Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
24.12.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

34/7-29 S

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.
    34/7-29 S
    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.
    SUSPENDED
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORTH SEA
    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.
    34/7-29
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    CMT-94R95: ROW 2038 & COLUMN 993
    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.
    Saga Petroleum ASA
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    923-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    42
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    04.03.1998
    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.
    14.04.1998
    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.
    14.04.2000
    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.
    11.04.2003
    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
    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.
    LATE 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.
    INTRA DRAUPNE FM SS
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    24.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    250.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2927.0
    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).
    2846.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    20.7
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    100
    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.
    MIDDLE 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.
    TARBERT FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 21' 51.69'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 2' 23.37'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6803911.99
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    448662.75
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    3313

  • Brønnhistorie
    General
    Exploration well 34/7-29 S was drilled in the west central part of block 34/7 on the H-North prospect. The H-North prospect was located SSE of the Vigdis field and NE of the Statfjord East field. The main objective of well 34/7-29 S was to test a northerly extension of the oil bearing Upper Jurassic Top Draupne Sands penetrated in wells 34/7-21, 21 A, 23 S & 23 A. The well was designed to test the presence of reservoir, hydrocarbons and pressure communication with the other H-Area segments. Reservoir presence was considered the primary risk. Seismic interpretation of the reservoir interval indicated communication with the H-West area, and pressure, sample and DST data were considered important to test this interpretation. In addition the well was to test for the presence of sands and possible hydrocarbons in the Middle and Lower Draupne Formation. Secondary objectives were to test the lithology and depositional model of the Palaeocene Lista Formation and tie the Top Brent seismic marker.
    Operations and results
    Exploration well 34/7-29 S was spudded with the semi-submersible installation "Transocean Leader" on 4 March 1998 and drilled and cored to TD at 2927 m (2848 m TVD RKB) in the 8 1/2" hole section 30 m into the Middle Jurassic Brent Group. A 7" liner was set and cemented. The well was drilled with Sea water and bentonite sweeps down to 1211 m and with "AQUACOL D" KCl / Glycol mud from 1211 m to 2558 m, and with "ANTISOL D" PAC mud from 2558 m to TD. Due to the presence of hydrocarbons and the requirement for the rig to go on contract for Norsk Hydro, the well was suspended on 14 April 1998 as an oil discovery. The semi-submersible drilling installation "Deepsea Bergen" re-entered well 34/7-29 S R on 22 February 1999 for testing.
    In the Nordland, Hordaland and Rogaland Groups the well penetrated mainly clay/claystones with some beds of sand. The Heimdal equivalent Member between 1928 -1999 m (1864 -1933 m TVD RKB) contained thick water wet sands. In the Shetland Group claystones and limestone beds were penetrated. The condensed Cromer Knoll Group consisted of marls, limestones and minor claystones. Core point was reached in the Cromer Knoll Group at 2701 m. The first core (2701 - 2718 m) penetrated the top of the Top intra Draupne Sand at 2705 m (2627 m TVD RKB) and contained oil bearing sands at the base. A second core was cut from 2718 to 2726 m from within the intra Draupne Sands and into the Draupne Shale. In total 17,7 m of sands were penetrated. MDT pressure samples acquired during logging indicated that the sands were all oil bearing and oil down to (ODT) of 2723 m (2622 m TVD MSL) was proved. No sands were penetrated within the Draupne Shale. Fluid samples proved the reservoir fluid to be undersaturated oil. The fluid samples were taken during the MDT run, using the Pump-Out module in combination with the Optical Fluid Analyser to limit contamination of mud filtrate. All fluid samples were taken at 2706.5 m. The quality of the samples and analyses was assumed to be good, because no significant differences were observed between the experimental results. Well 34/7-29 S R was permanently abandoned as an oil discovery on 17 March 1999.
    Testing
    One zone in the intra Draupne Sandstone was tested, from 2704 - 2716 m. After clean-up pressure build-up period of 6.2 hours, the well was opened on a 6,4 mm (16/64") adjustable choke, for the main flow, through the heater. The choke size was increased in steps to 17,5 mm (44/64") fixed choke in about 1.5 hours. The flow was directed through the separator 0.75 hours after the well was opened. The main flow had a duration of 72 hours during which the oil rate decreased gradually from 920 Sm3/d to 875 m3/d. The wellhead pressure decreased from 84.0 bars to 80.6 bars during the same period. Final gas rate was 120000 m3/day, giving a GOR of 137 m3/m3. The oil density was 0.842 g/cm3. Bottom hole sampling after flowing was cancelled.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1220.00
    2927.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2701.0
    2717.9
    [m ]
    2
    2718.0
    2724.7
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    23.6
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2701-2706m
    Kjerne bilde med dybde: 2706-2711m
    Kjerne bilde med dybde: 2711-2716m
    Kjerne bilde med dybde: 2716-2718m
    Kjerne bilde med dybde: 2718-2723m
    2701-2706m
    2706-2711m
    2711-2716m
    2716-2718m
    2718-2723m
    Kjerne bilde med dybde: 2723-2724m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2723-2724m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1240.0
    [m]
    DC
    RRI
    1280.0
    [m]
    DC
    RRI
    1320.0
    [m]
    DC
    RRI
    1360.0
    [m]
    DC
    RRI
    1400.0
    [m]
    DC
    RRI
    1450.0
    [m]
    DC
    RRI
    1480.0
    [m]
    DC
    RRI
    1520.0
    [m]
    DC
    RRI
    1560.0
    [m]
    DC
    RRI
    1600.0
    [m]
    DC
    RRI
    1640.0
    [m]
    DC
    RRI
    1680.0
    [m]
    DC
    RRI
    1720.0
    [m]
    DC
    RRI
    1760.0
    [m]
    DC
    RRI
    1800.0
    [m]
    DC
    RRI
    1840.0
    [m]
    DC
    RRI
    1920.0
    [m]
    DC
    RRI
    1960.0
    [m]
    DC
    RRI
    2000.0
    [m]
    DC
    RRI
    2040.0
    [m]
    DC
    RRI
    2080.0
    [m]
    DC
    RRI
    2120.0
    [m]
    DC
    RRI
    2130.0
    [m]
    DC
    RRI
    2150.0
    [m]
    DC
    RRI
    2170.0
    [m]
    DC
    RRI
    2190.0
    [m]
    DC
    RRI
    2210.0
    [m]
    DC
    RRI
    2230.0
    [m]
    DC
    RRI
    2250.0
    [m]
    DC
    RRI
    2270.0
    [m]
    DC
    RRI
    2290.0
    [m]
    DC
    RRI
    2310.0
    [m]
    DC
    RRI
    2330.0
    [m]
    DC
    RRI
    2350.0
    [m]
    DC
    RRI
    2370.0
    [m]
    DC
    RRI
    2390.0
    [m]
    DC
    RRI
    2410.0
    [m]
    DC
    RRI
    2430.0
    [m]
    DC
    RRI
    2450.0
    [m]
    DC
    RRI
    2470.0
    [m]
    DC
    RRI
    2490.0
    [m]
    DC
    RRI
    2510.0
    [m]
    DC
    RRI
    2530.0
    [m]
    DC
    RRI
    2550.0
    [m]
    DC
    RRI
    2570.0
    [m]
    DC
    RRI
    2590.0
    [m]
    DC
    RRI
    2609.0
    [m]
    DC
    RRI
    2630.0
    [m]
    DC
    RRI
    2651.0
    [m]
    DC
    RRI
    2669.0
    [m]
    DC
    RRI
    2702.0
    [m]
    C
    RRI
    2703.0
    [m]
    C
    RRI
    2704.0
    [m]
    DC
    RRI
    2705.0
    [m]
    C
    RRI
    2706.0
    [m]
    C
    RRI
    2707.0
    [m]
    C
    RRI
    2708.0
    [m]
    DC
    RRI
    2708.0
    [m]
    C
    RRI
    2709.0
    [m]
    C
    RRI
    2710.0
    [m]
    C
    RRI
    2710.0
    [m]
    C
    RRI
    2711.0
    [m]
    C
    RRI
    2712.0
    [m]
    C
    RRI
    2713.0
    [m]
    C
    RRI
    2714.0
    [m]
    C
    RRI
    2715.0
    [m]
    C
    RRI
    2716.0
    [m]
    C
    RRI
    2718.0
    [m]
    C
    RRI
    2719.0
    [m]
    C
    RRI
    2720.0
    [m]
    C
    RRI
    2721.0
    [m]
    C
    RRI
    2722.0
    [m]
    C
    RRI
    2723.0
    [m]
    C
    RRI
    2724.0
    [m]
    C
    RRI
    2726.0
    [m]
    DC
    RRI
    2729.0
    [m]
    DC
    RRI
    2732.0
    [m]
    DC
    RRI
    2735.0
    [m]
    DC
    RRI
    2738.0
    [m]
    DC
    RRI
    2741.0
    [m]
    DC
    RRI
    2744.0
    [m]
    DC
    RRI
    2750.0
    [m]
    DC
    RRI
    2753.0
    [m]
    DC
    RRI
    2756.0
    [m]
    DC
    RRI
    2759.0
    [m]
    DC
    RRI
    2762.0
    [m]
    DC
    RRI
    2765.0
    [m]
    DC
    RRI
    2768.0
    [m]
    DC
    RRI
    2771.0
    [m]
    DC
    RRI
    2774.0
    [m]
    DC
    RRI
    2777.0
    [m]
    DC
    RRI
    2780.0
    [m]
    DC
    RRI
    2783.0
    [m]
    DC
    RRI
    2786.0
    [m]
    DC
    RRI
    2789.0
    [m]
    DC
    RRI
    2792.0
    [m]
    DC
    RRI
    2795.0
    [m]
    DC
    RRI
    2798.0
    [m]
    DC
    RRI
    2801.0
    [m]
    DC
    RRI
    2804.0
    [m]
    DC
    RRI
    2807.0
    [m]
    DC
    RRI
    2810.0
    [m]
    DC
    RRI
    2813.0
    [m]
    DC
    RRI
    2816.0
    [m]
    DC
    RRI
    2822.0
    [m]
    DC
    RRI
    2825.0
    [m]
    DC
    RRI
    2831.0
    [m]
    DC
    RRI
    2840.0
    [m]
    DC
    RRI
    2843.0
    [m]
    DC
    RRI
    2846.0
    [m]
    DC
    RRI
    2849.0
    [m]
    DC
    RRI
    2852.0
    [m]
    DC
    RRI
    2855.0
    [m]
    DC
    RRI
    2858.0
    [m]
    DC
    RRI
    2861.0
    [m]
    DC
    RRI
    2864.0
    [m]
    DC
    RRI
    2867.0
    [m]
    DC
    RRI
    2870.0
    [m]
    DC
    RRI
    2873.0
    [m]
    DC
    RRI
    2876.0
    [m]
    DC
    RRI
    2879.0
    [m]
    DC
    RRI
    2885.0
    [m]
    DC
    RRI
    2888.0
    [m]
    DC
    RRI
    2891.0
    [m]
    DC
    RRI
    2894.0
    [m]
    DC
    RRI
    2897.0
    [m]
    DC
    RRI
    2900.0
    [m]
    DC
    RRI

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.27

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.81
    pdf
    1.96
    pdf
    0.21

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    35.13

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    DSI NGT
    2547
    2926
    FMI GPIT
    2547
    2931
    HALS PEX CMR
    2547
    2928
    MDT GR
    2706
    2916
    MSCT
    2600
    2920
    MWD - DIR
    274
    322
    MWD - MPR DIR GR
    322
    2927
    VSP
    1180
    2929

  • 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
    321.0
    36
    322.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    13 3/8
    1202.0
    17 1/2
    1211.0
    1.69
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2547.0
    12 1/4
    2558.0
    1.80
    LOT
    LINER
    7
    2927.0
    8 1/2
    2927.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    1211
    1.20
    35.0
    WATER BASED
    1475
    1.45
    33.0
    WATER BASED
    2057
    1.56
    32.0
    WATER BASED
    2115
    1.56
    32.0
    WATER BASED
    2272
    1.57
    31.0
    WATER BASED
    2558
    1.57
    28.0
    WATER BASED
    2701
    1.56
    28.0
    WATER BASED
    2718
    1.56
    27.0
    WATER BASED
    2726
    1.56
    26.0
    WATER BASED
    2909
    1.03
    WATER BASED
    2927
    1.56
    39.0
    WATER BASED

  • Trykkplott
    Trykkplott
    Porertrykksdataene kommer fra logging i brønnen hvis ingen annen kilde er oppgitt. I noen brønner der trykk ikke er logget, er det brukt informasjon fra formasjonstester eller brønnspark. Trykkdataene er rapportert inn til Oljedirektoratet og videre prosessert og kvalitetssikret av IHS Markit.
    Trykkplott
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.22