Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
25.11.2024 - 01:30
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

7220/7-1

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.
    7220/7-1
    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.
    7220/7-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    3D survey WG 08STR10 inline 1302 & xline 3123
    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.
    1389-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    51
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    05.12.2011
    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.
    24.01.2012
    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.
    24.01.2014
    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.
    11.04.2014
    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.
    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).
    40.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    365.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2230.0
    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).
    2229.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    6
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    72
    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° 27' 37.53'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    20° 9' 8.59'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    8047938.73
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    673127.84
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    33
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    6756

  • Brønnhistorie
    General
    Well 7220/7-1 was drilled southwest of the 7220/8-1 Skrugard discovery and west of the Loppa High in the Barents Sea. The targeted Havis fault block is one of several rotated fault blocks in the licence, and a part of the Bjørnøyrenna Fault Complex. The primary objective was to test the hydrocarbon potential in the Stø, Nordmela and Tubåen Formations, all of Jurassic age. Secondary objectives were to test the presence and quality of sandstones in the lower Triassic Fruholmen Formation, as well as to collect data needed for field development purposes. A clear flat event was observed in the seismic at 1960 m. Seismic data also indicated flat events at 1830 m and 2105 m.
    Operations and results
    A pilot hole was drilled on the spud location with seawater and returns to seafloor down to 1050 m (the planned setting depth for 13 3/8” casing). No shallow gas was encountered. Well 7220/7-1 was spudded with the semi-submersible installation Transocean Barents on 5 December 2011 and drilled to TD at 2230 m in the Late Triassic Fruholmen Formation. No significant problem was encountered in the operations. The well was drilled with seawater and hi-vis/bentonite sweeps down to 1060 m, with KCl/GEM/polymer mud from 1060 m to 1746 m, and with low sulphate KCl/GEM/polymer mud from 1746 m to TD.
    Well 7220/7-1 penetrated sediments ranging in age from Recent to Triassic. Below the glacio-marine Quaternary section at 485 m, an 831 m thick Tertiary sequence and a 424 m thick Cretaceous sequence were drilled to Top Jurassic (Fuglen Formation) at 1740 m. Top of target reservoir Stø Formation was encountered at 1781 m. The reservoir was gas bearing to the gas-oil-contact (GOC) at 1828 m, and oil bearing to the oil-water-contact (OWC) at 1956 m. Residual hydrocarbons was encountered below the OWC down to approximately 2121 m. No shows were recorded below this depth or above top reservoir. Results from the well thus indicate that flat-events seen on seismic at 1820 m and 1960 m, and 2105 m represent the GOC, the OWC, and a paleo-OWC, respectively. The Fruholmen Formation was penetrated at 2130 m, which was 7 m shallower than prognosed.
    Two short cores were cut in the overburden in the Kolmule and Kolje formations for field development purposes. A further seven cores were cut from 1785.5 m to 2120.5 m in the Stø, Nordmela and Tubåen Formations, covering the hydrocarbon zone and the water zone below, which is expected to be hydrocarbon-bearing up-flank on the structure. The core depths were ca 1 - 2 m deeper than the logger depths for all cores. Extensive wire line logging was performed. MDT fluid samples were taken at 1793 m (gas), 1837 m (oil), 1894 m (oil), 1927 m (oil), 1971 m (water), and 2063 m (water).
    The well was permanently abandoned on 24 January 2012 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]
    1070.00
    2231.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    3
    1785.5
    1813.2
    [m ]
    4
    1831.2
    1868.3
    [m ]
    5
    1868.3
    1922.4
    [m ]
    6
    1922.4
    1967.9
    [m ]
    7
    1969.0
    2024.4
    [m ]
    8
    2024.4
    2077.6
    [m ]
    9
    2077.6
    2121.7
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    317.1
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1070.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1080.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1090.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1100.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1110.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1120.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1130.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1140.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1150.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1160.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1170.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1180.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1190.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1200.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1210.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1220.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1230.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1240.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1250.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1260.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1270.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1280.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1290.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1300.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1320.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1330.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1340.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1350.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1360.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1370.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1380.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1390.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1400.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1410.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1420.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1430.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1440.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1450.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1460.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1470.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1480.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1490.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1500.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1510.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1520.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1530.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1550.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1560.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1570.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1580.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1590.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1600.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1610.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1615.0
    [m]
    CC
    FUGRO
    1616.0
    [m]
    CC
    FUGRO
    1630.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1640.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1650.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1660.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1670.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1680.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1690.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1700.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1710.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1720.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1722.0
    [m]
    CC
    FUGRO
    1725.9
    [m]
    CC
    FUGRO
    1730.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1740.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1748.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1751.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1754.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1757.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1760.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1763.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1766.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1769.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1772.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1775.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1778.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1781.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1784.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1785.8
    [m]
    CC
    FUGRO
    1788.9
    [m]
    CC
    FUGRO
    1791.9
    [m]
    CC
    FUGRO
    1793.0
    [m]
    CC
    FUGRO
    1797.0
    [m]
    CC
    FUGRO
    1800.9
    [m]
    CC
    FUGRO
    1804.0
    [m]
    CC
    FUGRO
    1806.9
    [m]
    CC
    FUGRO
    1809.5
    [m]
    CC
    FUGRO
    1812.7
    [m]
    CC
    FUGRO
    1813.9
    [m]
    CC
    FUGRO
    1816.9
    [m]
    CC
    FUGRO
    1819.3
    [m]
    CC
    FUGRO
    1822.2
    [m]
    CC
    FUGRO
    1825.6
    [m]
    CC
    FUGRO
    1828.7
    [m]
    CC
    FUGRO
    1831.6
    [m]
    CC
    FUGRO
    1834.9
    [m]
    CC
    FUGRO
    1837.4
    [m]
    CC
    FUGRO
    1840.4
    [m]
    CC
    FUGRO
    1843.8
    [m]
    CC
    FUGRO
    1846.8
    [m]
    CC
    FUGRO
    1849.8
    [m]
    CC
    FUGRO
    1852.9
    [m]
    CC
    FUGRO
    1855.9
    [m]
    CC
    FUGRO
    1858.4
    [m]
    CC
    FUGRO
    1862.5
    [m]
    CC
    FUGRO
    1865.6
    [m]
    CC
    FUGRO
    1868.6
    [m]
    CC
    FUGRO
    1871.9
    [m]
    CC
    FUGRO
    1874.9
    [m]
    CC
    FUGRO
    1877.9
    [m]
    CC
    FUGRO
    1878.3
    [m]
    CC
    FUGRO
    1882.0
    [m]
    CC
    FUGRO
    1884.9
    [m]
    CC
    FUGRO
    1887.6
    [m]
    CC
    FUGRO
    1891.6
    [m]
    CC
    FUGRO
    1893.9
    [m]
    CC
    FUGRO
    1897.6
    [m]
    CC
    FUGRO
    1900.9
    [m]
    CC
    FUGRO
    1904.0
    [m]
    CC
    FUGRO
    1910.0
    [m]
    CC
    FUGRO
    1914.8
    [m]
    CC
    FUGRO
    1918.5
    [m]
    CC
    FUGRO
    1921.7
    [m]
    CC
    FUGRO
    1923.7
    [m]
    CC
    FUGRO
    1928.0
    [m]
    CC
    FUGRO
    1934.0
    [m]
    CC
    FUGRO
    1940.8
    [m]
    CC
    FUGRO
    1945.2
    [m]
    CC
    FUGRO
    1951.7
    [m]
    CC
    FUGRO
    1957.7
    [m]
    CC
    FUGRO
    1963.5
    [m]
    CC
    FUGRO
    1969.9
    [m]
    CC
    FUGRO
    1975.7
    [m]
    CC
    FUGRO
    1981.6
    [m]
    CC
    FUGRO
    1987.7
    [m]
    CC
    FUGRO
    1993.8
    [m]
    CC
    FUGRO
    1999.3
    [m]
    CC
    FUGRO
    2004.7
    [m]
    CC
    FUGRO
    2006.9
    [m]
    CC
    FUGRO
    2013.0
    [m]
    CC
    FUGRO
    2018.9
    [m]
    CC
    FUGRO
    2024.3
    [m]
    CC
    FUGRO
    2030.8
    [m]
    CC
    FUGRO
    2036.9
    [m]
    CC
    FUGRO
    2042.9
    [m]
    CC
    FUGRO
    2047.4
    [m]
    CC
    FUGRO
    2055.6
    [m]
    CC
    FUGRO
    2057.5
    [m]
    CC
    FUGRO
    2061.6
    [m]
    CC
    FUGRO
    2068.0
    [m]
    CC
    FUGRO
    2072.7
    [m]
    CC
    FUGRO
    2079.6
    [m]
    CC
    FUGRO
    2087.6
    [m]
    CC
    FUGRO
    2089.8
    [m]
    CC
    FUGRO
    2096.4
    [m]
    CC
    FUGRO
    2100.4
    [m]
    CC
    FUGRO
    2108.9
    [m]
    CC
    FUGRO
    2115.7
    [m]
    CC
    FUGRO
    2121.2
    [m]
    CC
    FUGRO
    2123.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2129.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2135.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2141.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2147.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2153.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2159.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2165.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2174.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2177.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2183.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2189.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2195.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2201.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2207.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2213.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2219.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2225.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2231.0
    [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
    1894.00
    0.00
    OIL
    YES
    MDT
    1793.00
    0.00
    OIL
    11.01.2012 - 00:00
    YES
    MDT
    1793.00
    0.00
    OIL
    11.01.2012 - 00:00
    NO

  • Litostratigrafi

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    FMI ECS HNGS GR
    935
    1746
    MWD - GVR6 PERI TELE
    1746
    1784
    MWD - PENSCOPE TELE
    1784
    1969
    XPT HRLA PEX
    1747
    2076
    ZAIT IS MSIP PEX
    865
    1720

  • 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
    468.0
    36
    470.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    13 3/8
    1042.0
    17 1/2
    1065.0
    1.24
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1747.0
    12 1/4
    1748.0
    1.87
    LOT
    OPEN HOLE
    2230.0
    8 1/2
    2230.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    1058
    1.15
    14.0
    KCl/Polymer/Glycol
    1119
    1.15
    13.0
    KCl/Polymer/Glycol
    1228
    1.16
    23.0
    KCl/Polymer/Glycol
    1380
    1.16
    15.0
    KCl/Polymer/Glycol
    1550
    1.39
    13.0
    Spud Mud
    1550
    1.35
    13.0
    Seawater
    1615
    1.16
    13.0
    KCl/Polymer/Glycol
    1622
    1.16
    17.0
    KCl/Polymer/Glycol
    1748
    1.16
    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