Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6608/11-2

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.
    6608/11-2
    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).
    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.
    NORWEGIAN SEA
    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.
    6608/11-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    CROSSLINE 3066 & INLINE 2248 ST9301
    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.
    988-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    28
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    28.10.2000
    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.
    24.11.2000
    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.
    24.11.2002
    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.
    18.12.2002
    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.
    EARLY 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.
    ÅRE FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    36.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    351.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2215.0
    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).
    2215.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    3.3
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    80
    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.
    LATE TRIASSIC
    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.
    GREY BEDS (INFORMAL)
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    66° 7' 29.32'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    8° 20' 57.39'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7334160.64
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    470609.16
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    4189

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6608/11-2 is located in the NE part of the Dønna Terrace, NW of the Nordland Ridge. The target prospect Falk is located at the height trending NE from the Norne Field via the Svale discovery. It is defined on a gently dipping fault block, enclosed by faults on three sides and open to the SW. The main objective of well 6608/11-2 was to prove hydrocarbons in the sandstones in the Melke and the Åre Formations in the Falk prospect.
    Operations and results
    Wildcat well 6608/11-2 was spudded with the drill ship "West Navion" on 28 October 2000. Boulders were encountered from 387 - 420 m. Due to boulders the ROP was very low and inclination built uncontrolled to above 2.5 degrees. The well was respudded 15 m to the west and drilled with reduced WOB. Even here boulders caused a low ROP. Especially a very hard boulder bed around 397 m MD in both holes caused very low progress and very high, erratic torque readings. The second spud was successful and the well was drilled to a total depth of 2215 m in the Late Triassic Grey Beds. No shallow gas was observed by the ROV at the wellhead. The well was drilled with seawater and bentonite down to 1254 m and with water based "GLYDRIL" mud (4.5 - 5% glycol) from 1254 m to TD.
    Several good reservoir zones were penetrated in the Åre Formation and the Triassic Grey beds. A silty Melke Formation was also encountered, but did not have the same reservoir quality as the Åre and Triassic sequences. The reservoir sequence at the top of the Åre Formation proved to be oil bearing. The reservoirs in the Melke Formation, the lower part of Åre Formation and the Grey beds Formation were water wet. This was verified both by shows on cuttings and cores, logs, samples and laboratory studies of the cores. The oil-water contact was not encountered in the well. A thin Cretaceous sequence, which was not prognosed, was encountered in the well. MDT sampling gave a water sample from the Melke Formation (1687 m), three hydrocarbon samples from the Åre Formation (one from 1746 m and two from 1747 m), and a water sample from the Åre Formation (1773 m). The Melke sample was contaminated with 30% drilling mud, the other samples were of good quality. The oil bearing reservoir zone was cored. The well was plugged and abandoned as an oil discovery on 24 November 2000
    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]
    1255.00
    2215.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1742.0
    1756.1
    [m ]
    2
    1757.0
    1760.2
    [m ]
    3
    1760.0
    1763.7
    [m ]
    4
    1765.0
    1766.7
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    22.6
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1742-1747m
    Kjerne bilde med dybde: 1747-1752m
    Kjerne bilde med dybde: 1752-1756m
    Kjerne bilde med dybde: 1757-1761m
    Kjerne bilde med dybde: 1761-1767m
    1742-1747m
    1747-1752m
    1752-1756m
    1757-1761m
    1761-1767m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1260.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1275.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1285.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1295.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1320.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1330.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1340.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1350.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1360.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1370.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1380.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1402.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    1409.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1418.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1427.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1435.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    1445.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1457.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1460.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    1469.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1478.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1490.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1502.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1514.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1523.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1532.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1546.5
    [m]
    SWC
    WESTLB
    1550.5
    [m]
    SWC
    WESTLB
    1580.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1584.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    1589.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1592.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1595.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1601.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1604.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1607.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1613.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1614.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    1615.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    1616.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1625.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1625.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    1628.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1631.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1636.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    1637.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1640.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1643.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1646.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1652.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1652.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    1658.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1660.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    1664.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    1667.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1668.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    1671.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    1676.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1683.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    1687.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    1691.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1697.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    1700.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1702.5
    [m]
    SWC
    WESTLB
    1707.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    1710.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    1712.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1715.5
    [m]
    SWC
    WESTLB
    1718.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1723.5
    [m]
    SWC
    WESTLB
    1724.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1730.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1731.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    1733.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1736.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1737.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    1742.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1742.1
    [m]
    C
    WESTLB
    1742.5
    [m]
    C
    WESTLB
    1742.6
    [m]
    C
    WESTLB
    1742.9
    [m]
    C
    WESTLB
    1743.4
    [m]
    C
    WESTLB
    1744.3
    [m]
    C
    WESTLB
    1745.2
    [m]
    C
    WESTLB
    1745.6
    [m]
    C
    WESTLB
    1745.6
    [m]
    C
    WESTLB
    1751.2
    [m]
    C
    WESTLB
    1755.9
    [m]
    C
    WESTLB
    1758.4
    [m]
    C
    WESTLB
    1760.0
    [m]
    C
    WESTLB
    1760.3
    [m]
    C
    WESTLB
    1760.8
    [m]
    C
    WESTLB
    1761.6
    [m]
    C
    WESTLB
    1763.0
    [m]
    C
    WESTLB
    1763.2
    [m]
    C
    WESTLB
    1766.1
    [m]
    C
    WESTLB
    1769.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1776.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    1784.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1787.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1794.5
    [m]
    SWC
    WESTLB
    1798.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    1808.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1811.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1815.5
    [m]
    SWC
    WESTLB
    1820.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1826.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1832.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1841.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    1847.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1853.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1862.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1871.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1878.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    1886.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1901.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1907.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1922.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1937.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1944.5
    [m]
    SWC
    WESTLB
    1949.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1955.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1961.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1970.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1976.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1988.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    1997.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2012.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2021.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2030.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2039.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2045.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2075.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2084.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2093.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    2105.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    2111.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2127.0
    [m]
    SWC
    WESTLB
    2135.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2144.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2153.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2171.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2192.0
    [m]
    DC
    GEOSTR
    2213.0
    [m]
    DC
    GEOSTR

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.27

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.93
    pdf
    1.83
    pdf
    0.78

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    .pdf
    2.17
    .tif
    25.42
    .PDF
    25.95

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CMR ESC GR
    1550
    1570
    CMR ESC GR
    1660
    1875
    CST GR
    1402
    2206
    FMI DSI GR
    500
    2215
    MDT GR
    1560
    2175
    MWD - MPR LITE
    450
    2215
    PEX HALS HNGS
    1249
    2215
    VSP GR
    500
    2215

  • 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
    447.0
    36
    447.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1249.0
    12 1/4
    1249.0
    1.52
    LOT
    OPEN HOLE
    2215.0
    8 1/2
    2215.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    409
    1.03
    SEAWATER/BENT.
    417
    1.03
    12.0
    SEAWATER/BENT.
    450
    1.03
    12.0
    SEAWATER/BENT.
    1101
    1.03
    12.0
    SEAWATER/BENT.
    1254
    1.03
    12.0
    SEAWATER/BENT.
    1470
    1.26
    18.0
    GLYDRILL
    1517
    1.25
    18.0
    GLYDRILL
    1742
    1.25
    19.0
    GLYDRILL
    1757
    1.25
    18.0
    GLYDRILL
    1767
    1.26
    19.0
    GLYDRILL
    1846
    1.26
    18.0
    GLYDRILL
    1920
    1.26
    18.0
    GLYDRILL
    2215
    1.26
    17.0
    GLYDRILL

  • 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
    0.25