Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
21.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

7220/8-1

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.
    7220/8-1
    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
    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.
    7220/8-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    3D survey WG08 -inline 1530 & crossline 3470
    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.
    1327-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    65
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    27.02.2011
    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.
    02.05.2011
    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.
    02.05.2013
    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.
    02.05.2013
    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
    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.
    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
    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.
    EARLY 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.
    NORDMELA 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.
    374.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2222.0
    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).
    2221.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    3.2
    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.
    72° 29' 28.92'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    20° 20' 2.25'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    8051910.71
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    678908.52
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    33
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    6484

  • Brønnhistorie
    General
    Well 7220/8-1 was drilled just west of the Polheim Sub-platform and Loppa High in the Barents Sea. The main objective was to prove an economical volume of hydrocarbons and to establish hydrocarbon contacts in the Stø and Nordmela formations in the Skrugard Prospect. The targeted Skrugard fault block is one of several rotated fault blocks in the licence and a part of the Bjørnøyrenna Fault Complex.
    Operations and results
    A shallow 8 1/2" pre-spud well (7220/8-U-1) was drilled and logged to 955 m to check for shallow gas due to seismic anomalies around the well location. No shallow gas was encountered. After that wildcat well 7220/8-1 was spudded with the semi-submersible installation Polar Pioneer on 27 February 2011 and drilled to TD at 2222 m in the Late Triassic Snadd Formation. Drilling operations proceeded without significant problems but upon intermediate MDT logging the cable broke and about 10 days were lost fishing. The well was drilled with spud mud and hi-vis pills down to 850 m and with KCl/Polymer/Glycol from 850 m to TD.
    The well penetrated Tertiary and Cretaceous Claystones and Sandstones and upper Jurassic Claystones above the reservoir. In the reservoir the well penetrated Sandstones of Jurassic age, within the Stø, Nordmela and Tubåen Formations, and of Triassic age within the Fruholmen and Snadd Formations. The primary target reservoir was penetrated with top Stø Formation at 1276 m, and top Nordmela Formation at 1354 m. These Formations contained a 37 m thick gas column (GOC at 1312 m) and an 83 m thick oil column (OWC at 1395 m). Results from the well indicate that flat spots seen on the geo-seismic section represent the gas-oil-contact (GOC) and the oil-water-contact (OWC). The Snadd Formation was penetrated at 2122 m TVD, which was 35 m shallower than the prognosis.
    Very good hydrocarbon shows were seen when drilling the reservoir in the Stø and Nordmela Formations. No shows were observed below 1400 m in the core chips and cuttings.
    A total of five cores were cut in the Stø and Nordmela Formations, in the interval 1292.5 - 1405.5 m (97.8% recovery). Schlumberger MDT single probe was used for all samples. Oil samples were acquired at 1320.6 m, 1336.8 m, and at 1380.5 m in the Stø and Nordmela Formations. Due to the broken cable incident no water or gas samples were acquired.
    The well was permanently abandoned on 2 May 2011 as an oil and gas 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]
    850.00
    2222.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1292.5
    1296.5
    [m ]
    2
    1297.5
    1324.2
    [m ]
    3
    1324.5
    1351.4
    [m ]
    4
    1351.5
    1377.9
    [m ]
    5
    1378.5
    1405.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    110.5
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    850.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    860.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    870.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    880.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    890.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    900.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    910.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    920.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    930.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    940.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    950.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    960.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    970.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    980.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    990.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1000.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1010.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1020.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1030.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1040.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1050.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1060.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1080.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1090.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1100.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1110.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1120.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1130.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1140.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1150.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1160.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1170.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1180.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1190.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1200.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1203.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1209.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1215.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1221.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1227.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1233.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1239.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1245.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1252.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1258.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1261.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1270.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1276.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1279.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1285.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1288.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1291.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1291.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1292.5
    [unknown]
    C
    STATOIL
    1296.5
    [unknown]
    C
    STATOIL
    1302.0
    [unknown]
    C
    STATOIL
    1307.0
    [unknown]
    C
    STATOIL
    1313.0
    [unknown]
    C
    STATOIL
    1316.0
    [unknown]
    C
    STATOIL
    1324.2
    [unknown]
    C
    STATOIL
    1330.0
    [unknown]
    C
    STATOIL
    1335.8
    [unknown]
    C
    STATOIL
    1340.0
    [unknown]
    C
    STATOIL
    1343.8
    [unknown]
    C
    STATOIL
    1350.0
    [unknown]
    C
    STATOIL
    1351.3
    [unknown]
    C
    STATOIL
    1354.0
    [unknown]
    C
    STATOIL
    1357.0
    [unknown]
    C
    STATOIL
    1358.0
    [unknown]
    C
    STATOIL
    1364.0
    [unknown]
    C
    STATOIL
    1367.0
    [unknown]
    C
    STATOIL
    1371.9
    [unknown]
    C
    STATOIL
    1377.0
    [unknown]
    C
    STATOIL
    1377.9
    [unknown]
    C
    STATOIL
    1382.4
    [unknown]
    C
    STATOIL
    1387.5
    [unknown]
    C
    STATOIL
    1390.0
    [unknown]
    C
    STATOIL
    1396.5
    [unknown]
    C
    STATOIL
    1400.0
    [unknown]
    C
    STATOIL
    1405.5
    [unknown]
    C
    STATOIL
    1414.0
    [unknown]
    C
    STATOIL
    1420.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1426.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1432.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1438.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1444.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1450.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1456.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1462.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1471.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1480.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1489.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1495.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1504.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1510.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1519.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1525.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1531.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1537.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1543.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1549.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1555.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1561.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1567.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1573.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1579.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1585.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1591.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1597.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1603.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1609.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1615.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1621.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1630.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1636.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1642.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1642.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1648.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1654.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1660.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1666.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1672.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1678.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1684.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1690.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1699.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1705.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1711.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1720.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1726.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1738.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1744.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1750.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1756.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1768.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1780.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1789.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1798.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1807.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1816.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1828.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1840.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1849.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1858.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1867.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1876.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1888.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1897.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1906.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1915.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1921.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1930.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1939.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1948.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1954.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1963.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1972.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1978.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1990.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    1999.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    2008.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    2017.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    2026.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    2032.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    2041.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    2050.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    2059.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    2065.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    2071.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    2080.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    2086.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    2095.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    2104.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    2116.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    2125.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    2134.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    2146.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    2155.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    2161.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    2170.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    2179.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    2188.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    2197.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    2203.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    2212.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    2218.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL
    2222.0
    [unknown]
    DC
    STATOIL

  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    MDT
    1380.50
    0.00
    OIL
    13.04.2011 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.14
    pdf
    1.73

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL CAL
    397
    865
    CMR ECS
    839
    1436
    FMI MSIP
    1200
    1436
    MDT
    1251
    1472
    MDT
    1278
    1300
    MDT
    1278
    1472
    MSIP ZAIT CA CBL
    1
    100
    MSIP ZAIT CA CBL
    680
    1245
    MWD - ARCVRES8 TELESCOPE
    852
    942
    MWD - PERI15 TELE VADN6
    942
    1472
    MWD - TELESCOPE
    397
    852
    PEX HNGS GR
    1225
    1436
    PEX HRLA
    1250
    2122
    USIT
    675
    1255
    VSP
    500
    2122
    VSP TOOL STRING
    1000
    1255
    XPT
    1424
    2151
    ZAIT MSIP
    1250
    2122

  • 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
    470.0
    36
    474.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    9 5/8
    838.0
    12 1/4
    850.0
    1.25
    LOT
    LINER
    7
    1251.0
    8 1/2
    1252.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    2222.0
    6
    2222.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    397
    1.60
    19.0
    Kill Fluid- SW/Bentonite
    397
    1.05
    15.0
    Spud Mud
    471
    1.05
    14.0
    Spud Mud
    472
    1.60
    19.0
    Kill Fluid- SW/Bentonite
    474
    1.05
    12.0
    Spud Mud
    474
    1.60
    19.0
    Kill Fluid- SW/Bentonite
    850
    1.05
    12.0
    Spud Mud
    850
    1.20
    20.0
    KCl/Polymer/Glycol
    850
    1.25
    21.0
    KCl/Polymer/Glycol
    850
    1.05
    12.0
    Spud Mud
    872
    1.15
    12.0
    KCl/Polymer/Glycol
    1035
    1.12
    13.0
    KCl/Polymer/Glycol
    1252
    1.12
    13.0
    KCl/Polymer/Glycol
    1252
    1.15
    12.0
    KCl/Polymer/Glycol
    1379
    1.24
    15.0
    KCl/Polymer/Glycol
    1472
    1.21
    12.0
    KCl/Polymer/Glycol
    1472
    1.23
    13.0
    KCl/Polymer/Glycol
    1472
    1.24
    12.0
    KCl/Polymer/Glycol
    2222
    1.21
    14.0
    KCl/Polymer/Glycol

  • 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