31/2-2

skjul detaljer Eksport:  PDF

• Generell informasjon

  Generell informasjon

  Attributt	Verdi
  Brønnbane navn Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	31/2-2
  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).	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.	SUSPENDED
  Faktakart i nytt vindu	lenke til kart
  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.	TROLL
  Funn Navn på funnet som brønnbanen er relatert til.	31/2-1 (Troll Vest)
  Brønn navn Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	31/2-2
  Seismisk lokalisering Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.	79416 SP.200
  Utvinningstillatelse Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).	054
  Boreoperatør Navn på rettighetshaver som på vegne av den aktive utvinningstillatelsen (ved brønnhodeposisjon) starter boreoperasjonen. Dette tilsvarer vanligvis operatørselskapet for den aktuelle utvinningstillatelsen.	A/S Norske Shell
  Boretillatelse Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.	241-L
  Boreinnretning Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.	WEST VENTURE OLD
  Boredager Antall dager fra borestart til boreslutt.	57
  Borestart Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.	27.02.1980
  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.	23.04.1980
  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.	23.04.1982
  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.	23.05.2006
  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.	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).	32.0
  Vanndybde ved midlere havflate [m] Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.	323.0
  Totalt målt dybde (MD) [m RKB] Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").	1857.0
  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).	1857.0
  Maks inklinasjon [°] Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.	1.25
  Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C] Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.	43
  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.	KROSSFJORD FM
  Geodetisk datum Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.	ED50
  NS grader Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.	60° 46' 47.8'' N
  ØV grader Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.	3° 37' 23.5'' E
  NS UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.	6738597.32
  ØV UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.	533940.27
  UTM sone Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.	31
  NPDID for brønnbanen Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.	227

• Brønnhistorie

  General

  Well 31/2-2 was drilled some 4 km east of the discovery well 31/2-1 on seismic line 79-416 at SP 200. The concession requirement for the wells were complete penetration of the prospective Jurassic sequence and terminate in Triassic or older. The particular objectives of well 31/2-2 were: to evaluate lateral variation of reservoir parameters eastwards on the flank of the structure: to test the zone of oil shows seen in 31/2-1 in better reservoir conditions, to test the gas accumulation in a down-dip location: to evaluate the nature of the seismic flatspot, and to provide geological calibration of seismic reflectors above the reservoir for improved regional evaluation.

  Operations and results

  Well was spudded with the semi-submersible installation West Venture on 27 February 1980 and drilled to TD at 1857 m in the Middle Jurassic Krossfjord Formation. The 36" hole was drilled without incident to 433 m using seawater with viscous pills spotted on connections. From 422 m to 433 m hard drilling was experienced. This was interpreted as a boulder bed similar to that found at a comparable depth in the previous 31/2-1 well. Problems were encountered with the stability of the temporary guide base, and the well had to be abandoned. The rig was moved NE 25 m and re-spudded on 29 February. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 800 m, and with gypsum/lignosulphonate mud from 800 m to TD.

  Top reservoir (Sognefjord Formation) came in at 1544 m and was gas bearing down to a gas/oil contact at 1579 m, and oil-bearing from 1579 m down to an oil/water contact at 1591 m. Both contacts were clearly defined on logs, the gas/oil contact was confirmed by RFT pressure gradients, and moveable oil was confirmed by RFT sampling at 1587.5 m and 1590 m. Gas samples were obtained from 1548 m and 1571 m. Weak oil shows began at 1561 m in the gas zone, strong shows with stained and bleeding cores and a paraffinic smell were observed in the oil zone. Oil shows ceased at 1602 m.

  Coring started at 1515 m in the Draupne Formation and terminated below the oil-water contact. A 120 m interval was cored with 94.2 m of core in 13 cores recovered at surface.

  After coring and logging of the Late Jurassic sandstones the well was suspended at the 9 5/8 casing shoe and the rig towed to Bergen for inspection and repairs on 22 April 1980.

  Testing

  No drill stem test was performed

• Borekaks i Sokkeldirektoratet

  Borekaks i Sokkeldirektoratet

  Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?	YES

  Borekaks i Sokkeldirektoratet

  Borekaksprøve, topp dybde [m]	Borekaksprøve, bunn dybde [m]
  490.00	2600.00

• Borekjerner i Sokkeldirektoratet

  Borekjerner i Sokkeldirektoratet

  Kjerneprøve nummer	Kjerneprøve - topp dybde	Kjerneprøve - bunn dybde	Kjerneprøve dybde - enhet
  1	1515.0	1521.1	[m ]
  2	1525.0	1527.0	[m ]
  3	1535.0	1547.6	[m ]
  4	1553.0	1560.0	[m ]
  5	1560.0	1569.0	[m ]
  6	1569.0	1578.0	[m ]
  7	1578.0	1581.0	[m ]
  8	1585.0	1598.0	[m ]
  9	1598.0	1603.6	[m ]
  10	1604.0	1606.4	[m ]
  11	1608.0	1617.0	[m ]
  12	1617.0	1626.0	[m ]
  13	1626.0	1632.5	[m ]

  Borekjerner i Sokkeldirektoratet

  Total kjerneprøve lengde [m]	94.2

  Borekjerner i Sokkeldirektoratet

  Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?	YES

• Kjernebilder

  Kjernebilder

  1515-1517m	1517-1520m	1520-1521m	1525-1527m	1535-1537m
  1537-1540m	1540-1543m	1543-1545m	1545-1547m	1555-1558m
  1558-1560m	1560-1562m	1562-1565m	1565-1568m	1568-1569m
  1569-1571m	1574-1577m	1578-1580m	1585-1587m	1587-1590m
  1590-1593m	1593-1595m	1595-1598m	1598-1600m	1600-1603m
  1603-1604m	1604-1606m	1608-1610m	1610-1611m	1616-1617m
  1617-1618m	1619-1621m	1622-1623m	1624-1626m	1626-1628m
  1628-1631m	1631-1632m

• Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet

  Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet

  Prøve dybde	Dybde enhet	Prøve type	Laboratorie
  870.0	[m]	DC	GEOCH
  900.0	[m]	DC	GEOCH
  930.0	[m]	DC	GEOCH
  960.0	[m]	DC	GEOCH
  990.0	[m]	DC	GEOCH
  1167.0	[m]	DC	GEOCH
  1203.0	[m]	DC	GEOCH
  1233.0	[m]	DC	GEOCH
  1263.0	[m]	DC	GEOCH
  1287.0	[m]	DC	GEOCH
  1317.0	[m]	DC	GEOCH
  1347.0	[m]	DC	GEOCH
  1377.0	[m]	DC	GEOCH
  1398.0	[m]	DC	GEOCH
  1428.0	[m]	DC	GEOCH
  1455.0	[m]	DC	GEOCH

• Litostratigrafi

  Litostratigrafi

  Topp Dyb [mMD RKB]	Litostrat. enhet
  355	NORDLAND GP
  650	HORDALAND GP
  650	NO FORMAL NAME
  703	NO FORMAL NAME
  1124	ROGALAND GP
  1124	BALDER FM
  1205	SELE FM
  1303	LISTA FM
  1374	SHETLAND GP
  1424	CROMER KNOLL GP
  1424	RØDBY FM
  1431	ÅSGARD FM
  1470	VIKING GP
  1470	DRAUPNE FM
  1545	SOGNEFJORD FM
  1665	HEATHER FM
  1700	FENSFJORD FM
  1848	KROSSFJORD FM

• Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter

  Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter

  Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
  227_01_WDSS_General_Information	pdf	0.16
  227_02_WDSS_completion_log	pdf	0.18

• Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)

  Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)

  Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
  227_01_31_2_2_Completion_Report	pdf	5.70
  227_01_31_2_2_Final_well_report_EXLOG	pdf	8.88
  227_01_31_2_2_Well_summary_ANCHOR	pdf	2.76
  227_02_31_2_2_Completion_log	pdf	1.32
  227_02_31_2_2_Drilling_programme	pdf	2.48
  227_02_31_2_2_Drilling_programme_encl_1	pdf	0.51
  227_02_31_2_2_Drilling_programme_encl_2	pdf	0.17
  227_02_31_2_2_Drilling_programme_encl_3	pdf	0.27
  227_02_31_2_2_Drilling_programme_encl_4	pdf	0.77
  227_02_31_2_2_Exploration_well_proposal	pdf	0.75
  227_02_31_2_2_Exploration_well_proposal_encl_1	pdf	6.21
  227_02_31_2_2_Exploration_well_proposal_encl_2	pdf	19.85
  227_02_31_2_2_Exploration_well_proposal_encl_3	pdf	14.80
  227_02_31_2_2_Exploration_well_proposal_encl_4	pdf	12.53
  227_02_31_2_2_Exploration_well_proposal_encl_5	pdf	0.16
  227_02_31_2_2_Exploration_well_proposal_encl_6	pdf	12.76
  227_02_31_2_2_Exploration_well_proposal_encl_7	pdf	12.64
  227_02_31_2_2_Exploration_well_proposal_encl_8	pdf	11.26
  227_02_31_2_2_Exploration_well_proposal_encl_9	pdf	6.20
  227_03_31_2_2_Geochemical_analysis	pdf	0.84
  227_03_31_2_2_Geochemistry_evaluation_of_source_rock	pdf	0.57
  227_03_31_2_2_Geochemistry_evaluation_of_source_rock_encl_1	pdf	0.07
  227_04_31_2_2_Biostratigraphy	pdf	8.08
  227_04_31_2_2_Biostratigraphy_appendix_3	pdf	3.79
  227_05_31_2_2_Core_description	pdf	5.02
  227_05_31_2_2_Core_report_core_1-13_Final_report	pdf	3.96
  227_05_31_2_2_Evaluation_of_core_data	pdf	8.36
  227_05_31_2_2_Geological_investigations_of_cores_vol_1	pdf	28.43
  227_05_31_2_2_Geological_investigations_of_cores_vol_2	pdf	24.38
  227_05_31_2_2_Geological_investigations_of_cores_vol_3	pdf	0.48
  227_05_31_2_2_Sidewall_sample_description	pdf	0.70
  227_05_31_2_2_Sieve_analysis	pdf	3.90
  227_05_31_2_2_Source_rock_analysis_by_IKU	pdf	1.52
  227_05_31_2_2_Source_rock_analysis_encl_1	pdf	0.06
  227_05_31_2_2_Source_rock_analysis_encl_2	pdf	0.03
  227_05_31_2_2_Source_rock_analysis_encl_3	pdf	0.02
  227_05_31_2_2_Source_rock_analysis_encl_4	pdf	0.03
  227_05_31_2_2_Source_rock_analysis_encl_5	pdf	0.02
  227_05_31_2_2_Source_rock_analysis_encl_6	pdf	0.04
  227_05_31_2_2_Special_core_analysis	pdf	2.58
  227_06_31_2_2_Crude_oil_source_rock_correlation	pdf	1.22
  227_06_31_2_2_Pressure_survey_report_completion_test_1_by_SPERR	pdf	0.79
  227_06_31_2_2_Pressure_survey_report_completion_test_3_by_SPERR	pdf	2.78
  227_06_31_2_2_Pressure_survey_report_test_1_run_1_by_SPERRY	pdf	0.09
  227_06_31_2_2_Pressure_survey_report_test_1_run_1_SPERRY	pdf	0.89
  227_06_31_2_2_Pressure_survey_report_test_2_run_1_by_SPERRY	pdf	1.99
  227_06_31_2_2_Pressure_survey_report_test_3_run_1_by_SPERRY	pdf	0.55
  227_06_31_2_2_Pressure_survey_report_test_3_run_2_by_SERRY	pdf	1.37
  227_06_31_2_2_Pressure_survey_report_test_4_by_SPERRY	pdf	0.86
  227_06_31_2_2_Pressure_survey_report_test_4_run_2_by_SPERRY	pdf	1.75
  227_06_31_2_2_Pressure_survey_report_test_4_run_3_by_SPERRY	pdf	1.83
  227_06_31_2_2_Pressure_survey_report_test_4_run_4_by_SPERRY	pdf	0.13
  227_06_31_2_2_Pressure_survey_report_test_4_run_5_by_SPERRY	pdf	1.48
  227_06_31_2_2_Production_test	pdf	0.30
  227_06_31_2_2_Production_test_b	pdf	0.28
  227_06_31_2_2_Production_test_nr1_part1_by_OTIS	pdf	7.44
  227_06_31_2_2_Production_test_nr1_part2_by_OTIS	pdf	10.03
  227_06_31_2_2_Production_test_nr1_part3_by_OTIS	pdf	6.68
  227_06_31_2_2_Production_test_nr2_by_OTIS	pdf	11.62
  227_06_31_2_2_Production_test_nr3_by_OTIS	pdf	8.95
  227_06_31_2_2_Production_test_nr4_by_OTIS	pdf	8.22
  227_06_31_2_2_Production_test_programme	pdf	2.42
  227_06_31_2_2_Produksjonstest_nr_2_av_oljezone_by_OTIS	pdf	3.02
  227_06_31_2_2_Produksjon_av_oljezonen	pdf	0.77
  227_06_31_2_2_Well_test_interpretation_report	pdf	9.04
  227_07_31_2_2_Reservoir_engineering	pdf	1.79
  227_07_31_2_2_Reservoir_engineering_encl_1	pdf	1.33
  227_07_31_2_2_Reservoir_engineering_encl_2	pdf	1.07
  227_07_31_2_2_Reservoir_fluid_study	pdf	0.32
  227_07_31_2_2_Reservoir_fluid_study_analysis	pdf	0.30
  227_07_31_2_2_Reservoir_fluid_study_RFLA_80078A	pdf	0.70
  227_07_31_2_2_True_boiling_point_distillation	pdf	0.19

• Logger

  Logger

  Type logg	Topp dyp for logg [m]	Bunn dyp for logg [m]
  CBL CCL GR	775	1825
  CBL GR CCL	354	1844
  FDC CNL GR CAL	430	797
  FIT	1506	1506
  FIT	1595	1595
  HDT	1469	1855
  HDT	1845	2590
  ISF BHC GR SP	430	809
  ISF BHC GR SP	1800	2590
  LSS CTR	1845	2590
  LSS GR	1469	1855
  MSFL DLL SP CAL	1469	1855
  RFC CNL GR CAL	1800	2590
  RFT	1	0
  RFT	2	8
  VELOCITY	0	0

• 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	398.0	36	400.0	0.00	LOT
  SURF.COND.	20	768.0	26	780.0	1.72	LOT
  INTERM.	13 3/8	1438.0	17 1/2	1448.0	1.64	LOT
  INTERM.	9 5/8	1817.0	12 1/4	1826.0	1.65	LOT
  OPEN HOLE		2568.0	8 1/2	2568.0	0.00	LOT

• Boreslam

  Boreslam

  Dybde MD [m]	Egenvekt, slam [g/cm3]	Viskositet, slam [mPa.s]	Flytegrense [Pa]	Type slam	Dato, måling
  708	1.22	41.0		seawater
  1000	1.22	49.0		seawater
  1408	1.22	50.0		seawater
  1624	1.26	45.0		seawater

• 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]
  227_Formation_pressure_(Formasjonstrykk)	PDF	0.20