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

35/11-15 S

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.
    35/11-15 S
    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
    Pressemelding
    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.
    35/11-15
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    seismic survey MG0098R01 inline 1115 & crossline 1373
    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.
    1136-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    89
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    01.04.2007
    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.
    28.06.2007
    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.
    28.06.2009
    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.
    28.06.2009
    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.
    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.
    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.
    INTRA HEATHER FM SS
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    26.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    363.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3250.0
    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).
    2987.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    61.2
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    123
    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.
    HEATHER FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 6' 50.28'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 31' 19.94'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6775754.76
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    528143.88
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    5517

  • Brønnhistorie
    General
    Well 35/11-15 S is an exploration well in the Fram/Astero area west of the Sognefjord. The well should test the H-Nord prospect in PL090, a 3-way closure located immediately north of the Fram Vest field. The objectives of the well were test the presence and type of hydrocarbons in the Oxfordian Turbidites J56, J54, and J52, and the J45 Callovian Turbidites. The prognosed TD was 3250 m or sufficient depth below Callovian Sandstone to get conclusive data with logging tools. If hydrocarbons were present, the well would be side tracked below the 9 5/8" casing and cores would be cut through the hydrocarbon column in the parallel well bore. An extended wire line-logging program and possibly production testing would be performed in a discovery case. The well actually resulted in five different well tracks. The lithostratigraphy given on this fact page is based on T1, the stratigraphically deepest track.
    Operations and results
    Well 35/11-15 S was spudded with the semi-submersible installation Transocean Winner on 1 April 2007 and drilled deviated to final TD in the T5 sidetrack at 3250 (2987 m TVD) in the Late Jurassic Heather Formation. The well was drilled as a deviated hole, with an angle of approximately 20 degrees through the reservoir section. After proving hydrocarbons in the target levels the T2 sidetrack kicked off from 2840 m below the 9 5/8" casing and drilled and cored to a total depth of 3213 m in the Heather Fm. A third sidetrack was decided to further appraise a thin oil zone in J56, seen in the T2 track. The two first attempts, T3 and T4, both with kick off at 2060 m were failures. T5 with kick off at 2163 m in T4 was successful. After reaching final TD in T5 severe hole problems occurred with the hole falling in/partially collapsing in the Cromer Knoll Group (2642 - 2660 m) and in the Draupne Formation (2860 - 2900 m). As a result no wire line logs were run below 2640 m in T5. The well was drilled with spud mud down to 467 m and with GLYDRIL KCl/polymer mud from 467 to TD in all well tracks.
    Several Tertiary sands without formalised formation names were penetrated. Top Viking Group, Draupne Formation, was encountered at 2697 m (2685.9 m TVD) in T1 and at 2722 m (2684.8 m TVD) in T5. The T1 track proved gas in J56, but the sand development was poor in this location. Oil was proven in J52, and the free water level here was defined at 2941 m TVD. The sidetracked well 35/11-15 S T5 proved oil in J56 in a more favourable position, with well developed sandstones. A probable oil contact was seen at 2950 m TVD. No shows were reported above the Viking Group.
    Two cores were cut in T2 from 2928 m to 2980.4 m. Three MDT fluid samples were acquired in T1: a gas sample at 2871.7 m, an oil sample at 2941.0 m, and a water sample at 2970.8 m.
    The well was permanently abandoned on 1 July 2007 as an oil and gas discovery.
    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]
    565.00
    3240.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2928.0
    2954.7
    [m ]
    2
    2955.0
    2980.4
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    52.1
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    595.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    635.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    675.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    715.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    755.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    795.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    835.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    875.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    915.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    955.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    995.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1035.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1075.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1115.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1155.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1195.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1235.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1275.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1315.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1355.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1395.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1435.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1475.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1515.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1545.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1575.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1605.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1635.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1665.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1681.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1700.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1730.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1760.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1790.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1820.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1850.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1880.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1910.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1940.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    1970.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2000.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2030.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2060.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2090.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2120.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2150.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2180.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2210.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2240.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2270.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2300.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2330.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2360.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2390.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2420.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2450.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2480.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2510.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2520.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2530.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2540.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2560.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2570.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2580.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2590.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2600.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2610.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2620.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2630.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2640.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2650.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2660.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2670.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2690.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2700.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2720.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2730.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2740.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2750.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2760.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2770.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2780.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2790.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2797.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2810.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2820.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2826.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2829.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2832.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2841.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2852.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2856.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2858.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2865.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2869.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2874.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2879.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2883.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2891.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2897.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2905.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2910.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2911.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2917.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2919.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2925.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2928.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2937.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2943.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2949.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2955.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2964.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2970.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2973.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2979.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2982.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2988.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    2993.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3000.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3006.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3012.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3016.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3024.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3030.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3036.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3044.5
    [m]
    DC
    FUGRO
    3045.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3054.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3062.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3066.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3072.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3078.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3084.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3091.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3096.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3102.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3108.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3114.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3123.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3132.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3144.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3150.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3156.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3162.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3168.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3174.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3180.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3186.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3192.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3198.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3204.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3210.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3216.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3222.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3228.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3234.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3240.0
    [m]
    DC
    FUGRO

  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    MDT
    2941.00
    0.00
    OIL
    10.05.2007 - 05:38
    YES

  • Litostratigrafi

  • 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
    467.0
    36
    470.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    528.0
    26
    530.0
    1.25
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1675.0
    17 1/2
    1680.0
    1.31
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2821.0
    12 1/4
    2825.0
    1.74
    LOT
    OPEN HOLE
    3203.0
    8 1/2
    3203.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    701
    1.17
    16.0
    WATER BASED
    1190
    1.25
    24.0
    WATER BASED
    1657
    1.26
    24.0
    WATER BASED
    1681
    1.28
    23.0
    WATER BASED
    2068
    1.24
    30.0
    WATER BASED
    2163
    1.25
    28.0
    WATER BASED
    2285
    1.25
    28.0
    WATER BASED
    2415
    1.32
    21.0
    WATER BASED
    2619
    1.32
    23.0
    WATER BASED
    2847
    1.24
    25.0
    WATER BASED
    2980
    1.24
    26.0
    WATER BASED
    3013
    1.24
    28.0
    WATER BASED
    3240
    1.24
    24.0
    WATER BASED
    3250
    1.25
    19.0
    WATER BASED