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

6406/6-1

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.
    6406/6-1
    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
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    6406/6-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    HBGS 83 - 462 SP. 1389
    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.
    479-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    138
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    15.08.1985
    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.
    30.12.1985
    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.
    30.12.1987
    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.
    28.06.2007
    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.
    SHOWS
    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
    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.
    243.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4715.0
    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).
    4708.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    10.1
    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.
    TILJE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    64° 43' 48.23'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    6° 42' 14.69'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7180531.71
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    390653.80
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    486

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6406/6-1 was drilled on the Eta structure in the northwest corner of a block located just south of the Trestakk and Smørbukk discoveries. The main objective was hydrocarbon accumulations in Middle Jurassic sandstones. The second objective was Early Jurassic sandstone. Total depth was to be in rocks of Triassic age in order to satisfy the licence commitment.
    Operations and results
    Well 6406/6-1 was spudded with the semi-submersible installation Dyvi Stena on 15 August 1985 and drilled to TD at 4715 m in the Early Jurassic Tilje Formation. While setting the 9 5/8" casing several problems occurred, starting with difficulties in setting and testing the seal assembly, followed by leakage of the failsafe valves and failure of the BOP acoustic system. This resulted in a total loss of 28 days. The drilling proceeded to 4715 m, and the 7 m liner was run to 4696 m. Further problems, loss of several pieces of equipment in the hole and evaluation of the logs, resulted in the NPD approving the operators request to plug the hole 460 meter short of the prognosed depth. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 333 m, with gel/seawater from 333 m to 965 m, with gypsum/lignosulphonate mud from 965 m to 4165 m, and with lignite/lignosulphonate from 4165 m to TD.
    Traces of hydrocarbons were indicated at ca 3900 m in thin beds of sand stone of Early Cretaceous age. Sandstones were encountered in the Early - Middle Jurassic (Garn Ile and Tofte Formations). No hydrocarbons were observed in the Garn Formation. Weak oil shows were seen in the Ile and Tofte sandstones.
    Only one core was cut in the top of the Garn (former Tomma I) Formation. RFT sampling was attempted but all samples failed to recover formation fluid either due to plugging or to seal failure.
    The well was permanently abandoned on 30 December 1985 as a dry well with shows.
    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]
    340.00
    4711.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    4211.0
    4238.6
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    27.6
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2400.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2410.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2430.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2440.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2460.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2470.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2475.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2490.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2500.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2518.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2536.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2554.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2572.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2587.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2600.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2602.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2617.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2635.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2644.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2662.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2671.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2689.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2692.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2698.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2716.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2734.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2746.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2761.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2776.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2778.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2791.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2806.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2821.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2836.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2839.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2851.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2875.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2890.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2905.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2920.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2935.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2950.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2965.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2975.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2980.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2995.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3010.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3025.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3040.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3055.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3070.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3085.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3100.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3115.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3130.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3145.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3151.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    3160.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3175.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3190.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3205.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3220.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3235.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3250.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3265.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3275.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    3280.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3295.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3310.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3325.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3355.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3370.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3385.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3400.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3415.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3422.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    3445.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3460.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3475.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3488.5
    [m]
    SWC
    STRAT
    3490.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3505.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3520.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3535.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3550.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3565.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3570.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    3595.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3610.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3625.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3640.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3655.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3670.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3685.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3695.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3775.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3775.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    3790.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3805.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3820.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3835.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3880.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3895.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3902.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3910.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3925.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3940.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3955.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3970.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3985.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4000.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4003.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    4015.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4020.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    4030.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4037.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    4045.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4050.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    4060.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4075.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4080.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    4090.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4105.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4113.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    4135.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4145.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    4150.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4165.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4171.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    4180.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4195.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4200.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    4210.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4220.0
    [m]
    C
    STRAT
    4225.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4236.5
    [m]
    C
    STRAT
    4240.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4255.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4285.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4300.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4307.2
    [m]
    SWC
    STRAT
    4315.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4330.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4332.5
    [m]
    SWC
    STRAT
    4345.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4417.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    4430.8
    [m]
    SWC
    STRAT
    4435.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4450.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4465.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4477.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4495.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4510.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4513.1
    [m]
    SWC
    STRAT
    4525.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4540.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4552.5
    [m]
    SWC
    STRAT
    4555.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4572.5
    [m]
    SWC
    STRAT
    4585.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4600.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4615.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4630.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4645.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4646.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    4660.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4675.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4690.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4705.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4711.0
    [m]
    DC
    STRAT

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.93

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.13
    pdf
    4.52

  • 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
    0.29
    pdf
    0.34

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    7.76
    pdf
    10.01
    pdf
    2.87

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR CCL
    380
    2390
    CBL VDL GR CCL
    2000
    4150
    CBL VDL GR CCL
    3980
    4711
    CST GR
    2475
    3969
    CST GR
    4000
    4155
    CST GR
    4420
    4685
    DLL MSFL GR
    3831
    4161
    ISF LSS MSFL SP GR
    331
    4705
    LDL CNL GR
    331
    4706
    NGS
    2392
    4706
    RFT
    3894
    3899
    RFT
    4211
    4215
    RFT
    4211
    4680
    RFT HP GR
    3894
    3899
    SHDT GR
    4154
    4705
    VELOCITY
    331
    4702

  • 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
    331.0
    36
    332.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    954.0
    26
    965.0
    1.73
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2392.0
    17 1/2
    2415.0
    1.85
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2393.0
    17 1/2
    2415.0
    1.85
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    4157.0
    12 1/4
    4165.0
    2.20
    LOT
    LINER
    7
    4696.0
    8 1/2
    4711.0
    0.00
    LOT
    LINER
    7
    4702.0
    8 1/2
    4711.0
    2.02
    LOT
    OPEN HOLE
    4715.0
    6
    4715.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    330
    1.02
    WATER BASED
    06.09.1985
    332
    1.04
    5.0
    15.0
    WATER BASED
    06.09.1985
    359
    1.05
    5.0
    12.0
    WATER BASED
    06.09.1985
    826
    1.08
    5.0
    14.0
    WATER BASED
    06.09.1985
    965
    1.10
    15.0
    5.0
    WATER BASED
    06.09.1985
    1305
    1.11
    17.0
    10.0
    WATER BASED
    06.09.1985
    1652
    1.20
    17.0
    9.0
    WATER BASED
    06.09.1985
    1746
    1.00
    17.0
    9.0
    WATER BASED
    06.09.1985
    1980
    1.20
    18.0
    11.0
    WATER BASED
    06.09.1985
    1981
    1.30
    18.0
    11.0
    WATER BASED
    02.09.1985
    2020
    1.30
    14.0
    8.0
    WATER BASED
    06.09.1985
    2173
    1.30
    14.0
    8.0
    WATER BASED
    06.09.1985
    2193
    1.40
    15.0
    9.0
    WATER BASED
    06.09.1985
    2296
    1.49
    20.0
    9.0
    WATER BASED
    06.09.1985
    2335
    1.57
    22.0
    8.0
    WATER BASED
    06.09.1985
    2383
    1.57
    18.0
    7.0
    WATER BASED
    06.09.1985
    2415
    1.60
    19.0
    7.5
    WATER BASED
    09.09.1985
    2490
    1.72
    34.0
    9.0
    WATER BASED
    12.09.1985
    2497
    1.72
    34.0
    9.0
    WATER BASED
    12.09.1985
    2504
    1.77
    34.0
    9.0
    WATER BASED
    12.09.1985
    2509
    1.77
    35.0
    7.5
    WATER BASED
    13.09.1985
    2532
    1.77
    35.0
    7.5
    WATER BASED
    13.09.1985
    2553
    1.79
    35.0
    5.5
    WATER BASED
    13.09.1985
    2590
    1.78
    34.0
    8.0
    WATER BASED
    13.09.1985
    3008
    1.78
    30.0
    7.0
    WATER BASED
    17.09.1985
    3082
    1.78
    32.0
    7.0
    WATER BASED
    18.09.1985
    3325
    1.78
    26.0
    8.0
    WATER BASED
    24.09.1985
    3360
    1.78
    52.0
    7.5
    WATER BASED
    24.09.1985
    3407
    1.78
    54.0
    9.0
    WATER BASED
    25.09.1985
    3935
    1.78
    24.0
    5.0
    WATER BASED
    07.10.1985
    3935
    1.78
    24.0
    5.0
    WATER BASED
    16.10.1985
    4239
    1.81
    24.0
    5.0
    WATER BASED
    20.11.1985
    4485
    1.80
    28.0
    6.4
    WATER BASED
    25.11.1985
    4710
    1.79
    28.0
    6.4
    WATER BASED
    06.12.1985
    4715
    1.76
    28.0
    6.4
    WATER BASED
    06.12.1985

  • 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
    0.28