Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
27.04.2024 - 01:34
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

30/9-12

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.
    30/9-12
    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
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORTH 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.
    30/9-12
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH 8831- ROW 143 & COLUMN 520
    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.
    Norsk Hydro Produksjon AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    671-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    33
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    07.04.1991
    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.
    09.05.1991
    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.
    09.05.1993
    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.
    29.06.2004
    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
    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.
    TARBERT FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    104.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2994.0
    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).
    2994.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    3.4
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    118
    Eldste penetrerte alder
    Alder (iflg. Geologic Time Scale 2004 by F. M. Gradstein, et al. (2004)) til den eldste formasjonen det er blitt boret gjennom. Kan avvike fra alder ved TD for eksempel i avviksbrønner. Eksempler for lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EARLY PERMIAN, EARLY TRIASSIC, EOCENE.
    EARLY JURASSIC
    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.
    COOK FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 25' 57.09'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 51' 34.9'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6699747.91
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    492276.08
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1717

  • Brønnhistorie
    General
    The well 30/9-12 is located on the southern part of the Alpha and Gamma structure in the Oseberg Sør area, some 4 km south of well 30/9-2, and approximately 100 m to the south of the licence boundary PL 079/104. The main target of the well was to appraise the southern extension of the Oseberg field, i.e. to improve the seismic mapping of the Alpha South/Gamma structural complex; to improve stratigraphical mapping and control of the hydrocarbon bearing Brent Group in the area; to test an oil/water contact in relation to the Oseberg Field and the C-structure; and to test communication relations in the Oseberg Field.
    Operations and results
    Appraisal well 30/9-12 was spudded with the semi-submersible installation Vildkat Explorer on the 7 April 1991 and drilled to TD at 2994 m in the Cook Formation of the Dunlin Group. The well was drilled with spud mud to 1016 m and with KCl polymer mud from 1016 m to TD. Shallow gas predicted at 184 m proved to be the base of a boulder zone, probably a glacially eroded horizon.
    The well proved a column of 10.3 m of moveable hydrocarbons oil in the Tarbert Formation with an oil down-to contact at 2674.5 m, However, as no oil/water contact was established, uncertainty remained as to the amount of hydrocarbon resources within the southern part of the Alpha South structure. A total of 70.4 m of net sand was calculated for the Brent sequence, with an average porosity of 21.5% and calculated average Sw of 26.1% in the Tarbert Formation.
    The pressure data obtained from the well indicated a significant depletion caused by production from Oseberg B.
    Good oil shows were recorded on cuttings from limestone stringers in the interval 2325 m to 2554 m in the Cretaceous and on sandstones (conventional and sidewall cores) in the interval 2658 m to 2673 m in the Tarbert Formation. A total of 10 conventional cores were cut, one in the Heather Formation and nine through the entire Brent sequence and into the top Dunlin. A total of 30 sidewall cores were attempted in the interval 2580 m to 2969.5 m. and 25 were recovered. One wire line RFT fluid sample was taken at 2667 m in the Tarbert Formation. It recovered 5 l of 0.87 g/cm3 oil and some gas.
    The well bore was plugged back to 950 m for sidetracking and permanently abandoned on 9 May 1991 as an oil appraisal.
    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]
    1030.00
    2992.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2617.0
    2639.0
    [m ]
    2
    2663.0
    2691.0
    [m ]
    3
    2691.0
    2712.0
    [m ]
    4
    2714.0
    2726.0
    [m ]
    5
    2726.0
    2730.0
    [m ]
    6
    2730.0
    2734.0
    [m ]
    7
    2734.0
    2739.5
    [m ]
    8
    2739.5
    2753.0
    [m ]
    9
    2758.5
    2786.0
    [m ]
    10
    2788.0
    2804.2
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    153.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2617-2622m
    Kjerne bilde med dybde: 2622-2627m
    Kjerne bilde med dybde: 2627-2632m
    Kjerne bilde med dybde: 2632-2637m
    Kjerne bilde med dybde: 2637-2666m
    2617-2622m
    2622-2627m
    2627-2632m
    2632-2637m
    2637-2666m
    Kjerne bilde med dybde: 2666-2671m
    Kjerne bilde med dybde: 2671-2676m
    Kjerne bilde med dybde: 2676-2681m
    Kjerne bilde med dybde: 2681-2686m
    Kjerne bilde med dybde: 2686-2690m
    2666-2671m
    2671-2676m
    2676-2681m
    2681-2686m
    2686-2690m
    Kjerne bilde med dybde: 2691-2696m
    Kjerne bilde med dybde: 2696-2701m
    Kjerne bilde med dybde: 2701-2708m
    Kjerne bilde med dybde: 2708-2713m
    Kjerne bilde med dybde: 2713-2718m
    2691-2696m
    2696-2701m
    2701-2708m
    2708-2713m
    2713-2718m
    Kjerne bilde med dybde: 2718-2723m
    Kjerne bilde med dybde: 2723-2725m
    Kjerne bilde med dybde: 2726-2730m
    Kjerne bilde med dybde: 2730-2735m
    Kjerne bilde med dybde: 2735-2739m
    2718-2723m
    2723-2725m
    2726-2730m
    2730-2735m
    2735-2739m
    Kjerne bilde med dybde: 2739-2744m
    Kjerne bilde med dybde: 2744-2749m
    Kjerne bilde med dybde: 2749-2752m
    Kjerne bilde med dybde: 2758-2763m
    Kjerne bilde med dybde: 2763-2768m
    2739-2744m
    2744-2749m
    2749-2752m
    2758-2763m
    2763-2768m
    Kjerne bilde med dybde: 2768-2773m
    Kjerne bilde med dybde: 2773-2778m
    Kjerne bilde med dybde: 2778-2783m
    Kjerne bilde med dybde: 2783-2790m
    Kjerne bilde med dybde: 2790-2795m
    2768-2773m
    2773-2778m
    2778-2783m
    2783-2790m
    2790-2795m
    Kjerne bilde med dybde: 2795-2800m
    Kjerne bilde med dybde: 2800-2804m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2795-2800m
    2800-2804m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1050.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1070.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1100.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1130.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1160.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1190.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1220.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1250.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1280.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1310.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1340.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1360.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1400.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1430.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1460.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1490.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1520.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1550.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1580.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1610.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1640.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1820.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1850.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1880.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1910.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1940.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1970.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2030.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2060.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2090.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2110.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2150.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2180.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2210.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2240.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2270.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2300.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2360.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2390.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2450.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2480.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2510.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2520.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2522.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2530.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2542.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2554.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2560.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2563.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2566.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2572.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2580.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2591.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2600.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2605.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2609.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2610.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2611.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2613.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2617.1
    [m]
    C
    HYDRO
    2626.6
    [m]
    C
    HYDRO
    2632.3
    [m]
    C
    HYDRO
    2638.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2643.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2647.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2657.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2667.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2672.8
    [m]
    C
    HYDRO
    2676.9
    [m]
    C
    HYDRO
    2685.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2688.3
    [m]
    C
    HYDRO
    2693.4
    [m]
    C
    HYDRO
    2699.8
    [m]
    C
    HYDRO
    2706.5
    [m]
    C
    HYDRO
    2709.2
    [m]
    C
    HYDRO
    2723.5
    [m]
    C
    HYDRO
    2726.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2728.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2728.5
    [m]
    C
    HYDRO
    2731.5
    [m]
    C
    HYDRO
    2732.8
    [m]
    C
    HYDRO
    2738.6
    [m]
    C
    HYDRO
    2742.7
    [m]
    C
    HYDRO
    2751.8
    [m]
    C
    HYDRO
    2752.7
    [m]
    C
    HYDRO
    2785.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2785.9
    [m]
    C
    HYDRO
    2790.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2791.9
    [m]
    C
    HYDRO
    2799.9
    [m]
    C
    HYDRO
    2804.1
    [m]
    C
    HYDRO
    2815.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2825.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2835.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2845.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2855.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2864.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2875.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2885.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2895.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2905.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2915.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2926.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2935.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2942.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2948.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2960.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2969.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2982.0
    [m]
    DC
    STRAT

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.40

  • 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
    0.85
    pdf
    0.19

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    11.92

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    1000
    2528
    CST
    2542
    2969
    DIL LSS LDL CNL NGL
    2490
    2993
    DIL LSS LDL SP GR
    1003
    2543
    DLL MSFL LDL CNL GR
    2475
    2800
    FMS4 GR CAL
    2527
    2995
    MWD - GR RES DIR
    128
    2994
    RFT B HP GR
    2661
    2780
    VSP
    1100
    2570
    VSP
    2580
    2990

  • 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
    214.0
    36
    216.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1002.0
    17 1/2
    1019.0
    1.61
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2528.0
    12 1/4
    2545.0
    1.69
    LOT
    OPEN HOLE
    2994.0
    8 1/2
    2994.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    182
    1.22
    WATER BASED
    08.04.1991
    216
    1.05
    WATER BASED
    09.04.1991
    610
    1.05
    WATER BASED
    10.04.1991
    1016
    1.05
    WATER BASED
    11.04.1991
    1016
    1.20
    WATER BASED
    12.04.1991
    1016
    1.20
    WATER BASED
    15.04.1991
    1061
    1.20
    15.0
    8.0
    WATER BASED
    15.04.1991
    1675
    1.40
    19.0
    11.0
    WATER BASED
    15.04.1991
    2276
    1.40
    22.0
    9.0
    WATER BASED
    17.04.1991
    2302
    1.42
    23.0
    10.0
    WATER BASED
    17.04.1991
    2400
    1.22
    12.0
    7.0
    WATER BASED
    08.05.1991
    2400
    1.26
    20.0
    12.0
    WATER BASED
    10.05.1991
    2405
    1.41
    22.0
    10.0
    WATER BASED
    18.04.1991
    2464
    1.39
    20.0
    10.0
    WATER BASED
    19.04.1991
    2545
    1.39
    21.0
    9.0
    WATER BASED
    22.04.1991
    2545
    1.40
    20.0
    8.0
    WATER BASED
    22.04.1991
    2545
    1.40
    20.0
    8.0
    WATER BASED
    22.04.1991
    2545
    1.40
    20.0
    9.0
    WATER BASED
    23.04.1991
    2548
    1.40
    17.0
    6.0
    WATER BASED
    25.04.1991
    2622
    1.21
    12.0
    7.0
    WATER BASED
    25.04.1991
    2664
    1.20
    13.0
    7.0
    WATER BASED
    26.04.1991
    2691
    1.22
    13.0
    7.0
    WATER BASED
    30.04.1991
    2704
    1.20
    13.0
    7.0
    WATER BASED
    30.04.1991
    2727
    1.20
    12.0
    6.0
    WATER BASED
    30.04.1991
    2738
    1.20
    13.0
    8.0
    WATER BASED
    30.04.1991
    2759
    1.20
    12.0
    6.0
    WATER BASED
    02.05.1991
    2788
    1.20
    14.0
    8.0
    WATER BASED
    02.05.1991
    2805
    1.20
    14.0
    7.0
    WATER BASED
    03.05.1991
    2805
    1.21
    14.0
    7.0
    WATER BASED
    06.05.1991
    2994
    1.21
    13.0
    7.0
    WATER BASED
    06.05.1991
    2994
    1.22
    13.0
    7.0
    WATER BASED
    07.05.1991
    2994
    1.22
    13.0
    7.0
    WATER BASED
    06.05.1991