Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
26.12.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

34/7-19

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.
    34/7-19
    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
    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.
    34/7-19
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    GE-83: RAD 237 & KOLONNE 1037
    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.
    Saga Petroleum ASA
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    698-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    95
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    24.09.1991
    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.
    27.12.1991
    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.
    27.12.1993
    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.
    28.02.2008
    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.
    APPRAISAL
    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
    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.
    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.
    TARBERT FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    18.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    285.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2800.0
    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).
    2800.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.7
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    91
    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 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.
    COOK FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 23' 38.96'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 5' 31.46'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6807191.07
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    451502.27
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1838

  • Brønnhistorie
    General
    Well 34/7-19 is an appraisal well on the Vigdis Middle structure, south of the Snorre Field on Tampen Spur in the Northern North Sea. The well was drilled approximately 1.5 km north-west of well 34/7-16, on a north-west dipping, rotated fault block. A wedge of partially eroded Viking Group/Heather Formation was interpreted above the reservoir. The primary objectives of the well were to prove the north-western extension of the 34/7-16 reservoir into Segment M1 of the Vigdis Middle and establish an oil water contact for the upper Brent Group. A secondary objective was to test the possible existence of a Late Jurassic Draupne Formation shale wedge. The well was designed to be used in possible future field development. Shallow gas was expected at a depth of 445 m on the well location. This level represents a sand layer at Top Pliocene where gas had been observed in several previous wells in block 34/7. Shallow gas could also be expected in thin sand layers, below seismic resolution down to Top Utsira Formation. A boulder bed could be expected approximately 60 m below sub seabed. Prognosed TD was estimated to 2803 m, and an OWC was assumed at 2418 m (2400 m MSL).
    Operations and results
    Well 34/7-19 was spudded with the semi-submersible installation West Alpha on 24 September 1991 and drilled to TD at 2800 m in the Early Jurassic Cook Formation. At core point, 2439 m the weather deteriorated. Due to extreme heave the top drive jumped out of hook. The drill pipe bent and the top drive fell down on the drill floor. The shear ram was activated leaving the drill string with core assembly in the hole. Fishing and WOW caused 4.5 days delay before coring could commence. The well was drilled with spud mud down to 1166 m and with KCl mud from 1166 m to TD. Shallow gas was not encountered in this well, but a zone from 526 to 527.5 m was interpreted as potentially gas bearing. One boulder bed was encountered at 363 m.
    Down to the Top Jurassic at 2455.5 the well penetrated mainly claystones. An exception to this was the sandy Utsira Formation from 944 to 1065 m. The Jurassic interval comprised the Late Jurassic Heather Formation, the Middle Jurassic Brent Group and the Early Jurassic Dunlin Group.
    Well 34/7-19 encountered oil in the Tarbert Formation of the Brent Group. The resistivity logs indicated oil down to 2477 m and water up to 2483 m. The OWC was from the RFT-pressure measurements estimated at 2478 m (2460 mSS). An RFT sample recovered oil at 2465 m. The oil bearing part of the Tarbert Formation (2455.5 - 2478.0 m) had an estimated average log porosity of 0.26, a net to gross ratio of 0.8 and an average water saturation of 39 %. The total Tarbert Formation (2455.5 - 2499.5 m) had an estimated average porosity of 0.25 and a net to gross ratio of 0.67.
    Sparse oil shows were observed in sandstone lamina and claystones of the Rogaland Group in parts of the interval 1688 -1750 m. Shows were observed in silty and sandy lithologies in the interval 2180 -2300 in the Kyrre Formation. Over the Brent Group reservoir good oil shows were encountered in cores from 2454 - 2482 m. Below 2482 the amount of shows decreased, and below 2486 hydrocarbon shows were not observed.
    Ten cores were cut in the interval 2439 - 2661 m, giving full core coverage of the Brent Group. A total of 16.5 m in the Cromer Knoll Group/Heather Formation, 202.5 m in the Brent Group and 3 m of the Dunlin Group was cored. The total core recovery was 211.8 m (95.4 %). One RFT segregated fluid sample was taken at 2465 m. The 2 3/4 gallon chamber recovered 10.3 l water and filtrate with only small amounts of oil and gas (0.2 l and 7 l, respectively). The content of the 1 gallon chamber had a similar composition.
    The well was suspended 27 December 1991 as a possible future development well. It is classified as an oil appraisal.
    Testing
    Two drill stem tests were performed in this well.
    DST 1 perforated and tested the interval 2542 to 2557 m in the water bearing Etive Formation. The maximum stable production rate during main flow was 466 Sm3 water/day. Initial reservoir pressure and temperature, at sensor depth (2487.7 m), was measured to 369.2 bar and 86 deg C.
    DST 2 perforated and tested the interval 2455.3 to 2468.3 m in the oil bearing part of the Tarbert Formation. Maximum stable production rate was 1070 fluid Sm3/day through a 14.3 mm choke. The produced fluid was oil with a GOR of 42 Sm3/Sm3. The oil density was 0.835 g/cm3 and the gas gravity was 0.700 (air = 1). Initial pressure and temperature, at sensor depth (2414.2 m), was measured to 361.8 bar and 83 deg C, respectively.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1170.00
    2800.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2439.0
    2447.7
    [m ]
    2
    2451.0
    2478.8
    [m ]
    3
    2479.0
    2503.0
    [m ]
    4
    2503.0
    2508.7
    [m ]
    5
    2509.0
    2529.6
    [m ]
    6
    2530.0
    2557.3
    [m ]
    7
    2558.0
    2576.3
    [m ]
    8
    2577.0
    2604.0
    [m ]
    9
    2605.0
    2632.9
    [m ]
    10
    2633.0
    2659.4
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    213.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2439-2443m
    Kjerne bilde med dybde: 2443-2447m
    Kjerne bilde med dybde: 2447-2448m
    Kjerne bilde med dybde: 2451-2455m
    Kjerne bilde med dybde: 2455-2459m
    2439-2443m
    2443-2447m
    2447-2448m
    2451-2455m
    2455-2459m
    Kjerne bilde med dybde: 2459-2463m
    Kjerne bilde med dybde: 2463-2467m
    Kjerne bilde med dybde: 2467-2471m
    Kjerne bilde med dybde: 2471-2475m
    Kjerne bilde med dybde: 2475-2478m
    2459-2463m
    2463-2467m
    2467-2471m
    2471-2475m
    2475-2478m
    Kjerne bilde med dybde: 2479-2483m
    Kjerne bilde med dybde: 2483-2487m
    Kjerne bilde med dybde: 2487-2491m
    Kjerne bilde med dybde: 2491-2495m
    Kjerne bilde med dybde: 2495-2499m
    2479-2483m
    2483-2487m
    2487-2491m
    2491-2495m
    2495-2499m
    Kjerne bilde med dybde: 2499-2503m
    Kjerne bilde med dybde: 2503-2507m
    Kjerne bilde med dybde: 2507-2508m
    Kjerne bilde med dybde: 2509-2513m
    Kjerne bilde med dybde: 2513-2517m
    2499-2503m
    2503-2507m
    2507-2508m
    2509-2513m
    2513-2517m
    Kjerne bilde med dybde: 2517-2521m
    Kjerne bilde med dybde: 2521-2525m
    Kjerne bilde med dybde: 2525-2529m
    Kjerne bilde med dybde: 2529-2530m
    Kjerne bilde med dybde: 2530-2534m
    2517-2521m
    2521-2525m
    2525-2529m
    2529-2530m
    2530-2534m
    Kjerne bilde med dybde: 2534-2538m
    Kjerne bilde med dybde: 2538-2542m
    Kjerne bilde med dybde: 2542-2546m
    Kjerne bilde med dybde: 2546-2550m
    Kjerne bilde med dybde: 2550-2554m
    2534-2538m
    2538-2542m
    2542-2546m
    2546-2550m
    2550-2554m
    Kjerne bilde med dybde: 2554-2557m
    Kjerne bilde med dybde: 2558-2562m
    Kjerne bilde med dybde: 2562-2566m
    Kjerne bilde med dybde: 2566-2570m
    Kjerne bilde med dybde: 2570-2574m
    2554-2557m
    2558-2562m
    2562-2566m
    2566-2570m
    2570-2574m
    Kjerne bilde med dybde: 2574-2575m
    Kjerne bilde med dybde: 2577-2581m
    Kjerne bilde med dybde: 2581-2585m
    Kjerne bilde med dybde: 2585-2589m
    Kjerne bilde med dybde: 2589-2593m
    2574-2575m
    2577-2581m
    2581-2585m
    2585-2589m
    2589-2593m
    Kjerne bilde med dybde: 2593-2597m
    Kjerne bilde med dybde: 2597-2601m
    Kjerne bilde med dybde: 2601-2604m
    Kjerne bilde med dybde: 2605-2609m
    Kjerne bilde med dybde: 2609-2613m
    2593-2597m
    2597-2601m
    2601-2604m
    2605-2609m
    2609-2613m
    Kjerne bilde med dybde: 2613-2617m
    Kjerne bilde med dybde: 2617-2621m
    Kjerne bilde med dybde: 2621-2625m
    Kjerne bilde med dybde: 2625-2629m
    Kjerne bilde med dybde: 2629-2632m
    2613-2617m
    2617-2621m
    2621-2625m
    2625-2629m
    2629-2632m
    Kjerne bilde med dybde: 2633-2637m
    Kjerne bilde med dybde: 2637-2641m
    Kjerne bilde med dybde: 2641-2645m
    Kjerne bilde med dybde: 2645-2649m
    Kjerne bilde med dybde: 2649-2653m
    2633-2637m
    2637-2641m
    2641-2645m
    2645-2649m
    2649-2653m
    Kjerne bilde med dybde: 2653-2657m
    Kjerne bilde med dybde: 2657-2659m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2653-2657m
    2657-2659m

  • 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
    2455.30
    2468.30
    10.12.1991 - 00:15
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.44
    pdf
    1.07

  • 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
    0.53
    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]
    pdf
    20.46

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2455
    2468
    14.3
    2.0
    2542
    2557
    6.4
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    13.000
    36.000
    83
    2.0
    13.000
    37.000
    86
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    1070
    0.835
    40
    2.0
    290

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    DLL LSS MSFL LDL GR AMS SP
    1152
    1940
    DSI DLL MSFL GR AMS SP
    1935
    2793
    DSI GR
    2400
    2715
    FMS LDL CNL NGL AMS
    1935
    2793
    MWD - CDN GR RES DIR TEMP
    2431
    2535
    MWD - GR RES DIR TEMP
    303
    2800
    RFT GR AMS
    2456
    2614
    VSP
    1090
    1970
    VSP
    1780
    2670

  • 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
    401.0
    36
    401.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    1151.0
    26
    1166.0
    1.70
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1935.0
    17 1/2
    1960.0
    1.77
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2784.0
    12 1/4
    2800.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    402
    1.05
    WATER BASED
    25.09.1991
    402
    1.05
    WATER BASED
    26.09.1991
    420
    1.05
    WATER BASED
    30.09.1991
    686
    1.05
    WATER BASED
    01.10.1991
    1166
    1.05
    WATER BASED
    01.10.1991
    1166
    1.05
    WATER BASED
    01.10.1991
    1166
    1.20
    WATER BASED
    01.10.1991
    1166
    1.20
    WATER BASED
    03.10.1991
    1166
    1.25
    18.0
    16.0
    WATER BASED
    03.10.1991
    1166
    1.25
    19.0
    16.0
    WATER BASED
    08.10.1991
    1166
    1.35
    20.0
    17.0
    WATER BASED
    08.10.1991
    1166
    1.35
    20.0
    17.0
    WATER BASED
    08.10.1991
    1166
    1.35
    20.0
    17.0
    WATER BASED
    09.10.1991
    1166
    1.35
    20.0
    17.0
    WATER BASED
    09.10.1991
    1166
    1.25
    19.0
    16.0
    WATER BASED
    09.10.1991
    1166
    1.35
    20.0
    17.0
    WATER BASED
    09.10.1991
    1166
    1.25
    19.0
    16.0
    WATER BASED
    09.10.1991
    1166
    1.35
    20.0
    17.0
    WATER BASED
    09.10.1991
    1166
    1.25
    19.0
    16.0
    WATER BASED
    10.10.1991
    1166
    1.35
    20.0
    17.0
    WATER BASED
    10.10.1991
    1166
    1.35
    20.0
    17.0
    WATER BASED
    10.10.1991
    1402
    1.40
    32.0
    23.0
    WATER BASED
    10.10.1991
    1402
    1.40
    32.0
    23.0
    WATER BASED
    09.10.1991
    1402
    1.40
    32.0
    23.0
    WATER BASED
    09.10.1991
    1402
    1.40
    32.0
    23.0
    WATER BASED
    08.10.1991
    1554
    1.40
    33.0
    24.0
    WATER BASED
    09.10.1991
    1554
    1.40
    33.0
    24.0
    WATER BASED
    09.10.1991
    1554
    1.40
    33.0
    24.0
    WATER BASED
    10.10.1991
    1767
    1.45
    34.0
    22.0
    WATER BASED
    10.10.1991
    1767
    1.45
    34.0
    22.0
    WATER BASED
    09.10.1991
    1960
    1.52
    25.0
    15.0
    WATER BASED
    11.10.1991
    1960
    1.50
    30.0
    15.0
    WATER BASED
    11.10.1991
    1960
    1.52
    20.0
    13.0
    WATER BASED
    14.10.1991
    1960
    1.52
    21.0
    14.0
    WATER BASED
    14.10.1991
    1960
    1.52
    23.0
    15.0
    WATER BASED
    14.10.1991
    2160
    1.60
    36.0
    24.0
    WATER BASED
    15.10.1991
    2303
    1.62
    34.0
    25.0
    WATER BASED
    17.10.1991
    2439
    1.64
    35.0
    24.0
    WATER BASED
    17.10.1991
    2439
    1.64
    38.0
    25.0
    WATER BASED
    21.10.1991
    2439
    1.64
    38.0
    25.0
    WATER BASED
    21.10.1991
    2439
    1.64
    46.0
    24.0
    WATER BASED
    24.10.1991
    2439
    1.64
    46.0
    25.0
    WATER BASED
    28.10.1991
    2439
    1.64
    38.0
    25.0
    WATER BASED
    18.10.1991
    2439
    1.64
    38.0
    25.0
    WATER BASED
    21.10.1991
    2439
    1.64
    38.0
    25.0
    WATER BASED
    22.10.1991
    2439
    1.64
    38.0
    25.0
    WATER BASED
    23.10.1991
    2449
    1.64
    31.0
    14.0
    WATER BASED
    28.10.1991
    2451
    1.64
    30.0
    15.0
    WATER BASED
    28.10.1991
    2485
    1.64
    29.0
    15.0
    WATER BASED
    28.10.1991
    2508
    1.64
    30.0
    16.0
    WATER BASED
    29.10.1991
    2558
    1.64
    33.0
    20.0
    WATER BASED
    31.10.1991
    2558
    1.64
    30.0
    16.0
    WATER BASED
    04.11.1991
    2558
    1.64
    30.0
    15.0
    WATER BASED
    05.11.1991
    2558
    1.64
    30.0
    15.0
    WATER BASED
    05.11.1991
    2558
    1.64
    32.0
    18.0
    WATER BASED
    05.11.1991
    2577
    1.64
    32.0
    19.0
    WATER BASED
    05.11.1991
    2605
    1.64
    28.0
    16.0
    WATER BASED
    06.11.1991
    2633
    1.64
    28.0
    14.0
    WATER BASED
    07.11.1991
    2661
    1.64
    33.0
    15.0
    WATER BASED
    08.11.1991
    2724
    1.64
    29.0
    15.0
    WATER BASED
    11.11.1991
    2794
    1.64
    28.0
    15.0
    WATER BASED
    11.11.1991
    2800
    1.64
    30.0
    15.0
    WATER BASED
    11.11.1991
    2800
    1.64
    30.0
    15.0
    WATER BASED
    13.11.1991
    2800
    1.64
    30.0
    15.0
    WATER BASED
    14.11.1991
    2800
    1.64
    21.0
    22.0
    WATER BASED
    18.11.1991
    2800
    1.64
    21.0
    22.0
    WATER BASED
    19.11.1991
    2800
    1.64
    27.0
    22.0
    WATER BASED
    19.11.1991
    2800
    1.64
    33.0
    24.0
    WATER BASED
    19.11.1991
    2800
    1.64
    33.0
    24.0
    WATER BASED
    20.11.1991
    2800
    1.64
    33.0
    24.0
    WATER BASED
    21.11.1991
    2800
    1.64
    34.0
    24.0
    WATER BASED
    25.11.1991
    2800
    1.64
    35.0
    24.0
    WATER BASED
    25.11.1991
    2800
    1.64
    34.0
    20.0
    WATER BASED
    26.11.1991
    2800
    1.64
    34.0
    20.0
    WATER BASED
    28.11.1991
    2800
    1.64
    28.0
    22.0
    WATER BASED
    28.11.1991
    2800
    1.64
    29.0
    21.0
    WATER BASED
    29.11.1991
    2800
    1.64
    28.0
    19.0
    WATER BASED
    03.12.1991
    2800
    1.64
    31.0
    21.0
    WATER BASED
    03.12.1991
    2800
    1.64
    31.0
    21.0
    WATER BASED
    03.12.1991
    2800
    1.64
    27.0
    20.0
    WATER BASED
    04.12.1991
    2800
    1.64
    27.0
    20.0
    WATER BASED
    05.12.1991
    2800
    1.64
    29.0
    26.0
    WATER BASED
    09.12.1991
    2800
    1.64
    29.0
    26.0
    WATER BASED
    09.12.1991
    2800
    1.64
    28.0
    30.0
    WATER BASED
    09.12.1991
    2800
    1.64
    29.0
    26.0
    WATER BASED
    11.12.1991
    2800
    1.64
    29.0
    26.0
    WATER BASED
    11.12.1991
    2800
    1.64
    29.0
    26.0
    WATER BASED
    12.12.1991
    2800
    1.64
    24.0
    26.0
    WATER BASED
    16.12.1991
    2800
    1.64
    29.0
    26.0
    WATER BASED
    16.12.1991
    2800
    1.64
    29.0
    26.0
    WATER BASED
    16.12.1991
    2800
    1.64
    29.0
    26.0
    WATER BASED
    16.12.1991
    2800
    1.64
    24.0
    26.0
    WATER BASED
    17.12.1991
    2800
    1.64
    29.0
    26.0
    WATER BASED
    17.12.1991
    2800
    1.64
    29.0
    26.0
    WATER BASED
    17.12.1991
    2800
    1.64
    19.0
    16.0
    WATER BASED
    14.11.1991
    2800
    1.64
    33.0
    24.0
    WATER BASED
    19.11.1991
    2800
    1.64
    34.0
    24.0
    WATER BASED
    22.11.1991
    2800
    1.64
    34.0
    20.0
    WATER BASED
    25.11.1991
    2800
    1.64
    29.0
    19.0
    WATER BASED
    03.12.1991
    2800
    1.64
    27.0
    20.0
    WATER BASED
    06.12.1991
    2800
    1.64
    29.0
    26.0
    WATER BASED
    17.12.1991

  • 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