Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.11.2024 - 09:09
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

34/10-2

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.
    34/10-2
    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
    Flergrensbønn
    Indikator som forteller om brønnbanen er en flergrensbrønn, dvs. har mer enn en gren. Eksempel på lovlige verdier: YES, NO. Se også Sokkeldirektoratets retninglinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    NO
    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.
    34/10-2
    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.
    202-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    91
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    09.09.1978
    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.
    08.12.1978
    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.
    08.12.1980
    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.
    05.12.2012
    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
    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.
    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.
    BRENT GP
    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.
    STATFJORD GP
    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.
    133.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3729.0
    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).
    3728.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.4
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    141
    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.
    LUNDE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 6' 7.92'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 13' 39.96'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6774577.40
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    458365.95
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    425

  • Brønnhistorie
    General
    Well 34/10-2 was drilled on the "Alpha closure" in the northern North Sea, ca 8 km south of the 34/10-1 Gullfaks discovery drilled three months earlier on the "Delta structure". The primary objective of 34/10-2 well was to test sandstones of the Middle Jurassic series. The secondary objectives were sandstones of the Paleocene and Early Jurassic series.
    Operations and results
    Wildcat well 34/10-2 was spudded with the semi-submersible installation Ross Rig on 9 September 1978 and drilled to TD at 3729 m in the Late Triassic Lunde Formation. No significant problem was encountered during drilling, but close to15 days were spent as WOW due to severe weather conditions, and final logging at TD suffered from the weather. The well was drilled with spud mud down to 517 m, with gel/lignosulphonate mud from 517 m to 1723 m, and with gel/lignosulphonate/"ADF Chrome Lignite" mud from 1723 m to TD.
    Well 34/10-2 proved the presence of gas in sandstones of Middle Jurassic Brent Group and oil in sandstones of the Early Jurassic Statfjord Formation. The Brent Group was hydrocarbon bearing all through from top at 2944 m down to top Dunlin Group (Drake Formation) at 3124 m. A total of 109 m was net pay sandstone with average porosity 20.8% and average water saturation 13.8%. The gas/oil/water contact was not seen. The Statfjord Formation was oil bearing from 3325 m down to ca 3390 m based on the well logs. It contained 31.75 m of net pay oil bearing sandstone with average porosity 15.9% and average water saturation 21.6%.
    Shows started at 1640 m. These were described typically as gold yellow fluorescence and fast streaming milky cut on claystones with trace sandstone. These shows continued down to 1845 m. From there and down to top Brent reservoir level only occasional fluorescence in limestone was recorded. Below the OWC in the Statfjord Formation shows on sandstones were recorded down t a depth of 3500 m.
    A total of eight cores were cut; two in the Middle Jurassic Ness and Rannoch formations and six in the Early Jurassic Statfjord Formation. An attempt to run the RFT was made but failed, so no pressure points or fluid samples were taken on wire line.
    The well was suspended on 8 December 1978 as an oil and gas discovery well.
    Testing
    Testing was postponed to a later re-entry.
    Re-entry
    The well was re-entered with the semi-submersible installation Ross Rig on 8 July 1979. The purpose was formation testing and to take fluid samples
    No significant problems occurred in the operations
    No new formation was drilled.
    The RFT was run on wire line and pressure points and fluid samples were taken. Fluid samples were taken at 2964.5 m, 3024 m, 3105 m, and at 3592 m. Based on the pressure data and DST the OWC in the Statfjord Formation was estimated to be at 3385 m.
    The well was permanently abandoned on 10 August 1979.
    Testing
    Five drill stem tests were performed in the well.
    DST 1 tested the interval 3385 - 3395 m in the Statfjord Formation. It produced pure water at rates declining from 700 m3 to 570 m3 /day through a 48/64" choke. The bottom hole maximum temperature in the main flow was 130.6 deg C.
    DST 2 tested the interval 3355 - 3365 m in the Statfjord Formation. The main flow was shut in too early due to a leak and was partly a failure. The production rate on a 48/64" choke was estimated tentatively to be ca 127 Sm3 oil and 19000 Sm3 gas/day with a GOR of 150 Sm3/Sm3. The oil gravity was 32.2 deg API and the gas gravity was 0.678 (air = 1). The bottom hole maximum temperature before shut-in was 128.9 deg C.
    DST 3 tested the interval 3335 - 3345 m in the Statfjord Formation. The first attempt was unsuccessful as the sand screen got plugged. The second attempt, DST 3 A, was run without sand screen. DST 3A produced on average 127 Sm3 oil and 19800 Sm3 gas /day through a 48/64" choke in the final flow. Ca 2% water cut was measured at goos neck. The GOR was ca 155 Sm3/Sm3, the oil gravity was 32 deg API and the gas gravity was 0.696 (air = 1). The bottom hole maximum temperature in the main flow was 125 deg C.
    DST 4 tested the interval 3110 - 3115 in the Rannoch Formation. During the final flow the well was produced at a metered gas rate of about 96300 Sm3 /day on a 20/64" choke. Tank measurement indicated a condensate rate of about 12 Sm3/day and a water rate of about 6 m3/day. The gas/condensate ratio was ca 8000 Sm3/Sm3, the oil gravity was 48 deg API, and the gas gravity was 0.652 (air = 1). The bottom hole maximum temperature was 110 deg C.
    DST 5 tested the interval 3017 - 3022 m in the Ness Formation. The well produced in the final flow through 2 x 20/64" choke in parallel 733400 Sm3 gas/day with a condensate rate in the range 175 - 240 Sm3 /day and a corresponding gas/condensate ratio of 3100 - 4200 Sm3/Sm3. The oil gravity was 43 deg API and the gas gravity was 0.645 (air = 1). The bottom hole maximum temperature was 115 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    710.00
    3730.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3031.0
    3041.2
    [m ]
    2
    3103.0
    3113.6
    [m ]
    3
    3338.0
    3345.2
    [m ]
    4
    3345.2
    3361.4
    [m ]
    5
    3363.5
    3366.3
    [m ]
    6
    3366.6
    3371.9
    [m ]
    7
    3371.9
    3382.4
    [m ]
    8
    3382.4
    3390.1
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    70.5
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3031-3033m
    Kjerne bilde med dybde: 3033-3036m
    Kjerne bilde med dybde: 3036-3039m
    Kjerne bilde med dybde: 3039-3041m
    Kjerne bilde med dybde: 3103-3105m
    3031-3033m
    3033-3036m
    3036-3039m
    3039-3041m
    3103-3105m
    Kjerne bilde med dybde: 3105-3108m
    Kjerne bilde med dybde: 3108-3111m
    Kjerne bilde med dybde: 3111-3113m
    Kjerne bilde med dybde: 3338-3340m
    Kjerne bilde med dybde: 3334-3340m
    3105-3108m
    3108-3111m
    3111-3113m
    3338-3340m
    3334-3340m
    Kjerne bilde med dybde: 3343-3345m
    Kjerne bilde med dybde: 3345-3347m
    Kjerne bilde med dybde: 3347-3350m
    Kjerne bilde med dybde: 3350-3353m
    Kjerne bilde med dybde: 3353-3356m
    3343-3345m
    3345-3347m
    3347-3350m
    3350-3353m
    3353-3356m
    Kjerne bilde med dybde: 3356-3358m
    Kjerne bilde med dybde: 3358-3361m
    Kjerne bilde med dybde: 3363-3366m
    Kjerne bilde med dybde: 3366-3366m
    Kjerne bilde med dybde: 3366-3369m
    3356-3358m
    3358-3361m
    3363-3366m
    3366-3366m
    3366-3369m
    Kjerne bilde med dybde: 3369-3371m
    Kjerne bilde med dybde: 3371-3374m
    Kjerne bilde med dybde: 3374-3377m
    Kjerne bilde med dybde: 3377-3379m
    Kjerne bilde med dybde: 3379-3382m
    3369-3371m
    3371-3374m
    3374-3377m
    3377-3379m
    3379-3382m
    Kjerne bilde med dybde: 3382-3385m
    Kjerne bilde med dybde: 3385-3387m
    Kjerne bilde med dybde: 3387-3390m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3382-3385m
    3385-3387m
    3387-3390m

  • 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
    TEST2
    3353.00
    3365.00
    22.07.1979 - 00:00
    YES
    DST
    TEST3
    3335.00
    3345.00
    26.07.1979 - 08:00
    YES
    DST
    TEST3A
    3335.00
    0.00
    28.07.1979 - 00:00
    YES
    DST
    TEST4
    3110.00
    3115.00
    02.08.1979 - 13:00
    YES
    DST
    DST5
    3018.00
    3028.00
    05.08.1979 - 07:02
    YES

  • 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
    208.0
    36
    208.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    508.0
    26
    516.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1802.0
    17 1/2
    1810.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2799.0
    12 1/4
    2810.0
    0.00
    LOT
    LINER
    7
    3725.0
    8 1/2
    3730.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3385
    3395
    19.0
    2.0
    3355
    3365
    19.0
    3.0
    3335
    3345
    19.0
    4.0
    3110
    3115
    7.9
    5.0
    3017
    3022
    9.5
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    4.000
    2.0
    129
    3.0
    1.000
    125
    4.0
    3.500
    110
    5.0
    4.300
    115
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    2.0
    127
    19000
    0.865
    0.678
    150
    3.0
    127
    19800
    0.865
    0.696
    155
    4.0
    12
    96300
    0.810
    0.652
    8000
    5.0
    238
    733400
    0.810
    0.645
    3800

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL
    400
    1798
    CBL
    1991
    2698
    DLL MSFL GR
    2900
    3728
    FDC CNL GR CAL
    508
    3729
    HDT
    2699
    3727
    HDT
    2699
    3330
    ISF SON GR SP
    208
    3727
    NGS
    2923
    3532
    VELOCITY
    850
    3720

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    2.41
    pdf
    5.47
    pdf
    5.33
    pdf
    0.25
    pdf
    1.03

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.10
    pdf
    0.55
    pdf
    0.46
    pdf
    15.95
    pdf
    15.95
    pdf
    206.39
    pdf
    0.29
    pdf
    2.85
    pdf
    0.51
    pdf
    0.99
    pdf
    2.09
    pdf
    2.43
    pdf
    38.25
    pdf
    0.18
    pdf
    4.75
    pdf
    1.03
    pdf
    0.94
    pdf
    1.10
    pdf
    6.59
    pdf
    3.12
    pdf
    0.10
    pdf
    7.36
    pdf
    0.13
    pdf
    0.33

  • 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
    0.22
    pdf
    0.07

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    210
    1.06
    41.0
    spud mud
    517
    1.13
    23.0
    35.0
    spud mud
    867
    1.22
    43.0
    14.0
    waterbased
    1810
    1.27
    48.0
    21.0
    waterbased
    2128
    1.50
    55.0
    16.0
    waterbased
    2623
    1.52
    53.0
    17.0
    waterbased
    2870
    1.62
    51.0
    11.0
    waterbased
    3283
    1.70
    52.0
    8.0
    waterbased
    3730
    1.70
    66.0
    9.0
    waterbased

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2891.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2903.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2909.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2921.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2930.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2945.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2954.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    3031.0
    [m]
    C
    LAP
    3032.9
    [m]
    C
    LAP
    3033.8
    [m]
    C
    LAP
    3035.9
    [m]
    C
    LAP
    3037.2
    [m]
    C
    LAP
    3037.5
    [m]
    C
    LAP
    3039.6
    [m]
    C
    LAP
    3041.1
    [m]
    C
    LAP
    3340.2
    [m]
    C
    OD
    3342.3
    [m]
    C
    OD
    3352.9
    [m]
    C
    OD
    3366.2
    [m]
    C
    OD
    3375.5
    [m]
    C
    OD
    3376.7
    [m]
    C
    OD
    3382.4
    [m]
    C
    OD
    3384.5
    [m]
    C
    OD
    3385.5
    [m]
    C
    OD
    3386.9
    [m]
    C
    OD
    3387.6
    [m]
    C
    OD
    3388.0
    [m]
    C
    OD