Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
21.11.2024 - 01:28
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

30/9-11 A

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.
    30/9-11 A
    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
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORTH SEA
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    30/9-11
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH 8502-187 CDP-LINJE 1508 - COL 745
    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.
    658-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    40
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    20.11.1990
    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.
    29.12.1990
    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.
    29.12.1992
    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.
    06.01.2014
    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.
    SHOWS
    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
    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.
    108.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3002.0
    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).
    2734.0
    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.
    STATFJORD GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 19' 27.89'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 55' 44'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6687700.50
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    496072.29
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1705

  • Brønnhistorie
    General
    Well 30/9-11 A was drilled as a sidetrack to well 30/9-11 on the J-structure on the Oseberg Sør field in the North Sea.
    The vertical 30/9-11 well drilled a dry Brent group in J-East segment. The sidetrack targeted the J-Central segment and should penetrate top of the Brent Group in a down flank position in order to confirm deep oil filling of the J-Central segment, where oil previously had been discovered by well 30/9-9. The primary target was the Brent Group. Secondary target was the Cook Formation.
    Operations and results
    Well 30/9-11 A was kicked off from 920 m in 30/9-11 on 20 November 1990. The well was drilled with the semi-submersible installation Vildkat to TD at 3002 m (2735 m TVD) in Early Jurassic sediments of the Statfjord Group. Apart from some tight hole problems and close to seven days wait on weather operations proceeded without significant problems. The well was drilled with KCl/polymer mud from kick-off to TD.
    Top Viking Group, Heather Formation was encountered at 2513 m and top Brent Group, Ness Formation was encountered at 2553 m. The Ness Formation was water bearing, however moderate oil shows with strong petroleum odour was described on cores from top off the Ness Formation down to 2570 m. These shows were confirmed by relatively high organic geochemical extract yields with oil-mature biomarkers. Poor shows were described also in Shetland Group limestone from 2455 to 2457 m and in Heather Formation claystone from 2517 to 2520 m. Otherwise there were no indications of hydrocarbons in the well.
    Three cores were cut in from 2545 to 2582 m in the Heather, Tarbert, and Ness Formation. A fourth core was cut from 2652 to 2660 m in the lower Ness Formation. Good recovery was obtained in all cores. RFT water samples were taken at 2551.6 m and 2558 m.
    The well was permanently abandoned on 29 December 1990 as a dry well with shows.
    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]
    930.00
    3002.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2545.0
    2552.2
    [m ]
    2
    2553.0
    2575.0
    [m ]
    3
    2576.0
    2578.0
    [m ]
    4
    2652.0
    2660.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    39.1
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2545-2550m
    Kjerne bilde med dybde: 2550-2555m
    Kjerne bilde med dybde: 2555-2560m
    Kjerne bilde med dybde: 2560-2565m
    Kjerne bilde med dybde: 2565-2570m
    2545-2550m
    2550-2555m
    2555-2560m
    2560-2565m
    2565-2570m
    Kjerne bilde med dybde: 2570-2574m
    Kjerne bilde med dybde: 2576-2581m
    Kjerne bilde med dybde: 2581-2581m
    Kjerne bilde med dybde: 2652-2657m
    Kjerne bilde med dybde: 2657-2659m
    2570-2574m
    2576-2581m
    2581-2581m
    2652-2657m
    2657-2659m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    940.0
    [m]
    DC
    STRAT
    960.0
    [m]
    DC
    STRAT
    970.0
    [m]
    DC
    STRAT
    990.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1000.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1020.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1030.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1050.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1060.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1080.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1090.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1110.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1120.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1140.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1150.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1170.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1180.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1200.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1210.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1230.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1240.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1260.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1270.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1290.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1300.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1320.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1330.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1350.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1360.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1380.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1390.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1410.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1420.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1440.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1450.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1470.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1480.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1500.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1520.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1530.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1550.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1560.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1580.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1590.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1610.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1620.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1640.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1650.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1670.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1690.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1700.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1720.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1730.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1750.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1760.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1780.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1790.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1810.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1820.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1840.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1850.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1870.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1880.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1900.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1910.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1930.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1960.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1970.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1990.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2000.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2020.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2030.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2050.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2060.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2080.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2090.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2110.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2120.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2140.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2150.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2170.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2180.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2200.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2210.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2230.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2240.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2260.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2270.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2290.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2300.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2310.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2325.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2345.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2370.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2400.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2409.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2417.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2425.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2431.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2447.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2460.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2475.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2485.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2495.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2505.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2515.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2521.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2527.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2536.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2540.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2542.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2545.3
    [m]
    C
    HYDRO
    2545.9
    [m]
    C
    HYDRO
    2546.5
    [m]
    C
    HYDRO
    2546.7
    [m]
    C
    HYDRO
    2548.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2548.3
    [m]
    C
    HYDRO
    2552.1
    [m]
    C
    HYDRO
    2553.5
    [m]
    C
    HYDRO
    2556.7
    [m]
    C
    HYDRO
    2559.9
    [m]
    C
    HYDRO
    2570.1
    [m]
    C
    HYDRO
    2570.8
    [m]
    C
    HYDRO
    2572.8
    [m]
    C
    HYDRO
    2581.4
    [m]
    C
    HYDRO
    2588.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2591.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2597.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2608.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2622.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2633.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2644.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2650.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2652.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2655.7
    [m]
    C
    HYDRO
    2657.7
    [m]
    C
    HYDRO
    2659.9
    [m]
    C
    HYDRO
    2670.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2677.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2680.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2686.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2696.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2702.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2715.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2727.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2747.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2758.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2770.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2783.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2794.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2805.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2815.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2823.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2832.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2840.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2850.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2860.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2870.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2880.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2890.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2900.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2910.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2920.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2930.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2940.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2950.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2960.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2970.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2980.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2990.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3002.0
    [m]
    DC
    HYDRO

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.37
    pdf
    8.02

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.21
    pdf
    0.19

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.97
    pdf
    33.35

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CST GR
    2431
    2823
    DIL LSS GR SP AMS
    906
    2873
    DLL GR SP CAL AMS
    2525
    2700
    DLL MSFL GR SP CAL AMS
    2393
    2996
    FMS4 GR
    2396
    2828
    LDL CNL LSS CAL AMS
    905
    2872
    MWD - GR RES DIR
    884
    2993
    RFT AMS
    2551
    2660
    RFT AMS
    2551
    0
    RFT AMS
    2558
    0
    VSP
    1380
    2810

  • 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
    243.0
    36
    245.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    906.0
    17 1/2
    922.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2394.0
    12 1/4
    2425.0
    1.63
    LOT
    OPEN HOLE
    3002.0
    8 1/2
    3002.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    170
    1.27
    WATER BASED
    27.12.1990
    850
    1.42
    13.0
    7.0
    WATER BASED
    20.11.1990
    1037
    1.42
    20.0
    9.0
    WATER BASED
    21.11.1990
    1341
    1.43
    21.0
    11.0
    WATER BASED
    22.11.1990
    1705
    1.46
    22.0
    10.0
    WATER BASED
    23.11.1990
    2070
    1.46
    19.0
    9.0
    WATER BASED
    27.11.1990
    2205
    1.48
    19.0
    9.0
    WATER BASED
    27.11.1990
    2239
    1.48
    23.0
    10.0
    WATER BASED
    27.11.1990
    2321
    1.48
    24.0
    8.0
    WATER BASED
    27.11.1990
    2379
    1.48
    23.0
    10.0
    WATER BASED
    28.11.1990
    2419
    1.47
    20.0
    8.0
    WATER BASED
    30.11.1990
    2419
    1.47
    18.0
    9.0
    WATER BASED
    04.12.1990
    2419
    1.48
    24.0
    11.0
    WATER BASED
    29.11.1990
    2422
    1.47
    19.0
    11.0
    WATER BASED
    04.12.1990
    2422
    1.44
    18.0
    9.0
    WATER BASED
    04.12.1990
    2425
    1.47
    21.0
    9.0
    WATER BASED
    04.12.1990
    2480
    1.27
    17.0
    6.0
    WATER BASED
    05.12.1990
    2553
    1.27
    18.0
    9.0
    WATER BASED
    10.12.1990
    2582
    1.27
    17.0
    7.0
    WATER BASED
    10.12.1990
    2652
    1.27
    17.0
    7.0
    WATER BASED
    10.12.1990
    2665
    1.27
    14.0
    8.0
    WATER BASED
    10.12.1990
    2671
    1.27
    14.0
    WATER BASED
    10.12.1990
    2973
    1.27
    14.0
    6.0
    WATER BASED
    12.12.1990
    3002
    1.27
    14.0
    6.0
    WATER BASED
    13.12.1990
    3002
    1.33
    15.0
    10.0
    WATER BASED
    14.12.1990
    3002
    1.33
    15.0
    10.0
    WATER BASED
    18.12.1990
    3002
    1.33
    15.0
    11.0
    WATER BASED
    18.12.1990
    3002
    1.27
    12.0
    9.0
    WATER BASED
    18.12.1990
    3002
    1.27
    11.0
    9.0
    WATER BASED
    18.12.1990
    3002
    1.27
    10.0
    9.0
    WATER BASED
    19.12.1990
    3002
    1.27
    11.0
    10.0
    WATER BASED
    27.12.1990
    3002
    1.27
    12.0
    9.0
    WATER BASED
    27.12.1990
    3002
    1.27
    14.0
    6.0
    WATER BASED
    13.12.1990
    3002
    1.27
    11.0
    10.0
    WATER BASED
    21.12.1990

  • 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