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

33/12-9 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.
    33/12-9 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.
    33/12-9
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    3D survey ST06M05-BIN inline 2052 & xline 1539
    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.
    Statoil Petroleum AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1378-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    71
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    28.10.2011
    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.
    08.01.2012
    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.
    08.01.2014
    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.
    08.01.2014
    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
    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.
    BRENT GP
    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.
    134.5
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3812.0
    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).
    3746.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    19.5
    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.
    DRAKE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 1' 46.89'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 56' 0.72'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6766724.25
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    442371.98
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    6729

  • Brønnhistorie
    General
    Well 33/12-9 S was drilled about seven kilometres south of the 33/12-8 S oil/gas discovery on Skinfaks Sør, between the Gullfaks Sør field and the UK border in the northern part of the North Sea. Skinfaks Sør was proven in 2002 and consists of several smaller structures. The main objective of the well was to explore a possible commercial oil leg in the Jurassic Tarbert Formation of the Brent Group, with the secondary objective of proving commercial volumes of hydrocarbons in the Ness and Etive/Rannoch Formations of the Brent Group.
    Operations and results
    Well 33/12-9 S was spudded with the semi-submersible installation COSL Pioneer on 28 October 2011 and drilled to TD at 3812 m (3746 m TVD) in Middle Jurassic sediments of the Drake Formation. The well was drilled vertical down to 2400 m and deviated from there. The deviation from vertical was built to ca 19 deg at 3100 m. This deviation was kept to TD. The well was drilled with hi-vis/bentonite sweeps down to 947 m, with Glydril mud from 2078 m to 3340 m, and Versatec oil based mud from 3340 m to TD.
    Top of primary target, Tarbert Formation sandstone, was encountered at 3420 m (3375.2 m TVD). The Tarbert Formation contained light oil from top and down to 3501 m (3452 m TVD) with a most likely OWC just one meter deeper than that. Oil shows with petroleum odour continued down to 3538. Weaker shows on sandstones, typically patchy moderate bright yellow direct fluorescence and slow streaming/blooming blue white-yellow white cut fluorescence with blue white residual fluorescence, continued down to 3795 m. No oil shows were recorded above top reservoir level.
    No cores were cut. MDT oil samples were taken at 3428.6 m and 3498.5 m. The samples were lightly contaminated by the drilling fluid (6-8wt %).
    The well was permanently abandoned on 8 January 2012 as an oil 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]
    2080.00
    3814.00

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2090.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    2110.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    2130.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    2150.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    2170.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    2190.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    2210.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    2230.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    2250.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    2270.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    2290.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    2310.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    2330.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    2350.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    2370.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    2390.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    2410.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    2430.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    2450.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    2470.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    2490.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    2510.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    2530.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    2550.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    2570.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    2590.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    2610.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    2630.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    2650.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    2670.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    2690.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    2710.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    2730.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    2750.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    2770.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    2790.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    2810.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    2830.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    2850.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    2870.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    2890.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    2910.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    2930.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    2950.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    2970.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3010.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3030.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3040.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3050.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3060.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3080.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3090.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3100.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3110.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3120.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3130.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3140.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3150.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3160.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3170.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3180.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3190.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3200.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3210.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3220.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3230.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3240.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3250.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3260.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3270.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3280.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3290.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3300.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3310.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3320.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3330.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3340.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3559.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3562.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3565.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3568.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3571.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3574.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3577.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3580.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3583.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3586.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3589.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3592.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3595.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3598.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3601.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3604.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3607.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3610.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3613.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3616.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3619.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3622.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3625.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3628.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3631.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3634.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3637.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3640.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3643.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3646.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3649.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3652.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3655.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3658.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3661.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3664.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3667.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3670.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3673.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3676.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3679.0
    [m]
    DC
    BIOSTRAT
    3682.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3685.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3688.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3691.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3694.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3697.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3700.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3703.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3706.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3709.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3712.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3715.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3718.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3721.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3724.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3727.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3730.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3733.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3736.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3739.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3742.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3745.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3748.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3751.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3754.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3757.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3763.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3766.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3768.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3769.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3772.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3775.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3778.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3781.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3784.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3787.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3790.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3793.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3796.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3799.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3805.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3808.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3811.0
    [m]
    DC
    BIOSTR
    3814.0
    [m]
    DC
    BIOSTR

  • Litostratigrafi

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL USIT
    2900
    3336
    MDT SAMPLE
    3383
    3450
    MWD - ARCVRES6 POWER TELE
    3339
    3812
    MWD - ARCVRES8 VADN8 PD TELE
    2071
    3340
    MWD - ARCVRES9 POWER
    947
    2078
    MWD - ARCVRS9 TELE
    212
    947
    PEX DSI AIT
    3338
    3804
    PS HY GR
    3378
    3680

  • 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
    208.0
    36
    212.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    938.5
    26
    947.0
    1.38
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2071.5
    17 1/2
    2078.0
    1.86
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3339.0
    12 1/4
    3340.0
    2.04
    LOT
    OPEN HOLE
    3812.0
    8 1/2
    3812.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    1510
    1.35
    14.0
    KCl/Polymer/Glycol
    2106
    1.36
    33.0
    Versatec
    2780
    1.52
    36.0
    Versatec
    3222
    1.51
    37.0
    Versatec
    3318
    1.62
    47.0
    Versatec
    3340
    1.59
    44.0
    Versatec
    3340
    1.52
    36.0
    Versatec
    3343
    1.59
    44.0
    Versatec
    3794
    1.62
    47.0
    Versatec
    3812
    1.62
    31.0
    Versatec
    3812
    1.62
    47.0
    Versatec