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

15/8-1

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.
    15/8-1
    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.
    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.
    15/8-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    LINE NO. 609 159 SP:534
    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.
    298-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    174
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    18.07.1981
    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.
    07.01.1982
    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.
    07.01.1984
    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.
    19.10.2006
    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.
    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.
    HUGIN 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.
    112.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4300.0
    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).
    4299.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.5
    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.
    MIDDLE 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.
    RATTRAY FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    58° 21' 48.1'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 34' 22.31'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6470198.70
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    416499.09
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    321

  • Brønnhistorie
    General
    Wildcat well 15/8-1 was drilled west of the Sleipner field, ca 2 km from the UK border. The well was designed to test possible hydrocarbon accumulation in the sandstones of middle Jurassic age.
    Operations and results
    Wildcat well 15/8-1 was spudded with the semi-submersible installation Glomar Biscay II on 18 July 1981 and drilled to TD at 4300 m in the Middle Jurassic Fladen Group. Drilling operations were performed without significant problems in the 36", 26" and 17 1/2" holes. Pipe stuck in the 12 1/4" hole at 2254 m and several times in the 8 1/2" hole. Miscellaneous technical problems occurred while drilling the 6" hole and a gas kick was at 4265 m while tripping. The well was drilled with seawater and gel down to 500 m and with gypsum mud from 500 m to 2890 m. Lignosulphonate was added from 1570 m, and from 2890 m to TD the gypsum mud was gradually depleted and replaced with a gel/lignosulphonate mud.
    The well 15/8-1 proved gas and condensate in sandstone of Middle Jurassic age. The gas/water contact was indicated at 3698 m from the Formation Multi Tester. Oil shows were recorded from 3065 m to 3075 m in the Hod Formation. Five conventional cores were cut in the interval 3658 m to 3705.5 m in the Hugin Formation. Three samples were attempted taken during FMT runs. Due to technical malfunctions only 1 sample (from 3668 m) was obtained.
    The well was permanently abandoned on 7 January 1982 as a gas/condensate discovery.
    Testing
    One drill stem test was performed in the Sleipner formation and three in the Hugin Formation. The procedure of the tests was similar; after initial flow and build up the well was flowed for approximately 660 min. producing gas/condensate. Test no. 4 was only flowed for 480 minutes. CO2 was produced in all tests, in concentrations ranging from 4% to 15%, and up to 8 ppm H2S was recorded in DST2. Two sets of PVT samples were taken at the separator during all 4 tests.
    DST1 from 4079 m to 4094 m in the Sleipner Formation produced 427000 Sm3 gas and 316 Sm3 condensate/day on a 19.1 mm choke. The gas/condensate ratio (CGR) was 1351 m3/m3. DST2 from 3911 m to 3926 m produced 486000 Sm3 gas and 399 Sm3 condensate/day on a 16.7 mm choke, the CGR was 1218 m3/m3. DST3 from 3688 m to 3697 m produced 657000 Sm3 gas and 408 Sm3 condensate/day on a 22.2 mm choke. The CGR was 1610 m3/m3. DST4 from 3643 m to 3653 m produced 550000 Sm3 gas and 290 Sm3 condensate/day on a 22.2 mm choke. The CGR was 1897 m3/m3.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    200.00
    4298.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3658.0
    3667.5
    [m ]
    2
    3667.5
    3678.6
    [m ]
    3
    3678.8
    3680.6
    [m ]
    4
    3681.9
    3699.0
    [m ]
    5
    3699.0
    3706.2
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    46.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3658-3661m
    Kjerne bilde med dybde: 3661-3664m
    Kjerne bilde med dybde: 3664-3667m
    Kjerne bilde med dybde: 3667-3668m
    Kjerne bilde med dybde: 3667-3670m
    3658-3661m
    3661-3664m
    3664-3667m
    3667-3668m
    3667-3670m
    Kjerne bilde med dybde: 3670-3673m
    Kjerne bilde med dybde: 3673-3676m
    Kjerne bilde med dybde: 3676-3678m
    Kjerne bilde med dybde: 3678-3680m
    Kjerne bilde med dybde: 3681-3684m
    3670-3673m
    3673-3676m
    3676-3678m
    3678-3680m
    3681-3684m
    Kjerne bilde med dybde: 3684-3687m
    Kjerne bilde med dybde: 3687-3690m
    Kjerne bilde med dybde: 3690-3693m
    Kjerne bilde med dybde: 3693-3696m
    Kjerne bilde med dybde: 3696-3699m
    3684-3687m
    3687-3690m
    3690-3693m
    3693-3696m
    3696-3699m
    Kjerne bilde med dybde: 3699-3702m
    Kjerne bilde med dybde: 3702-3705m
    Kjerne bilde med dybde: 3705-3706m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3699-3702m
    3702-3705m
    3705-3706m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    3500.0
    [m]
    DC
    3530.0
    [m]
    DC
    3539.0
    [m]
    DC
    3560.0
    [m]
    DC
    3566.0
    [m]
    DC
    3575.0
    [m]
    DC
    3590.0
    [m]
    DC
    3596.0
    [m]
    C
    3605.0
    [m]
    C
    3620.0
    [m]
    DC
    3629.0
    [m]
    C
    3629.0
    [m]
    DC
    OD
    3638.0
    [m]
    DC
    3641.0
    [m]
    DC
    3641.0
    [m]
    DC
    OD
    3650.0
    [m]
    DC
    OD
    3650.0
    [m]
    DC
    3658.2
    [m]
    C
    OD
    3663.6
    [m]
    C
    3671.0
    [m]
    C
    OD
    3676.0
    [m]
    C
    3676.3
    [m]
    C
    OD
    3677.0
    [m]
    DC
    3680.0
    [m]
    DC
    3680.5
    [m]
    DC
    OD
    3682.2
    [m]
    DC
    OD
    3683.4
    [m]
    DC
    3685.5
    [m]
    DC
    OD
    3686.0
    [m]
    C
    3688.1
    [m]
    C
    OD
    3688.8
    [m]
    C
    3690.2
    [m]
    C
    OD
    3698.5
    [m]
    C
    OD
    3700.4
    [m]
    C
    3710.0
    [m]
    DC
    3713.0
    [m]
    DC
    3719.0
    [m]
    DC
    OD
    3740.0
    [m]
    DC
    OD
    3740.0
    [m]
    DC
    3761.0
    [m]
    DC
    OD
    3770.0
    [m]
    DC
    3773.0
    [m]
    DC
    3779.0
    [m]
    DC
    OD
    3800.0
    [m]
    DC
    OD
    3800.0
    [m]
    DC
    3809.0
    [m]
    DC
    OD
    3815.0
    [m]
    C
    3821.0
    [m]
    DC
    OD
    3821.0
    [m]
    DC
    OD
    3830.0
    [m]
    DC
    3833.0
    [m]
    DC
    3839.0
    [m]
    DC
    OD
    3860.0
    [m]
    DC
    OD
    3860.0
    [m]
    DC
    3881.0
    [m]
    DC
    OD
    3890.0
    [m]
    DC
    3899.0
    [m]
    DC
    3920.0
    [m]
    DC
    3920.0
    [m]
    DC
    OD
    3920.0
    [m]
    DC
    RRI
    3941.0
    [m]
    DC
    3941.0
    [m]
    DC
    OD
    3950.0
    [m]
    DC
    3955.0
    [m]
    DC
    OD
    3980.0
    [m]
    DC
    4010.0
    [m]
    DC
    4010.0
    [m]
    DC
    RRI
    4040.0
    [m]
    DC
    4070.0
    [m]
    DC
    4100.0
    [m]
    DC
    4130.0
    [m]
    DC
    4160.0
    [m]
    DC
    4190.0
    [m]
    DC
    4220.0
    [m]
    DC
    4250.0
    [m]
    DC
    4280.0
    [m]
    DC
    4298.0
    [m]
    DC

  • 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
    3911.00
    3926.00
    WATER
    17.12.1981 - 00:00
    YES
    DST
    TEST3
    3688.00
    3697.00
    24.12.1981 - 00:00
    YES
    DST
    TEST4
    3643.00
    3653.00
    29.12.1981 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.97
    pdf
    4.59

  • 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
    0.32

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    9.87
    pdf
    0.67
    pdf
    1.71
    pdf
    2.67
    pdf
    0.29
    pdf
    15.68
    pdf
    3.69
    pdf
    4.53
    pdf
    2.11
    pdf
    3.73
    pdf
    1.56
    pdf
    1.50
    pdf
    1.42
    pdf
    0.81
    pdf
    2.41
    pdf
    6.52
    pdf
    7.26
    pdf
    4.27
    pdf
    1.54
    pdf
    2.64
    pdf
    0.44
    pdf
    3.98
    pdf
    3.14
    pdf
    2.84
    pdf
    0.30
    pdf
    1.56
    pdf
    1.49
    pdf
    1.45
    pdf
    9.34
    pdf
    5.54
    pdf
    1.69
    pdf
    3.94
    pdf
    1.13

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    4079
    4085
    19.1
    2.0
    3911
    3926
    16.7
    3.0
    3688
    3697
    22.2
    4.0
    3543
    3653
    22.2
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    3.0
    4.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    316
    427000
    0.754
    0.851
    1351
    2.0
    399
    486000
    0.811
    0.944
    1218
    3.0
    408
    657000
    0.846
    0.840
    1610
    4.0
    290
    550000
    0.799
    0.832
    1897

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL
    2700
    3980
    CBL VDL
    3912
    4265
    CDL CNL
    1125
    2883
    CDL CNL
    2862
    3982
    CDL CNL
    3212
    3703
    CDL CNL
    3975
    4301
    COREGUN
    2862
    3982
    COREGUN
    3975
    4302
    DIPLOG
    2862
    3892
    DIPLOG
    3975
    4302
    DLL MLL
    3585
    3982
    DLL MLL
    3975
    4301
    IEL AC
    160
    513
    IEL AC
    490
    1199
    IEL AC
    1125
    2883
    IEL AC
    2840
    3703
    IEL AC
    3585
    3982
    IEL AC
    3965
    4230
    IEL AC
    4150
    4301
    MFT
    2862
    3982
    MFT2
    3975
    4302
    TEMP
    180
    1152
    TEMP
    240
    2844
    VELOCITY
    525
    3980

  • 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
    187.0
    36
    187.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    500.0
    26
    515.0
    1.71
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1185.0
    17 1/2
    1200.0
    1.93
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2874.0
    12 1/4
    2890.0
    1.75
    LOT
    LINER
    7
    3990.0
    8 1/2
    3991.0
    2.13
    LOT
    LINER
    4 1/2
    4296.0
    6
    4300.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    207
    1.03
    seawater
    1161
    1.12
    seawater
    1387
    1.10
    seawater
    2400
    1.19
    waterbased
    2582
    1.24
    waterbased
    3658
    1.38
    waterbased
    3991
    1.38
    waterbased
    4147
    1.36
    waterbased

  • 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
    0.22