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

34/8-7

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.
    34/8-7
    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.
    SUSPENDED
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORTH 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.
    34/8-7
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH 9001- REKKE 809 & KOLONNE 1200
    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.
    725-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    118
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    21.03.1992
    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.
    16.07.1992
    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.
    16.07.1994
    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.
    24.09.2003
    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
    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.
    COOK FM
    3. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 3. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.
    EARLY JURASSIC
    3. nivå med hydrokarboner, formasjon
    Navn på litostratigrafisk enhet, 3. 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).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    335.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    5460.0
    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).
    5441.4
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    12.8
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    181
    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° 19' 9.07'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 33' 32.15'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6798582.22
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    476383.07
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1941

  • Brønnhistorie
    General
    Well 34/8-7 is located on the western flank of the Tampen Spur and is situated approximately 7.4 kilometres due east of well 34/8-4S, in the Visund prospect. This was the third exploration well to be drilled in the licence area. The primary objective of well 34/8-7 was to test the Jurassic Brent Group and Statfjord Formation in the hanging wall of the Visund Fault. The secondary objectives were to establish a good seismic to well correlation and to fulfil licence obligations.
    Operations and results
    Exploration well 34/8-7 was spudded with the semi-submersible rig "Polar Pioneer" on 21 March 1992 and drilled to TD at 5460 m in the Triassic Hegre Group. The well was drilled with spud mud down to 1444 m and with KCl/PHPA/Polymer mud from 1444 m to 3288 m. From 3288 m the mud system was gradually changed to a HTHP (high temperature stable polymers) mud. Still, towards TD of the well it was evident that some of the chemical/polymers was decomposing and forming carbonates.
    Conglomeratic density flow deposits (Intra Draupne Formation sandstone) were found in the upper part of the Draupne Formation. From a gross thickness of 134.5m, 5.75m of net sand were identified of which 5.25m were regarded as net pay. An average porosity value 9.4% and average Sw of 50.1% were computed for the pay section. A core cut in the Intra Draupne sandstone gave 5.2 % core porosity on average.
    The primary objective Brent Group was encountered at 4632.5 m. The entire Brent Group was interpreted as being gas bearing. From a gross thickness of 134.5m, 36.5m of net sand were recognised with 36.5m of net pay. An average porosity of 9.8% and average Sw of 30.4% were determined. A core cut in the Brent Group, gave an average porosity of 9.9 %. The sandy member of Cook Formation was found to be gas bearing, but poor reservoir properties reduced the net pay to only 2.0 m with an average porosity of 8.3 % and average Sw of 36.1 %.
    No net pay was identified in the Amundsen sand.
    The Statfjord Formation came in at 5118 m. It was 88.5 m thick of which 22.5 m was net sand and 18.75 m was identified as net gas bearing pay. Cores cut in the Statfjord Formation gave an average core porosity of 7.1 % porosity.
    A total of five cores were cut in isolated intervals throughout the well. Core number 1 was cut in the Intra Draupne Sandstone, core number 2 was cut in the Tarbert and Ness Formations, cores number 3 and 4 were cut in the Statfjord Formation, while core number 5 was cut in the Hegre Group. Attempts to take RFT pre-test in the Draupne equivalent conglomerate proved to be unsuccessful due to the tight nature of the Formation. Because of hole washouts and high down hole temperature and pressure anomalies, no RFT pressure measurements could be obtained in the Brent Group and Statfjord Formations.
    After running the liner as part of preparing for drill stem testing, "Polar Pioneer" had to be released for other purposes. The well was therefore suspended on 16 July 1992 with the provision that testing of the reservoir zones would be performed at a later date. The well was re-entered (34/8-7 R) with the semi-submersible installation "Polar Pioneer" on 19 November 1992 for testing. It was permanently abandoned as a gas discovery on 10 February 1993.
    Testing
    Well 34/8-7 R was tested in two intervals. In Test 1 in the Statfjord Formation (5117.8 m ? 5210.0 m) no production was achieved. Test 2 in the Brent Group (4671.7 m ? 4731.0 m) produced gas.
    <

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1450.00
    5460.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    4471.0
    4491.4
    [m ]
    2
    4654.0
    4656.8
    [m ]
    3
    5118.0
    5118.3
    [m ]
    4
    5127.0
    5132.3
    [m ]
    5
    5422.0
    5429.9
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    36.6
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 4471-4476m
    Kjerne bilde med dybde: 4476-4481m
    Kjerne bilde med dybde: 4481-4486m
    Kjerne bilde med dybde: 4486-4491m
    Kjerne bilde med dybde: 4491-4491m
    4471-4476m
    4476-4481m
    4481-4486m
    4486-4491m
    4491-4491m
    Kjerne bilde med dybde: 4648-4653m
    Kjerne bilde med dybde: 4653-4656m
    Kjerne bilde med dybde: 5118-5129m
    Kjerne bilde med dybde: 5129-5132m
    Kjerne bilde med dybde: 5422-5427m
    4648-4653m
    4653-4656m
    5118-5129m
    5129-5132m
    5422-5427m
    Kjerne bilde med dybde: 5427-5429m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    5427-5429m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2694.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3470.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3484.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3492.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3506.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3538.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3549.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3565.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3580.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3597.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3608.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3625.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3646.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3660.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3670.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3685.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3709.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3740.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3754.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3763.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3777.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3794.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3800.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3841.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3855.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3986.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4013.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4043.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4155.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4207.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4227.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4261.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4278.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4322.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4337.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4352.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4379.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4396.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4402.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4457.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4471.5
    [m]
    C
    HYDRO
    4474.3
    [m]
    C
    HYDRO
    4476.0
    [m]
    C
    OD
    4476.5
    [m]
    C
    HYDRO
    4478.0
    [m]
    C
    HYDRO
    4478.0
    [m]
    C
    OD
    4479.0
    [m]
    C
    HYDRO
    4481.5
    [m]
    C
    HYDRO
    4482.5
    [m]
    C
    HYDRO
    4485.1
    [m]
    C
    HYDRO
    4486.0
    [m]
    C
    OD
    4487.6
    [m]
    C
    HYDRO
    4490.0
    [m]
    C
    HYDRO
    4490.0
    [m]
    C
    OD
    4522.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4574.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    4645.8
    [m]
    C
    HYDRO
    4649.8
    [m]
    C
    HYDRO
    4652.0
    [m]
    C
    OD
    4652.1
    [m]
    C
    HYDRO
    4654.0
    [m]
    C
    OD
    4656.0
    [m]
    C
    OD
    4656.8
    [m]
    C
    OD
    4850.0
    [m]
    DC
    OD
    4900.0
    [m]
    DC
    OD
    4950.0
    [m]
    DC
    OD
    5000.0
    [m]
    DC
    OD
    5050.0
    [m]
    DC
    OD
    5100.0
    [m]
    DC
    OD
    5118.2
    [m]
    C
    HYDRO
    5127.7
    [m]
    C
    HYDRO
    5132.2
    [m]
    C
    OD
    5132.2
    [m]
    C
    HYDRO
    5150.0
    [m]
    DC
    OD
    5200.0
    [m]
    DC
    OD
    5231.0
    [m]
    DC
    OD

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.71

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.93
    pdf
    0.36

  • 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
    0.69
    pdf
    0.30

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    17.95

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CST GR
    3470
    3855
    CST GR
    3986
    4866
    DIL LSS GR SP AMS
    4813
    5236
    DIL LSS LDL CNL NGT SP AMS
    3210
    3855
    DIL LSS LDL CNL NGT SP AMS
    3949
    4900
    DIL LSS SP GR AMS
    1436
    3285
    DLL GR AMS
    4300
    4898
    DLL MSFL CAL GR AMS
    5168
    5467
    DLL MSFL GR AMS
    4810
    5224
    FMS-4 CAL GR AMS
    5250
    5463
    FMS-4 GR
    4783
    5232
    FMS-4 GR AMS
    3949
    4900
    LDL CNL CAL GR AMS
    5166
    5438
    LDL CNL NGT AMS
    4823
    5225
    MSFL GR AMS
    4300
    4893
    MSFL GR AMS
    4300
    4893
    MWD - GR RES DIR
    368
    4769
    RFT GR AMS
    4398
    4828
    RFT GR AMS
    4466
    4840
    RFT GR AMS
    4699
    5141
    VSP
    3300
    5220

  • 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
    444.5
    36
    446.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    18 5/8
    1436.0
    26
    1438.0
    1.65
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    3264.0
    17 1/2
    3270.0
    1.89
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3945.0
    12 1/4
    3947.0
    2.00
    LOT
    LINER
    7
    5460.0
    8 1/2
    5460.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    445
    1.20
    11.0
    WATER BASED
    506
    1.08
    27.0
    WATER BASED
    1065
    1.08
    25.0
    WATER BASED
    1441
    1.08
    26.0
    WATER BASED
    1750
    1.39
    23.0
    WATER BASED
    2151
    1.39
    27.0
    WATER BASED
    2349
    1.39
    26.0
    WATER BASED
    2483
    1.39
    25.0
    WATER BASED
    2553
    1.39
    26.0
    WATER BASED
    2556
    1.39
    25.0
    WATER BASED
    2664
    1.39
    26.0
    WATER BASED
    2766
    1.39
    27.0
    WATER BASED
    2792
    1.39
    27.0
    WATER BASED
    2800
    1.39
    27.0
    WATER BASED
    2888
    1.39
    27.0
    WATER BASED
    2955
    1.39
    27.0
    WATER BASED
    3009
    1.40
    26.0
    WATER BASED
    3060
    1.39
    27.0
    WATER BASED
    3133
    1.39
    27.0
    WATER BASED
    3153
    1.39
    27.0
    WATER BASED
    3261
    1.39
    25.0
    WATER BASED
    3288
    1.39
    28.0
    WATER BASED
    3332
    1.39
    25.0
    WATER BASED
    3376
    1.39
    25.0
    WATER BASED
    3453
    1.39
    17.0
    WATER BASED
    3533
    1.39
    19.0
    WATER BASED
    3562
    1.39
    22.0
    WATER BASED
    3636
    1.39
    19.0
    WATER BASED
    3712
    1.39
    18.0
    WATER BASED
    3724
    1.39
    18.0
    WATER BASED
    3763
    1.39
    18.0
    WATER BASED
    3839
    1.39
    21.0
    WATER BASED
    3923
    1.39
    20.0
    WATER BASED
    3961
    1.39
    16.0
    WATER BASED
    3961
    1.39
    21.0
    WATER BASED
    4006
    1.39
    18.0
    WATER BASED
    4180
    1.39
    21.0
    WATER BASED
    4337
    1.50
    25.0
    WATER BASED
    4446
    1.50
    22.0
    WATER BASED
    4471
    1.62
    25.0
    WATER BASED
    4474
    1.62
    26.0
    WATER BASED
    4492
    1.62
    26.0
    WATER BASED
    4518
    1.65
    24.0
    WATER BASED
    4568
    1.70
    22.0
    WATER BASED
    4580
    1.76
    28.0
    WATER BASED
    4589
    1.76
    25.0
    WATER BASED
    4605
    1.82
    22.0
    WATER BASED
    4648
    1.82
    23.0
    WATER BASED
    4657
    1.82
    23.0
    WATER BASED
    4725
    1.82
    18.0
    WATER BASED
    4766
    1.82
    25.0
    WATER BASED
    4900
    1.82
    15.0
    WATER BASED
    4947
    1.82
    16.0
    WATER BASED
    4961
    1.82
    17.0
    WATER BASED
    5005
    1.82
    19.0
    WATER BASED
    5041
    1.82
    24.0
    WATER BASED
    5092
    1.82
    26.0
    WATER BASED
    5112
    1.82
    20.0
    WATER BASED
    5127
    1.82
    22.0
    WATER BASED
    5133
    1.82
    28.0
    WATER BASED
    5169
    1.82
    27.0
    WATER BASED
    5227
    1.82
    25.0
    WATER BASED
    5231
    1.82
    28.0
    WATER BASED
    5250
    1.82
    28.0
    WATER BASED
    5302
    1.82
    30.0
    WATER BASED
    5319
    1.82
    28.0
    WATER BASED
    5370
    1.82
    26.0
    WATER BASED
    5403
    1.82
    27.0
    WATER BASED
    5422
    1.82
    26.0
    WATER BASED
    5431
    1.82
    22.0
    WATER BASED
    5460
    1.82
    20.0
    WATER BASED

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    4471.13
    [m ]
    4479.50
    [m ]
    4483.73
    [m ]
    4486.46
    [m ]
    4489.06
    [m ]
    4489.36
    [m ]
    4648.40
    [m ]
    4653.27
    [m ]
    4655.90
    [m ]
    5130.96
    [m ]
    5422.54
    [m ]
    5423.86
    [m ]
    5427.53
    [m ]
    5129.60
    [m ]
    5118.20
    [m ]
    4825.30
    [m ]
    4817.20
    [m ]