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

7220/5-1

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.
    7220/5-1
    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).
    APPRAISAL
    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.
    7220/5-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    3D survey WG08STR10-inline 1514 & crossline 3698
    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.
    1393-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    58
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    27.01.2012
    Boreslutt
    Letebrønner fra flyttbare innretninger:
    For flytende innretninger - dato når ankerhåndteringen startet.For oppjekkbare innretninger - dato for oppstart av nedjekking.
    Letebrønner fra faste innretninger og alle utvinningsbrønner:
    Dato for når totalt dyp er nådd og siste foringsrør, casing eller screen er satt. Ved umiddelbar plugging av brønnbanen, tilsvarer boreslutt datoen siste plugg er satt.
    24.03.2012
    Frigitt dato
    Dato for når rådata som er innrapportert til myndighetene fra brønnen ikke lenger er undergitt taushetsplikt. Normalt ca 2 år etter boreslutt. Kan være tidligere hvis arealet for utvinningstillatelsen er tilbakelevert.
    24.03.2014
    Publiseringsdato
    Dato kvalitetskontroll av informasjon om brønnbanen ble ferdig, slik at den kan publiseres på internett som en 'Well Data Summary Sheet brønnbane', dvs. med mer informasjon tilgjengelig enn for andre brønnbaner.
    24.03.2014
    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.
    APPRAISAL
    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.
    NO
    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
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    40.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    388.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    1740.0
    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).
    1740.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    4.46
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    52
    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.
    72° 31' 0.67'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    20° 20' 29.15'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    8054765.92
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    678905.94
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    33
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    6775

  • Brønnhistorie
    General
    Well 7220/5-1 was drilled to appraise the 7220/8-1 Skrugard Discovery in the Bjarmøyrenna Fault complex west of the Loppa High in the Barents Sea. The Skrugard structure is divided into three segments by erosion features, making saddle points that separate the three gas-oil contacts. The discovery well 7220/8-1 is located in the southern segment, while the appraisal well 7220/5-1 is located in the middle segment. The appraisal well is located approximately 3 km to the North of the Skrugard discovery well. The main objectives of well 7220/5-1were to prove gas and oil volumes in the Skrugard middle segment and communication between the middle and southern segments. This implied proving the exact depths of the gas-oil-contact and oil-water-contact and collecting fluid sampling from the reservoir. Another objective was to perform an extended leak-off test or similar in the cap seal and in the reservoir and to core and analyse the cap seal and reservoir.
    Operations and results
    Prior to the main bore a 9 5/8" pilot hole (7220/5-U-1) was drilled down to 875 m MD RT to check for shallow gas. This was approximately the setting depth of the 9 5/8" casing. No shallow gas was observed. Appraisal well 7220/5-1 was spudded with the semi-submersible installation Transocean Barents on 27 January 2012 and drilled to TD at 1740 m in the Late Triassic Fruholmen Formation. No significant problem was encountered in the operations. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 898 m and with KCl/Polymer/Glycol mud from 898 m to TD.
    The well penetrated Tertiary and Cretaceous Claystones and Sandstones, as well as Late Jurassic Claystones above the Reservoir. Top reservoir, Stø Formation sandstone, was encountered at 1337 m. In the Reservoir, the well penetrated Sandstones of Jurassic age within the Stø, Nordmela and Tubåen Formations, and Triassic age sandstones within the Fruholmen Formation. A 28 m thick gas column and a 47 m thick oil column were proven in the primary target of the Stø Formation. Results from the well indicate that two flat-spots seen on seismic represent the gas-oil contact (GOC) at 1365 m and the oil-water contact (OWC) at 1412 m. Oil shows continued down to 1419 m. No oil shows were recorded below this depth or above top Stø Formation.
    Eight cores were cut in the well. The first was cut from 1175 m to 1183 m in shales of the Kolmule Formation with 86% recovery. This core was preserved in oil. The other 7 cores were cut from 1322 m to 1624 m with very good recovery. They comprise the Fuglen Formation shales, the Fuglen/Stø boundary, the Stø Formation including the contacts, the Nordmela Formation, and the upper 46 m of the Tubåen Formation. MDT fluid samples were taken at 1351.8 m (gas), 1381 m (HC), 1404 m (oil), 1428.1 m (water, and 1611 m (water).
    The well was permanently abandoned on 24 March as an oil and gas appraisal well.
    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]
    900.00
    1740.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    2
    1339.0
    1349.0
    [m ]
    3
    1349.0
    1402.2
    [m ]
    4
    1402.0
    1455.5
    [m ]
    5
    1455.0
    1489.8
    [m ]
    6
    1491.0
    1544.3
    [m ]
    7
    1544.0
    1569.0
    [m ]
    8
    1570.0
    1623.2
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    282.9
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    900.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    910.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    920.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    930.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    940.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    950.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    960.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    970.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    980.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    990.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1000.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1010.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1020.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1030.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1040.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1050.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1060.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1080.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1100.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1120.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1140.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1160.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1166.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1172.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1175.0
    [m]
    C
    FUGRO
    1178.0
    [m]
    C
    FUGRO
    1178.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1181.0
    [m]
    C
    FUGRO
    1187.9
    [m]
    SWC
    FUGRO
    1192.7
    [m]
    SWC
    FUGRO
    1195.3
    [m]
    SWC
    FUGRO
    1200.5
    [m]
    SWC
    FUGRO
    1208.0
    [m]
    SWC
    FUGRO
    1215.0
    [m]
    SWC
    FUGRO
    1222.5
    [m]
    SWC
    FUGRO
    1226.5
    [m]
    SWC
    FUGRO
    1232.1
    [m]
    SWC
    FUGRO
    1234.5
    [m]
    SWC
    FUGRO
    1236.0
    [m]
    SWC
    FUGRO
    1237.0
    [m]
    SWC
    FUGRO
    1238.8
    [m]
    SWC
    FUGRO
    1239.8
    [m]
    SWC
    FUGRO
    1241.1
    [m]
    SWC
    FUGRO
    1243.2
    [m]
    SWC
    FUGRO
    1246.0
    [m]
    SWC
    FUGRO
    1248.0
    [m]
    SWC
    FUGRO
    1248.6
    [m]
    SWC
    FUGRO
    1250.6
    [m]
    SWC
    FUGRO
    1252.2
    [m]
    SWC
    FUGRO
    1253.0
    [m]
    SWC
    FUGRO
    1256.1
    [m]
    SWC
    FUGRO
    1258.5
    [m]
    SWC
    FUGRO
    1259.2
    [m]
    SWC
    FUGRO
    1260.4
    [m]
    SWC
    FUGRO
    1262.2
    [m]
    SWC
    FUGRO
    1263.3
    [m]
    SWC
    FUGRO
    1265.4
    [m]
    SWC
    FUGRO
    1269.6
    [m]
    SWC
    FUGRO
    1272.3
    [m]
    SWC
    FUGRO
    1276.6
    [m]
    SWC
    FUGRO
    1277.2
    [m]
    SWC
    FUGRO
    1280.0
    [m]
    SWC
    FUGRO
    1282.3
    [m]
    SWC
    FUGRO
    1287.6
    [m]
    SWC
    FUGRO
    1293.0
    [m]
    SWC
    FUGRO
    1300.0
    [m]
    SWC
    FUGRO
    1304.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1307.0
    [m]
    SWC
    FUGRO
    1308.9
    [m]
    SWC
    FUGRO
    1310.5
    [m]
    SWC
    FUGRO
    1313.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1316.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1319.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1322.0
    [m]
    C
    FUGRO
    1325.0
    [m]
    C
    FUGRO
    1328.0
    [m]
    C
    FUGRO
    1331.0
    [m]
    C
    FUGRO
    1334.0
    [m]
    C
    FUGRO
    1337.0
    [m]
    C
    FUGRO
    1339.1
    [m]
    C
    FUGRO
    1339.5
    [m]
    C
    FUGRO
    1342.9
    [m]
    C
    FUGRO
    1345.9
    [m]
    C
    FUGRO
    1348.7
    [m]
    C
    FUGRO
    1350.9
    [m]
    C
    FUGRO
    1353.8
    [m]
    C
    FUGRO
    1356.9
    [m]
    C
    FUGRO
    1358.7
    [m]
    C
    FUGRO
    1361.9
    [m]
    C
    FUGRO
    1364.9
    [m]
    C
    FUGRO
    1367.1
    [m]
    C
    FUGRO
    1370.4
    [m]
    C
    FUGRO
    1373.2
    [m]
    C
    FUGRO
    1376.2
    [m]
    C
    FUGRO
    1379.9
    [m]
    C
    FUGRO
    1380.2
    [m]
    C
    FUGRO
    1384.5
    [m]
    C
    FUGRO
    1393.0
    [m]
    C
    FUGRO
    1396.5
    [m]
    C
    FUGRO
    1401.0
    [m]
    C
    FUGRO
    1407.8
    [m]
    C
    FUGRO
    1411.5
    [m]
    C
    FUGRO
    1415.4
    [m]
    C
    FUGRO
    1417.7
    [m]
    C
    FUGRO
    1420.7
    [m]
    C
    FUGRO
    1423.8
    [m]
    C
    FUGRO
    1425.5
    [m]
    C
    FUGRO
    1429.6
    [m]
    C
    FUGRO
    1432.5
    [m]
    C
    FUGRO
    1434.9
    [m]
    C
    FUGRO
    1436.8
    [m]
    C
    FUGRO
    1440.2
    [m]
    C
    FUGRO
    1440.8
    [m]
    C
    FUGRO
    1443.7
    [m]
    C
    FUGRO
    1444.2
    [m]
    C
    FUGRO
    1447.6
    [m]
    C
    FUGRO
    1450.8
    [m]
    C
    FUGRO
    1453.2
    [m]
    C
    FUGRO
    1455.4
    [m]
    C
    FUGRO
    1457.8
    [m]
    C
    FUGRO
    1460.6
    [m]
    C
    FUGRO
    1463.5
    [m]
    C
    FUGRO
    1466.5
    [m]
    C
    FUGRO
    1470.0
    [m]
    C
    FUGRO
    1472.4
    [m]
    C
    FUGRO
    1475.7
    [m]
    C
    FUGRO
    1478.9
    [m]
    C
    FUGRO
    1481.7
    [m]
    C
    FUGRO
    1484.6
    [m]
    C
    FUGRO
    1487.7
    [m]
    C
    FUGRO
    1491.1
    [m]
    C
    FUGRO
    1494.0
    [m]
    C
    FUGRO
    1497.3
    [m]
    C
    FUGRO
    1500.1
    [m]
    C
    FUGRO
    1506.7
    [m]
    C
    FUGRO
    1512.7
    [m]
    C
    FUGRO
    1518.5
    [m]
    C
    FUGRO
    1523.5
    [m]
    C
    FUGRO
    1529.5
    [m]
    C
    FUGRO
    1536.0
    [m]
    C
    FUGRO
    1542.0
    [m]
    C
    FUGRO
    1545.8
    [m]
    C
    FUGRO
    1550.7
    [m]
    C
    FUGRO
    1556.7
    [m]
    C
    FUGRO
    1562.4
    [m]
    C
    FUGRO
    1568.5
    [m]
    C
    FUGRO
    1573.8
    [m]
    C
    FUGRO
    1576.5
    [m]
    C
    FUGRO
    1580.4
    [m]
    C
    FUGRO
    1585.0
    [m]
    C
    FUGRO
    1590.6
    [m]
    C
    FUGRO
    1596.6
    [m]
    C
    FUGRO
    1602.6
    [m]
    C
    FUGRO
    1608.8
    [m]
    C
    FUGRO
    1617.8
    [m]
    C
    FUGRO
    1622.8
    [m]
    C
    FUGRO
    1628.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1634.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1640.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1646.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1652.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1658.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1664.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1670.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1676.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1682.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1688.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1694.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1700.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1706.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1712.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1718.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1724.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1730.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1736.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1740.0
    [m]
    DC
    FUGRO

  • 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
    1404.00
    0.00
    OIL
    YES
    MDT
    1404.10
    0.00
    OIL
    YES
    MDT
    0.00
    1381.00
    OIL
    YES

  • Litostratigrafi

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    FMI GR
    872
    1158
    MWD - ARCVIS6 TELE
    1285
    1735
    MWD - ARCVISION9 TELE
    490
    898
    MWD - GVR ARCVIS6 TELE
    1166
    1315
    MWD - PERI15 TELE VADN6
    898
    1166
    MWD - TELE
    428
    493
    ZAIT IS MSIP PEX
    872
    1160
    ZAIT IS MSIP PEX
    1050
    1739

  • 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
    490.0
    36
    493.0
    0.00
    LOT
    PILOT HOLE
    878.0
    9 7/8
    878.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    13 3/8
    893.0
    17 1/2
    898.0
    1.24
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1164.0
    12 1/4
    1166.0
    1.58
    LOT
    LINER
    7
    1503.0
    8 1/2
    1740.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    760
    1.17
    11.0
    Low Sulphate/KCl/Polymer/Glycol
    900
    1.12
    8.0
    KCl/Polymer/Glycol
    1092
    1.13
    14.0
    KCl/Polymer/Glycol
    1166
    1.17
    15.0
    KCl/Polymer/Glycol
    1166
    1.16
    17.0
    KCl/Polymer/Glycol
    1177
    1.25
    13.0
    Low Sulphate/KCl/Polymer/Glycol
    1272
    1.17
    11.0
    Low Sulphate/KCl/Polymer/Glycol
    1361
    1.25
    13.0
    Low Sulphate/KCl/Polymer/Glycol
    1500
    1.17
    11.0
    Low Sulphate/KCl/Polymer/Glycol
    1545
    1.25
    14.0
    Low Sulphate/KCl/Polymer/Glycol
    1740
    1.17
    11.0
    Low Sulphate/KCl/Polymer/Glycol
    1740
    1.25
    15.0
    Low Sulphate/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
    0.22