Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

31/6-5

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.
    31/6-5
    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.
    31/6-5
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH 8202 - 120 SP. 246
    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.
    Den norske stats oljeselskap a.s
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    409-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    67
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    16.03.1984
    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.
    21.05.1984
    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.
    21.05.1986
    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.
    06.06.2006
    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/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.
    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.
    SOGNEFJORD FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    304.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2082.0
    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).
    2028.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    1.5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    61
    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.
    DRAKE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 37' 6.8'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 48' 20.98'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6720730.31
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    544106.97
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    105

  • Brønnhistorie
    General
    Well 31/6-5 was drilled in the southern part of the Troll East gas province, 30 m from well 31/6-4, which was junked for technical reasons. The main purpose was to appraise and test possible oil and gas accumulations in sandstones of Late to Middle Jurassic age, and to give further information about lateral facies changes within the reservoir sandstones.
    Operations and results
    Appraisal well 31/6-5 was spudded with the semi-submersible installation Deepsea Bergen on 5 March 1984 and drilled to TD at 2082 m in the Early Jurassic Drake Formation. In the 26" hole lost circulation occurred at 653 m, two cement plugs were set. Several wiper trips were taken due to tight hole. After setting of the 20" casing, the BOP had to be repaired due to leaking during pressure testing. A drilling break occurred at 1476 m in the 12 1/4" hole. The well was drilled with the spud mud from the previous hole (31/6-4) treated with CMC-EHV down to 389 m, with seawater/gel mud from 389 m to 663 m, with KCl/polymer mud from 663 m to 1720 m, and with seawater/gel/CMC mud from 1720 m to TD.
    Sandstone of Late to Middle Jurassic age (Sognefjord Formation) was encountered at 1518 m with a 52 m gas column and a 4 m oil column. The gas/oil contact was at 1570 m and the oil/water contact at 1574 m. Oil shows were recorded on sidewall cores on top Fensfjord Formation sandstone from 1722 m to 1726 m and on a sandstone SWC from 2010 m in the Ness Formation. Ten cores were cut from 1470 m to 1721 m in the Late to Middle Jurassic sequence (Heather Formation to Fensfjord Formation). One FMT fluid sample was taken in the oil zone 1571.5 m. Geochemical analyses showed the oil to be biodegraded.
    The well was permanently abandoned on 16 March 1984 as a gas and oil appraisal.
    Testing
    The Sognefjord Formation was tested through gravel pack from the interval 1558 m to 1568 m. The first test gave a non-representative flow due to obstructions in the hole. The second test, termed Test 1A, was ok and produced gas at a maximum rate of 1266000 Sm3/day on a 1.5" choke. Geochemical analyses showed the gas to be 92.4% methane and biodegraded.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    410.00
    2081.50

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1470.0
    1497.3
    [m ]
    2
    1497.0
    1518.0
    [m ]
    3
    1523.0
    1550.5
    [m ]
    4
    1550.5
    1557.4
    [m ]
    5
    1557.5
    1584.0
    [m ]
    6
    1584.0
    1611.0
    [m ]
    7
    1611.0
    1637.8
    [m ]
    8
    1638.0
    1665.8
    [m ]
    9
    1665.5
    1693.5
    [m ]
    10
    1693.0
    1720.7
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    246.2
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1470-1475m
    Kjerne bilde med dybde: 1475-1480m
    Kjerne bilde med dybde: 1480-1485m
    Kjerne bilde med dybde: 1485-1490m
    Kjerne bilde med dybde: 1490-1495m
    1470-1475m
    1475-1480m
    1480-1485m
    1485-1490m
    1490-1495m
    Kjerne bilde med dybde: 1495-1497m
    Kjerne bilde med dybde: 1497-1502m
    Kjerne bilde med dybde: 1502-1507m
    Kjerne bilde med dybde: 1507-1512m
    Kjerne bilde med dybde: 1512-1517m
    1495-1497m
    1497-1502m
    1502-1507m
    1507-1512m
    1512-1517m
    Kjerne bilde med dybde: 1517-1518m
    Kjerne bilde med dybde: 1523-1528m
    Kjerne bilde med dybde: 1528-1533m
    Kjerne bilde med dybde: 1533-1538m
    Kjerne bilde med dybde: 1538-1543m
    1517-1518m
    1523-1528m
    1528-1533m
    1533-1538m
    1538-1543m
    Kjerne bilde med dybde: 1543-1548m
    Kjerne bilde med dybde: 1548-1550m
    Kjerne bilde med dybde: 1550-1555m
    Kjerne bilde med dybde: 1555-1557m
    Kjerne bilde med dybde: 1557-1562m
    1543-1548m
    1548-1550m
    1550-1555m
    1555-1557m
    1557-1562m
    Kjerne bilde med dybde: 1562-1567m
    Kjerne bilde med dybde: 1567-1572m
    Kjerne bilde med dybde: 1572-1577m
    Kjerne bilde med dybde: 1577-1582m
    Kjerne bilde med dybde: 1582-1584m
    1562-1567m
    1567-1572m
    1572-1577m
    1577-1582m
    1582-1584m
    Kjerne bilde med dybde: 1584-1589m
    Kjerne bilde med dybde: 1589-1594m
    Kjerne bilde med dybde: 1594-1599m
    Kjerne bilde med dybde: 1599-1604m
    Kjerne bilde med dybde: 1604-1609m
    1584-1589m
    1589-1594m
    1594-1599m
    1599-1604m
    1604-1609m
    Kjerne bilde med dybde: 1609-1611m
    Kjerne bilde med dybde: 1611-1616m
    Kjerne bilde med dybde: 1616-1621m
    Kjerne bilde med dybde: 1621-1626m
    Kjerne bilde med dybde: 1626-1631m
    1609-1611m
    1611-1616m
    1616-1621m
    1621-1626m
    1626-1631m
    Kjerne bilde med dybde: 1631-1636m
    Kjerne bilde med dybde: 1636-1637m
    Kjerne bilde med dybde: 1638-1643m
    Kjerne bilde med dybde: 1643-1648m
    Kjerne bilde med dybde: 1648-1653m
    1631-1636m
    1636-1637m
    1638-1643m
    1643-1648m
    1648-1653m
    Kjerne bilde med dybde: 1653-1658m
    Kjerne bilde med dybde: 1658-1663m
    Kjerne bilde med dybde: 1663-1665m
    Kjerne bilde med dybde: 1665-1670m
    Kjerne bilde med dybde: 1670-1675m
    1653-1658m
    1658-1663m
    1663-1665m
    1665-1670m
    1670-1675m
    Kjerne bilde med dybde: 1675-1680m
    Kjerne bilde med dybde: 1680-1685m
    Kjerne bilde med dybde: 1685-1690m
    Kjerne bilde med dybde: 1690-1693m
    Kjerne bilde med dybde: 1693-1698m
    1675-1680m
    1680-1685m
    1685-1690m
    1690-1693m
    1693-1698m
    Kjerne bilde med dybde: 1698-1703m
    Kjerne bilde med dybde: 1703-1708m
    Kjerne bilde med dybde: 1708-1713m
    Kjerne bilde med dybde: 1713-1718m
    Kjerne bilde med dybde: 1718-1720m
    1698-1703m
    1703-1708m
    1708-1713m
    1713-1718m
    1718-1720m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    690.0
    [m]
    SWC
    STATO
    752.0
    [m]
    SWC
    STATO
    790.0
    [m]
    SWC
    STATO
    850.0
    [m]
    SWC
    STATO
    890.0
    [m]
    SWC
    STATO
    930.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1010.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1050.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1110.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1130.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1310.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1380.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1395.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1400.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1410.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1415.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1425.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1430.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1440.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1442.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1446.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1452.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1456.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1460.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1468.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1473.7
    [m]
    SWC
    STATO
    1518.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1520.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1786.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1821.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1880.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1993.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1998.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2036.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2046.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2080.0
    [m]
    SWC
    STATO

  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    DST
    TEST1A
    1568.00
    1558.00
    15.05.1984 - 11:30
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.33

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.46
    pdf
    0.26
    pdf
    4.75

  • 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
    0.18
    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
    28.81
    pdf
    1.31
    pdf
    6.37
    pdf
    0.81
    pdf
    0.30
    pdf
    17.51
    pdf
    3.73
    pdf
    0.60
    pdf
    1.43
    pdf
    5.61
    pdf
    0.25
    pdf
    9.77
    pdf
    10.32
    pdf
    2.28
    pdf
    1.19
    pdf
    0.88
    pdf
    15.53
    pdf
    16.88
    pdf
    6.44

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    1558
    1568
    38.1
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    1266000

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    4-ARM DIP STRATADIP
    1424
    2081
    ACBL
    323
    1424
    CALIPER
    1493
    1534
    CDL CNL GR CAL
    1424
    2079
    CDL GR CAL
    649
    1445
    COLLARLOG
    1400
    1600
    DIFL BHC AC GR SP CAL
    389
    2082
    DLL MLL GR
    1424
    2079
    DLWD
    401
    504
    FMT
    1490
    1602
    PHOTONLOG
    1488
    1580
    SPECTRALOG
    1424
    2076
    VDL
    1150
    1705
    VELOCITY
    1000
    2080

  • 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
    389.2
    36
    390.5
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    649.0
    26
    656.0
    1.54
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1424.0
    17 1/2
    1445.0
    1.76
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1706.9
    12 1/4
    1721.0
    1.62
    LOT
    OPEN HOLE
    2082.0
    8 1/2
    2082.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    430
    1.05
    40.0
    WATER BASED
    550
    1.07
    39.0
    WATER BASED
    660
    1.10
    54.0
    WATER BASED
    760
    1.22
    47.0
    WATER BASED
    1065
    1.23
    48.0
    WATER BASED
    1155
    1.22
    47.0
    WATER BASED
    1260
    1.26
    49.0
    WATER BASED
    1580
    1.22
    52.0
    WATER BASED
    1725
    1.10
    59.0
    WATER BASED

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    1492.55
    [m ]
    1525.35
    [m ]
    1536.50
    [m ]
    1556.50
    [m ]
    1562.35
    [m ]
    1573.15
    [m ]
    1587.10
    [m ]
    1591.40
    [m ]
    1601.75
    [m ]
    1610.50
    [m ]
    1627.50
    [m ]
    1637.90
    [m ]
    1646.73
    [m ]
    1660.00
    [m ]
    1664.00
    [m ]
    16.00
    [m ]
    1677.50
    [m ]
    1686.70
    [m ]
    1698.00
    [m ]
    1491.00
    [m ]
    1493.00
    [m ]
    1514.00
    [m ]
    1517.00
    [m ]
    1591.00
    [m ]
    1525.00
    [m ]
    1573.00
    [m ]
    1537.00
    [m ]
    1541.00
    [m ]
    1547.00
    [m ]
    1557.00
    [m ]
    1562.00
    [m ]
    1580.00
    [m ]
    1587.00
    [m ]
    1602.00
    [m ]
    1611.00
    [m ]
    1622.00
    [m ]
    1628.00
    [m ]
    1638.00
    [m ]
    1647.00
    [m ]
    1653.00
    [m ]
    1711.00
    [m ]

  • 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
    0.20