Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
04.11.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6507/11-1

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.
    6507/11-1
    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
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORWEGIAN 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.
    6507/11-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    713 - 464 x-over 713 - 263
    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.
    301-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    89
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    13.09.1981
    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.
    10.12.1981
    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.
    10.12.1983
    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.
    13.12.2005
    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.
    GAS/CONDENSATE
    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.
    ILE 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.
    TILJE FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    33.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    298.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3139.0
    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).
    3138.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.8
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    111
    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.
    GREY BEDS (INFORMAL)
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    65° 4' 43.95'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 29' 23.31'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7218274.44
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    428996.14
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    68

  • Brønnhistorie
    General
    Wildcat well 6507/11-1 is located in the Haltenbanken area and was the third well to be drilled off shore Mid Norway. The purpose of drilling the well was to test the whole stratigraphic sequence between seabed and 500 metres below the Near-Base Jurassic reflector or into the Triassic, whichever came first.
    The specific targets, represented by vertical closures, were Middle Jurassic sandstone, below the Base Cretaceous Unconformity, and Early Jurassic sandstone below the Middle Jurassic Unconformity. A possible flatspot was identified at this level. In addition, any horizon below these reflectors will, according to Saga's interpretation, be closed, and represent a possible reservoir.
    The well is Type Well for the Tilje Formation.
    Operations and results
    Well 6507/11-1 was spudded with the semi-submersible installation West Venture on 13 September 1981 and drilled to TD at 3139 m in the Late Triassic Grey Beds. Two gas kicks occurred in the 12 1/4" section at 2125 m and 2128 m with up to 600 000 ppm gas readings observed at surface. The blow out was killed by circulating increasing mud weight in steps from 11.0 ppg to 13.2 ppg. The well was drilled with spud mud down to 460 m, with gypsum mud from 460 m to 815 m, with gypsum/polymer mud from 815 m to 1615 m, and with a lignosulphonate/causticized-lignite mud through the 12 1/4" section from 1615 m to 2300 m. In this section a number of mud additives were used in the kill well operations. The section from 2300 m to TD was drilled with a lignosulphonate mud.
    The well proved the existence of a lithological sequence ranging in age from Late Triassic (Early Rhaetian) to Quaternary. The Cenozoic succession was 1794 m thick. The dominant lithology of the Nordland and Hordaland Group was clay stone, but the former was less consolidated and contained more poorly sorted sand and rock fragments. An argillaceous sandstone of Oligocene/Miocene age was encountered at 1634 m. A possible fault zone penetrated the Rogaland Group in the interval 2097 m to 2120 m, just above the Base Tertiary Unconformity. High gas readings were recorded in this fault zone. At 2351 m a 5 m interval of the Melke Formation was encountered. At 2356 m a 54 m thick Ile Formation sandstone section was penetrated followed by the Ror Formation at 2410 m and a second sandstone section, the Tilje Formation at 2498 m. The zone from 2508 m to 2523 reach core porosities well above 30% and permeabilities in the several Darcies range is typical. Both the Ile and the Tilje Formations were gas/condensate-bearing with a gas/water contact at 2526 m. RFT pressure gradients indicated a common pressure system for the two reservoir sandstone sections. A 374 m thick coal unit (the Åre Formation) consisting of interbedded sand-, silt- and clay stone and coal/carbonaceous clay stone was found overlying the Triassic Grey Beds, which extend down to TD.
    Five conventional cores were cut in the interval 2502.1 m to 2544.0 m in the Tilje Formation. A number of reservoir fluid samples were taken by means of the RFT tool. Only the samples from the depths 2401.5 m and 2526.0 m were found nearly representative. They contained gas and condensate at a GCR of ca 17000 Sm3/Sm3 and 15000 Sm3/Sm3 respectively. The sample at 2532 m, which was taken just below the estimated GWC, consisted of water with only traces of gas as expected.
    The well was permanently abandoned on 10 December 1981 as a gas/condensate discovery.
    Testing
    Perforation of the lower part of the Middle Jurassic Sandstone, 2396 - 2402 m, yielded 764.000 m3 gas and 138 m3 of condensate per day through a 51/64 inch choke. The testing equipment limited the production rate.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    470.00
    3139.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2502.7
    2508.8
    [m ]
    2
    2509.8
    2511.4
    [m ]
    3
    2514.3
    2517.0
    [m ]
    4
    2520.0
    2524.0
    [m ]
    5
    2527.7
    2543.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    29.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2502-2507m
    Kjerne bilde med dybde: 2507-2508m
    Kjerne bilde med dybde: 2509-2511m
    Kjerne bilde med dybde: 2514-2517m
    Kjerne bilde med dybde: 2520-2524m
    2502-2507m
    2507-2508m
    2509-2511m
    2514-2517m
    2520-2524m
    Kjerne bilde med dybde: 2527-2532m
    Kjerne bilde med dybde: 2532-2537m
    Kjerne bilde med dybde: 2537-2542m
    Kjerne bilde med dybde: 2542-2543m
    Kjerne bilde med dybde:  
    2527-2532m
    2532-2537m
    2537-2542m
    2542-2543m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1820.0
    [m]
    DC
    OD
    1830.0
    [m]
    DC
    OD
    2008.4
    [m]
    C
    2012.7
    [m]
    C
    2026.5
    [m]
    C
    2048.3
    [m]
    C
    2056.0
    [m]
    C
    2071.4
    [m]
    C
    2094.0
    [m]
    C
    2100.0
    [m]
    C
    2100.0
    [m]
    DC
    OD
    2100.5
    [m]
    C
    2110.0
    [m]
    DC
    2119.0
    [m]
    DC
    2119.0
    [m]
    DC
    OD
    2124.0
    [m]
    DC
    2128.0
    [m]
    DC
    2132.0
    [m]
    DC
    2137.0
    [m]
    DC
    2140.0
    [m]
    DC
    2140.0
    [m]
    DC
    OD
    2146.0
    [m]
    DC
    2158.0
    [m]
    DC
    2158.0
    [m]
    DC
    OD
    2162.3
    [m]
    C
    2170.0
    [m]
    DC
    2182.0
    [m]
    DC
    2182.0
    [m]
    DC
    OD
    2186.0
    [m]
    DC
    2194.0
    [m]
    DC
    2200.0
    [m]
    DC
    2200.0
    [m]
    DC
    OD
    2205.0
    [m]
    DC
    2206.0
    [m]
    DC
    2212.0
    [m]
    DC
    2218.0
    [m]
    DC
    2218.0
    [m]
    DC
    OD
    2224.0
    [m]
    DC
    2236.0
    [m]
    DC
    2239.0
    [m]
    DC
    2242.0
    [m]
    DC
    OD
    2245.0
    [m]
    DC
    2245.0
    [m]
    DC
    2250.0
    [m]
    DC
    2254.0
    [m]
    DC
    2260.0
    [m]
    DC
    2260.0
    [m]
    DC
    OD
    2263.0
    [m]
    DC
    2281.0
    [m]
    DC
    2281.0
    [m]
    DC
    OD
    2287.0
    [m]
    DC
    2293.0
    [m]
    DC
    2299.0
    [m]
    DC
    2302.0
    [m]
    DC
    OD
    2308.0
    [m]
    DC
    2317.0
    [m]
    DC
    2320.0
    [m]
    DC
    2320.0
    [m]
    DC
    OD
    2326.0
    [m]
    DC
    2335.0
    [m]
    DC
    2341.0
    [m]
    DC
    2341.0
    [m]
    DC
    OD
    2344.0
    [m]
    DC
    2347.5
    [m]
    C
    2351.3
    [m]
    C
    2353.0
    [m]
    DC
    2356.0
    [m]
    DC
    2362.0
    [m]
    DC
    2362.0
    [m]
    DC
    OD
    2371.0
    [m]
    DC
    2374.0
    [m]
    DC
    2380.0
    [m]
    DC
    2380.0
    [m]
    DC
    OD
    2383.0
    [m]
    DC
    2389.0
    [m]
    DC
    2398.0
    [m]
    DC
    2398.0
    [m]
    DC
    2400.0
    [m]
    DC
    2401.0
    [m]
    DC
    OD
    2407.0
    [m]
    DC
    2416.0
    [m]
    DC
    2419.0
    [m]
    DC
    2423.0
    [m]
    DC
    2425.0
    [m]
    DC
    2434.0
    [m]
    DC
    2440.0
    [m]
    DC
    2440.4
    [m]
    C
    2461.0
    [m]
    DC
    2466.0
    [m]
    DC
    2479.0
    [m]
    DC
    2484.5
    [m]
    C

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.47

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.73
    pdf
    4.12

  • 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
    0.10
    pdf
    0.24

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    8.27
    pdf
    2.13

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2396
    2402
    16.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    14.000
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    765000

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    BHC GR CAL
    807
    1613
    CBL VDL CCL GR
    1570
    1983
    CORIBAND
    2350
    2720
    CST
    1623
    2295
    CST
    2305
    3120
    CYBERLOOK
    2350
    2720
    DIL BHC GR SP
    330
    812
    DLL MSFL GR
    2284
    2726
    FDC CNL GR
    456
    813
    GR
    330
    457
    HDT
    1598
    2299
    HDT
    2284
    3137
    ISF BHC GR
    2284
    2728
    ISF BHC MSFL GR SP
    1598
    2298
    ISF MSFL BHC GR
    2280
    3137
    ISF MSFL BHC SP
    807
    1613
    LDL CNL GR
    1598
    2299
    LDL CNL GR
    2384
    2527
    LDL CNL GR
    2680
    3138
    NGT
    2284
    3138
    RDC GR
    807
    1614
    RFT
    0
    0
    RFT
    0
    0
    RFT
    2325
    2606
    VELOCITY
    340
    3134

  • 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
    456.0
    36
    457.0
    1.19
    LOT
    SURF.COND.
    20
    807.0
    26
    815.0
    1.10
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1600.0
    17 1/2
    1615.0
    1.81
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2286.0
    12 1/4
    2300.0
    1.87
    LOT
    LINER
    7
    2625.0
    8 1/2
    3139.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    730
    1.13
    52.0
    seawater
    800
    1.10
    42.0
    seawater
    2220
    1.58
    52.0
    seawater
    2470
    1.46
    10.0
    seawater

  • 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
    0.29