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

7120/1-4 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.
    7120/1-4 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.
    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
    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.
    7120/1-4
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    LN09M03 FullStack inline 5010 & crossline 3633
    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.
    Lundin Norway AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1513-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    73
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    23.05.2014
    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.
    03.08.2014
    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.
    03.08.2016
    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.
    03.08.2016
    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.
    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.
    PERMIAN
    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.
    NO FORMAL NAME
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    30.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    331.5
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2520.0
    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).
    2520.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    5.3
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    97
    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 PERMIAN
    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.
    RØYE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    71° 56' 19.5'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    20° 10' 8.91'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7982516.01
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    471248.44
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    34
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    7429

  • Brønnhistorie
    General
    Well 7120/1-4 S was drilled on the 7120/1-3 Gotha structure, situated on the southern end of the Loppa High in the Barents Sea. The discovery well 7120/1-3 found oil and gas in Late Permian karst carbonates of the Røye Formation. The primary objective of 7120/1-4 S was to test the reservoir properties and hydrocarbon potential of the Gohta Karst prospect. The secondary objective was to test the reservoir properties and hydrocarbon potential of a potential sandstone sequences in the Kobbe, Klappmyss and Havert formations.
    Operations and results
    Appraisal well 7120/1-4 S was spudded with the semi-submersible installation Island Innovator on 23 May 2014 and drilled to TD at 2520 m (2520 m TVD) in the Late Permian Røye Formation. No significant problem was encountered in the operations. The well was originally planned as an "S" shaped well. This was due to geological hazards connected to a deep-seated fault. Since TD was set 450 m shallow to plan, no deviation was necessary and the well became vertical despite the "S" denotation in the well name. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 665 m and with Aquadril mud from 665 m to TD.
    The well encountered blocky sandstones in the upper (764.5-802.5 m) Snadd Formation and thin sandstone beds in the lower Snadd target (interval 1200 to 1300 m), but the reservoirs proved water filled. The Kobbe and Klappmyss formations had no reservoir development. A 12.5 m thick mainly gas bearing conglomeratic sandstone unit (interval 2301-2313.5 m), was found at the Permo-Triassic boundary. This unit had pressure gradient almost identical to that of 7120/1-3, indicating a pressure communication between 7120/1-3 and 7120/1-4 S. Stratigraphic age is uncertain but it is likely of Late Permian to Early Triassic in age. Carbonates consisting of partly dolomitic limestones with thin claystone laminae were found from the base of the cored conglomerates/breccia at 2315.77 m to TD at 2520 m. The Gohta Karst reservoir was poorly developed to absent in this well. The carbonates were hydrocarbon bearing, but due to poor reservoir quality, it was not possible to establish an oil-water contact.
    Isolated hydrocarbon / oil shows were described at 750 m, 770 m, 850 m and 870 m. No further shows were observed before entering the conglomeratic breccia at 2301 m. Continuous shows were described from this depth to 2323 m, where it became more patchy. The deepest show described was at 2464 m.
    A total of 112.25 m core was recovered in the interval 2306 to 2419.16 m (99.2% total recovery). MDT fluid samples were acquired from one station at 2308.57 m. The samples contained condensate. Single flash of the condensate gave a GOR in the range 5800 to 6800 Sm3/Sm3, liquid condensate density in the range 0.724 to 732 g/cm3, and gas gravity in the range 0.667 to 0.670 (air = 1).
    The well was permanently abandoned on 3 August 2014 as an oil and gas appraisal well.
    Testing
    Two DST's were conducted.
    DST 1A tested the carbonate oil zone in the interval 2335 to 2385 m. The test produced 30 Sm3 condensate and 160000 Sm3 gas through a 20/64" choke. It was found that the test produced gas from the gas zone above due to lack of cement behind the liner and that the tested carbonate interval contributed nothing to the flow.
    DST 1A+B tested the interval 2335 to 2385 m + the conglomeratic breccia gas zone in the interval 2295 to 2312 m. This test produced 140 Sm3 condensate and 700000 Sm3 gas /day through a 52/64" choke. The GOR was 4500 Sm3/Sm3, the liquid condensate density was 0.730 g/cm3 and the gas gravity was 0.699 (air = 1). H2S and CO2 was less than 1 ppm and 1.1 %, respectively.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    680.00
    2520.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2306.0
    2332.6
    [m ]
    2
    2333.0
    2361.3
    [m ]
    3
    2361.3
    2364.2
    [m ]
    4
    2364.5
    2391.3
    [m ]
    5
    2391.5
    2419.2
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    112.3
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    680.0
    [m]
    DC
    ROBERTSO
    700.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    720.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    730.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    740.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    750.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    760.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    780.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    800.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    820.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    840.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    860.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    880.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    900.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    920.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    940.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    960.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    980.0
    [m]
    DC
    1000.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1020.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1040.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1060.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1080.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1100.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1120.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1140.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1160.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1180.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1200.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1220.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1240.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1260.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1280.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1300.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1320.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1340.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1360.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1380.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1400.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1430.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1440.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1460.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1480.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1500.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1520.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1540.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1560.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1580.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1600.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1620.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1640.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1660.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1680.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1700.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1710.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1725.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1740.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1755.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1770.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1785.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1800.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1815.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1845.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1860.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1880.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1910.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1925.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1940.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1955.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1970.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1985.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    1995.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2000.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2015.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2030.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2045.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2060.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2075.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2085.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2100.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2115.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2131.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2149.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2167.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2185.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2203.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2221.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2239.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2257.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2275.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2281.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2287.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2290.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2293.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2296.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2299.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2302.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2306.0
    [m]
    DC
    ROBERT
    2306.0
    [m]
    C
    APT
    2307.3
    [m]
    C
    APT
    2309.5
    [m]
    C
    ROBERT
    2310.9
    [m]
    C
    APT
    2312.1
    [m]
    C
    APT
    2313.8
    [m]
    C
    ROBERT
    2315.5
    [m]
    C
    APT
    2315.5
    [m]
    C
    ROBERT
    2317.7
    [m]
    C
    ROBERT
    2323.8
    [m]
    C
    ROBERT
    2323.8
    [m]
    C
    ROBERT
    2327.4
    [m]
    C
    ROBERT
    2328.9
    [m]
    C
    ROBERT
    2343.9
    [m]
    C
    ROBERT
    2352.3
    [m]
    C
    ROBERT
    2358.5
    [m]
    C
    ROBERT
    2368.7
    [m]
    C
    ROBERT
    2373.8
    [m]
    C
    ROBERT
    2386.8
    [m]
    C
    ROBERT
    2393.0
    [m]
    C
    ROBERT
    2396.7
    [m]
    C
    ROBERT
    2409.0
    [m]
    C
    ROBERT
    2418.4
    [m]
    C
    ROBERT

  • Litostratigrafi

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2295
    2385
    20.6
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    90
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    140
    700000
    0.730
    0.699
    4500

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    DSL CN ZDL ORIT XMAC RTEX MLL
    2109
    2516
    DSL FLEX MREX
    2200
    2514
    DSL PCOR
    2159
    2507
    DSL STAR HD ORIT UXPL
    2109
    2508
    DSL VSP
    1659
    2499
    GR MDT ADT
    2302
    2452
    LWD - GR RES SON PWD DIR
    361
    1223
    LWD - LWD-GR ABRES PWD DEN CAL N
    1155
    2520
    LWD - NBGR PWD RES DIR DEN CAL N
    2050
    2305

  • 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
    441.6
    36
    445.0
    0.00
    SURF.COND.
    20
    657.8
    26
    665.0
    1.28
    LOT
    PILOT HOLE
    675.0
    9 7/8
    675.0
    0.00
    INTERM.
    13 3/8
    1217.0
    17 1/2
    1226.0
    1.59
    FIT
    INTERM.
    9 5/8
    2111.0
    12 1/4
    2119.0
    1.51
    LOT
    LINER
    7
    2520.0
    8 1/2
    2520.0
    0.00

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    361
    1.03
    1.0
    Water Based
    445
    1.04
    1.0
    Water Based
    480
    1.03
    1.0
    Water Based
    665
    1.20
    14.0
    Water Based
    840
    1.16
    10.0
    Water Based
    889
    1.20
    18.0
    Water Based
    1157
    1.21
    15.0
    Water Based
    1980
    1.16
    12.0
    Water Based
    2119
    1.20
    17.0
    Water Based
    2306
    1.16
    20.0
    Water Based
    2520
    1.16
    17.0
    Water Based