
    1572.0
    [m]
    DC
    PAS
    1587.0
    [m]
    SWC
    PAS
    1599.0
    [m]
    DC
    1602.0
    [m]
    DC
    PAS
    1617.0
    [m]
    DC
    PAS
    1632.0
    [m]
    DC
    PAS
    1647.0
    [m]
    DC
    PAS
    1677.0
    [m]
    DC
    PAS
    1690.0
    [m]
    DC
    PAS
    1701.0
    [m]
    DC
    PAS
    1701.0
    [m]
    DC
    1720.0
    [m]
    SWC
    PAS
    1737.0
    [m]
    DC
    PAS
    1752.0
    [m]
    DC
    PAS
    1767.0
    [m]
    DC
    PAS
    1790.0
    [m]
    SWC
    PAS
    1797.0
    [m]
    DC
    1812.0
    [m]
    DC
    PAS
    1827.0
    [m]
    DC
    PAS
    1842.0
    [m]
    DC
    PAS
    1857.0
    [m]
    DC
    PAS
    1872.0
    [m]
    DC
    PAS
    1887.0
    [m]
    DC
    PAS
    1899.0
    [m]
    DC
    1900.0
    [m]
    SWC
    PAS
    1917.0
    [m]
    DC
    PAS
    1932.0
    [m]
    DC
    PAS
    1962.0
    [m]
    DC
    PAS
    1977.0
    [m]
    DC
    PAS
    1992.0
    [m]
    DC
    PAS
    2001.0
    [m]
    DC
    2007.0
    [m]
    DC
    PAS
    2020.0
    [m]
    SWC
    PAS
    2031.0
    [m]
    DC
    PAS
    2040.0
    [m]
    DC
    2046.0
    [m]
    DC
    PAS
    2061.0
    [m]
    DC
    PAS
    2076.0
    [m]
    DC
    PAS
    2091.0
    [m]
    DC
    PAS
    2100.0
    [m]
    DC
    2107.0
    [m]
    SWC
    PAS
    2115.0
    [m]
    DC
    PAS
    2139.0
    [m]
    SWC
    PAS
    2139.0
    [m]
    DC
    2141.5
    [m]
    SWC
    PAS
    2147.0
    [m]
    SWC
    PAS
    2151.0
    [m]
    DC
    2166.0
    [m]
    DC
    PAS
    2181.0
    [m]
    C
    PAS
    2183.6
    [m]
    C
    PAS
    2184.5
    [m]
    C
    PAS
    2193.6
    [m]
    C
    PAS
    2202.7
    [m]
    C
    PAS
    2274.0
    [m]
    SWC
    PAS
    2292.0
    [m]
    DC
    PAS
    2306.5
    [m]
    SWC
    PAS
    2322.0
    [m]
    DC
    PAS
    2337.0
    [m]
    DC
    PAS
    2352.0
    [m]
    DC
    PAS
    2367.0
    [m]
    DC
    PAS
    2397.0
    [m]
    DC
    PAS
    2412.0
    [m]
    DC
    PAS
    2442.0
    [m]
    DC
    PAS
    2457.0
    [m]
    DC
    PAS
    2477.0
    [m]
    SWC
    PAS
    2492.0
    [m]
    DC
    PAS
    2502.0
    [m]
    DC
    PAS
    2517.0
    [m]
    DC
    PAS
    2520.0
    [m]
    DC
    PAS

  • 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
    TEST1
    2153.00
    2180.00
    11.08.1983 - 18:55
    NO

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.44

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    1.14
    pdf
    4.78

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.17
    pdf
    0.26

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    18.92
    pdf
    1.29

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.1
    2187
    2193
    0.0
    1.2
    2168
    2180
    0.0
    1.3
    2153
    2164
    25.4
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.1
    1.2
    1.3
    85
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.1
    1.2
    1.3
    30
    702000
    0.770
    0.680
    23400

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    263
    800
    CBL VDL GR
    263
    1502
    CBL VDL GR CCL
    1352
    2370
    CST
    815
    1490
    CST
    1523
    2508
    DLL MSFL GR
    2125
    2300
    HDT GR
    800
    1512
    ISF BHC GR
    365
    1514
    ISF BHC GR
    2125
    2516
    ISF BHC MSFL GR
    263
    411
    ISF BHC MSFL GR
    1502
    2222
    LDL CNL GR
    325
    411
    LDL CNL NGT
    1514
    2517
    LDL GR
    365
    1514
    RFT
    2150
    2491
    RFT
    2151
    2151
    RFT
    2219
    2219
    RFT
    2225
    2225
    SHDT GR
    1502
    2517
    VELOCITY
    400
    2510

  • 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
    325.5
    36
    330.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    365.0
    26
    367.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    800.0
    17 1/2
    815.0
    1.65
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1502.0
    12 1/4
    1515.0
    1.80
    LOT
    LINER
    7
    2523.0
    8 1/2
    2523.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    296
    1.05
    spud mud
    410
    1.10
    45.0
    29.0
    water based
    825
    1.14
    48.0
    40.0
    water based
    1515
    1.25
    52.0
    21.0
    water based
    2115
    1.32
    55.0
    18.0
    water based
    2523
    1.20
    53.0
    11.0
    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
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.28