Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
25.11.2024 - 01:30
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

15/9-9

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.
    15/9-9
    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
    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.
    15/9-9
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    line no 510 - 157 SP: 160
    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.
    285-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    72
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    04.05.1981
    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.
    14.07.1981
    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.
    14.07.1983
    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.
    24.09.2015
    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.
    PALEOCENE
    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.
    HEIMDAL 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.
    PALEOCENE
    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.
    TY FM
    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.
    83.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3044.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.3
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    79
    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 PERMIAN
    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.
    ROTLIEGEND GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    58° 20' 47.81'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 53' 24.98'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6467984.08
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    435038.52
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    328

  • Brønnhistorie
    General
    Well 15/9-9, was drilled on the Sleipner Terrace in the North Sea. The primary objective was to test possible hydrocarbons in Jurassic sandstones on the 15/9-Gamma structure and to get more information about the sand distribution in the area.
    Operations and results
    Wildcat well 15/9-9 was spudded with the semi-submersible installation Nordraug on 4 May 1981 and drilled to TD at 3044 m in the Early-Middle Permian Rotliegendes Group. No significant problems were experienced in operation, logging or testing of the well. The well was drilled with seawater and pre-hydrated gel down to 501 m, with gel/lignosulphonate from 501 to 1155 m, with gypsum/polymer mud from 1155 m to 2540 m, and with gel/lignosulphonate from 2540 m to TD.
    The primary objective, the Jurassic, was thinner than expected and consisted of Late Jurassic Viking Group shales only. The well, however, proved gas and condensate in the Heimdal Formation. The Heimdal Formation was reached at 2322 m. It consisted of sand of fairly good reservoir properties interbedded with some thin shale beds. The whole sand interval was hydrocarbon bearing and no water contact was located. In addition, the well proved residual hydrocarbons over the interval 2648 to 2738 m on cores from the Triassic Skagerrak Formation.
    Seven cores were cut. The interval 2648 to 2756 m was cored in six cores with 98 - 100% recovery. A seventh core was cut from 3032 to 3043.5 m with 96% recovery at TD. RFT segregated samples were taken at 2323 m (condensate and mud filtrate) and 2648 m (water and mud filtrate, no gas or condensate). Repeated attempts to sample in the interval 2401 to 2414 all failed due to plugging of probe by unconsolidated sand.
    The well was permanently abandoned on 14 July as a gas/condensate discovery.
    Testing
    Three drill stem tests were performed.
    DST 1 tested the interval 2414 to 2421 m. This test gave no flow to surface and it was aborted due to malfunctioning downhole valves. The maximum downhole temperature measured by the gauges was 85.6 °C
    DST 2 tested the interval 2386 to 2392 m. This test produced 286 Sm3 condensate and 586200 Sm3 gas /day through a 1.0" choke (max flow).  No H2S and only traces of CO2 was measured. The GOR was 2050 Sm3/Sm3, the condensate gravity was 57.7 °API and the gas gravity was 0.734. The bottom hole temperature measured by the Flopetrol gauge was 87.8 °C.
    DST 3 tested the interval 2323 to 2333 m. This test produced 272 Sm3 condensate and 587000 Sm3 gas /day through a 1.0" choke (max flow).  No H2S and only traces of CO2 was measured. The GOR was 2160 Sm3/Sm3, the condensate gravity was 60.7 °API and the gas gravity was 0.740. The maximum down hole temperature measured by the gauges was 93.9 °C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    160.00
    3040.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2648.0
    2665.7
    [m ]
    2
    2666.0
    2684.0
    [m ]
    3
    2684.0
    2701.9
    [m ]
    4
    2702.0
    2719.9
    [m ]
    5
    2720.0
    2738.4
    [m ]
    6
    2738.4
    2755.6
    [m ]
    7
    3032.0
    3043.1
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    118.1
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2648-2651m
    Kjerne bilde med dybde: 2651-2654m
    Kjerne bilde med dybde: 2654-2657m
    Kjerne bilde med dybde: 2657-2660m
    Kjerne bilde med dybde: 2660-2663m
    2648-2651m
    2651-2654m
    2654-2657m
    2657-2660m
    2660-2663m
    Kjerne bilde med dybde: 2663-2665m
    Kjerne bilde med dybde: 2665-2669m
    Kjerne bilde med dybde: 2669-2672m
    Kjerne bilde med dybde: 2672-2675m
    Kjerne bilde med dybde: 2675-2678m
    2663-2665m
    2665-2669m
    2669-2672m
    2672-2675m
    2675-2678m
    Kjerne bilde med dybde: 2678-2681m
    Kjerne bilde med dybde: 2681-2684m
    Kjerne bilde med dybde: 2684-2687m
    Kjerne bilde med dybde: 2687-2690m
    Kjerne bilde med dybde: 2690-2693m
    2678-2681m
    2681-2684m
    2684-2687m
    2687-2690m
    2690-2693m
    Kjerne bilde med dybde: 2693-2696m
    Kjerne bilde med dybde: 2696-2699m
    Kjerne bilde med dybde: 2699-2701m
    Kjerne bilde med dybde: 2702-2705m
    Kjerne bilde med dybde: 2705-2708m
    2693-2696m
    2696-2699m
    2699-2701m
    2702-2705m
    2705-2708m
    Kjerne bilde med dybde: 2708-2711m
    Kjerne bilde med dybde: 2711-2714m
    Kjerne bilde med dybde: 2714-2717m
    Kjerne bilde med dybde: 2717-2719m
    Kjerne bilde med dybde: 2720-2723m
    2708-2711m
    2711-2714m
    2714-2717m
    2717-2719m
    2720-2723m
    Kjerne bilde med dybde: 2723-2726m
    Kjerne bilde med dybde: 2726-2729m
    Kjerne bilde med dybde: 2729-2732m
    Kjerne bilde med dybde: 2732-2735m
    Kjerne bilde med dybde: 2735-2738m
    2723-2726m
    2726-2729m
    2729-2732m
    2732-2735m
    2735-2738m
    Kjerne bilde med dybde: 2738-2738m
    Kjerne bilde med dybde: 2738-2741m
    Kjerne bilde med dybde: 2741-2744m
    Kjerne bilde med dybde: 2744-2747m
    Kjerne bilde med dybde: 2747-2750m
    2738-2738m
    2738-2741m
    2741-2744m
    2744-2747m
    2747-2750m
    Kjerne bilde med dybde: 2750-2753m
    Kjerne bilde med dybde: 2753-2755m
    Kjerne bilde med dybde: 3032-3035m
    Kjerne bilde med dybde: 3035-3038m
    Kjerne bilde med dybde: 3038-3041m
    2750-2753m
    2753-2755m
    3032-3035m
    3035-3038m
    3038-3041m
    Kjerne bilde med dybde: 3041-3043m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3041-3043m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2105.0
    [m]
    DC
    2130.0
    [m]
    DC
    2160.0
    [m]
    DC
    2191.0
    [m]
    DC
    2221.0
    [m]
    DC
    2251.0
    [m]
    DC
    2281.0
    [m]
    DC
    2311.0
    [m]
    DC
    2341.0
    [m]
    DC
    2371.0
    [m]
    DC
    2401.0
    [m]
    DC
    2431.0
    [m]
    DC
    2452.0
    [m]
    DC
    2482.0
    [m]
    DC
    2512.0
    [m]
    DC
    2542.0
    [m]
    DC
    2551.0
    [m]
    DC
    2572.0
    [m]
    DC
    2602.0
    [m]
    DC
    2605.0
    [m]
    DC
    2605.0
    [m]
    DC
    2611.0
    [m]
    DC
    2623.0
    [m]
    DC
    2623.0
    [m]
    DC
    2626.0
    [m]
    DC
    2626.0
    [m]
    DC
    2629.0
    [m]
    DC
    2632.0
    [m]
    DC
    2635.0
    [m]
    DC
    2648.2
    [m]
    C
    STATOIL
    2650.5
    [m]
    C
    STATOIL
    2650.7
    [m]
    C
    STATOIL
    2650.9
    [m]
    C
    2655.1
    [m]
    C
    STATOIL
    2659.7
    [m]
    C
    STATOI
    2667.0
    [m]
    C
    2667.4
    [m]
    C
    STATOIL
    2668.4
    [m]
    C
    STATOI
    2668.7
    [m]
    C
    STATOI
    2686.0
    [m]
    C
    STATOI
    2686.0
    [m]
    C
    2691.8
    [m]
    C
    STATOIL
    2701.8
    [m]
    C
    STATOIL
    2703.7
    [m]
    C
    2704.7
    [m]
    C
    STATOIL
    2705.6
    [m]
    C
    STATOI
    2708.5
    [m]
    C
    STATOI
    2715.3
    [m]
    C
    STATOI
    2715.7
    [m]
    C
    STATOI
    2716.6
    [m]
    C
    STATOI
    2716.7
    [m]
    C
    STATOI
    2717.4
    [m]
    C
    STATOI
    2717.5
    [m]
    C
    STATOI
    2725.6
    [m]
    C
    2730.5
    [m]
    C
    STATOIL
    2736.5
    [m]
    C
    STATOI
    2737.6
    [m]
    C
    STATOI
    2740.1
    [m]
    C
    2744.5
    [m]
    C
    STATOIL
    2744.6
    [m]
    C
    STATOI
    2763.6
    [m]
    C
    STATOI
    2975.7
    [m]
    C
    STATOI
    3033.0
    [m]
    C

  • 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
    2386.00
    2392.00
    02.07.1981 - 05:00
    YES
    DST
    TEST3
    2323.00
    2333.00
    06.07.1981 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • 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
    0.22

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.85
    pdf
    20.29

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2414
    2421
    0.0
    2.0
    2386
    2392
    25.4
    3.0
    2323
    2332
    25.4
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    3.0
    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
    295
    580000
    0.740
    0.740
    3.0
    271
    590000
    0.740
    0.740

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    388
    2526
    CST
    2579
    3028
    CYBERDIP ADT
    1141
    3043
    DLL MSFL GR
    2300
    2539
    FDC CNL GR
    487
    3043
    ISF SON GR
    81
    3043
    RFT
    2322
    3043
    VELOCITY
    700
    3040

  • 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
    158.0
    36
    159.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    487.0
    26
    501.0
    1.78
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1142.0
    17 1/2
    1155.0
    1.79
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2527.0
    12 1/4
    2540.0
    1.82
    LOT
    OPEN HOLE
    3044.0
    8 1/2
    3044.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    390
    1.06
    waterbased
    960
    1.14
    waterbased
    1410
    1.13
    waterbased
    2430
    1.20
    waterbased
    2530
    1.29
    waterbased
    2535
    1.50
    waterbased

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    3032.56
    [m ]
    3035.03
    [m ]
    3036.03
    [m ]
    3041.02
    [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
    0.27