Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
24.11.2024 - 01:27
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

25/11-1

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.
    25/11-1
    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.
    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.
    25/11-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    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.
    Esso Exploration and Production Norway A/S
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    2-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    265
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    18.10.1966
    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.
    09.07.1967
    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.
    09.07.1969
    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.
    19.12.2007
    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.
    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.
    EOCENE
    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 BALDER FM SS
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    27.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    126.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2459.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.75
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    71
    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.
    PRE-DEVONIAN
    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.
    BASEMENT
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    59° 10' 57.35'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 24' 24.89'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6560686.91
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    466105.01
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    143

  • Brønnhistorie
    General
    Well 25/11-1 is located on the Utsira High in the Northern North Sea. The objective of the well was to test the hydrocarbon potential of the sedimentary section; to investigate the lithology and sequence in this portion of the North Sea basin; and to partially fulfil Esso's drilling obligation to the Norwegian Government incurred on behalf of the Licenses.
    Operations and results
    Wildcat well 25/11-1 was spudded with the semi-submersible installation Ocean Traveler on and drilled to TD at 2459 m in Basement rock. Actual drilling problems with the 25/11-1 were few. However, other major problems occurred. The number 2 column of Ocean Traveler was bumped by a supply boat on 6 November and began taking water. On 18 November, 1966 the rig was towed to Stavanger for repairs. By 14 April, 1967 the rig was able to continue drilling at the 25/11-1 location. Bad weather caused a new break in the drilling operations from 17 April to 10 May.
    From the sea floor to 370 m (1213'), the hole was drilled with sea water and gel. Returns in this interval were to the sea floor. Below 370 m to total depth a sea water slurry with Bentonite, Zeogel, Spersene, XP-20, Caustic Soda and 0 -12% diesel oil was used.
    First show in the well was reported in thin siltstone and sandstone bands at ca1690 m. Gas and live oil were found in Paleocene clastic sediments (Balder Formation; top has been set at 1698). The recovered cores from this interval (1726.7 to 1745.9 m) showed a predominantly shale section containing interbedded tuffaceous siltstone and sandstone. The shale bled gas throughout and developed a film of oil along fractured surfaces. The siltstone, though tight, bled oil at the base of most beds. The sandstone, whether 1/2 inch or three feet thick, was saturated with live oil which gave a yellow fluorescence and a streaming yellow-white or blue-white cut. Two FIT tests at 1755 and 1777 m yielded oil and gas, while a FIT at 1801.4 m recovered salt water and mud. An OWC was set at 1783 m. In this early phase of exploration in the North Sea, this was encouraging. The prospective reservoir rocks, however, were too thin to justify further tests in this well.
    Fourteen cores were cut in the well.  Core 1 was cut from 991.2 to 1000.3 m in the Hordaland Group; core no 2 from 1097.2 to 1104.9 m gave no recovery; core 3 was cut from 1104.9 to 1109.4 m in the Skade Formation, cores 4, 5, and 6 from 1726.7 to 1745.9 m in the Balder Formation; cores 7 and 8 from 1876.9 to 1904.0 m in the Ty and Ekofisk Formations; core 9 from 1956.8 to 1960.6 m in the Sola Formation, core 10 from 2013.5 to 2022.6 m in the Statfjord Formation; cores 11 and 12 in the interval 2186.9 to 2363.0 m in the Skagerrak Formation; and cores 13 and 14 in the interval 2391.1 to 2459.4      in Basement rocks. Fifteen Formation Interval Tests (FIT) were attempted. The test at 1755 m recovered 323 litre gas and 6 litre of 22.3 deg API oil, while the one at 1777 recovered 535 litre gas and 7 litre of 20.2 deg API oil. Tests at 1801, 4 m, 1873.3 m, 2007.4 m, and 2196.4 m all yielded salt water. Nine tests between 1713 - 1876 m failed.
    The well was permanently abandoned on 9 July 1967 as an oil discovery, the first in Norway.
    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]
    1213.00
    2270.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    3
    3623.0
    3640.0
    [ft ]
    4
    5665.0
    5695.0
    [ft ]
    5
    5695.0
    5728.0
    [ft ]
    6
    5714.0
    5725.0
    [ft ]
    7
    6159.0
    6196.0
    [ft ]
    8
    6196.0
    6247.0
    [ft ]
    9
    6420.0
    6432.5
    [ft ]
    10
    6606.0
    6636.0
    [ft ]
    11
    7175.0
    7212.0
    [ft ]
    12
    7709.0
    7755.0
    [ft ]
    13
    7845.0
    7858.0
    [ft ]
    14
    8032.0
    8065.0
    [ft ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    106.8
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    0.0
    [m]
    DC
    0.0
    [m]
    C
    1721.0
    [m]
    DC
    1880.4
    [m]
    C
    1882.0
    [m]
    C
    1890.0
    [m]
    C
    3252.0
    [ft]
    C
    3280.0
    [ft]
    DC
    3370.0
    [ft]
    DC
    3490.0
    [ft]
    DC
    3520.0
    [ft]
    DC
    3600.0
    [ft]
    C
    3626.0
    [ft]
    C
    3633.5
    [ft]
    C
    3640.0
    [ft]
    C
    3700.0
    [ft]
    DC
    3700.0
    [ft]
    DC
    3800.0
    [ft]
    DC
    3900.0
    [ft]
    DC
    4000.0
    [ft]
    DC
    4000.0
    [ft]
    DC
    4080.0
    [ft]
    DC
    4100.0
    [ft]
    DC
    4170.0
    [ft]
    DC
    4190.0
    [ft]
    DC
    4230.0
    [ft]
    DC
    4280.0
    [ft]
    DC
    4360.0
    [ft]
    DC
    4380.0
    [ft]
    DC
    4405.0
    [ft]
    DC
    4430.0
    [ft]
    DC
    4460.0
    [ft]
    DC
    4490.0
    [ft]
    DC
    4520.0
    [ft]
    DC
    4580.0
    [ft]
    DC
    4610.0
    [ft]
    DC
    4670.0
    [ft]
    DC
    4700.0
    [ft]
    DC
    4790.0
    [ft]
    DC
    4790.0
    [ft]
    DC
    4880.0
    [ft]
    DC
    4880.0
    [ft]
    DC
    4970.0
    [ft]
    DC
    5000.0
    [ft]
    DC
    5090.0
    [ft]
    DC
    5180.0
    [ft]
    DC
    5210.0
    [ft]
    DC
    5290.0
    [ft]
    DC
    5300.0
    [ft]
    DC
    5390.0
    [ft]
    DC
    5500.0
    [ft]
    DC
    5540.0
    [ft]
    DC
    5560.0
    [ft]
    DC
    5569.0
    [ft]
    SWC
    5570.0
    [ft]
    SWC
    5580.0
    [ft]
    DC
    5600.0
    [ft]
    DC
    5640.0
    [ft]
    DC
    5665.0
    [ft]
    C
    5665.0
    [ft]
    DC
    5670.0
    [ft]
    C
    5675.0
    [ft]
    C
    5680.0
    [ft]
    C
    5688.0
    [ft]
    SWC
    5693.0
    [ft]
    SWC
    5695.0
    [ft]
    C
    5696.0
    [ft]
    C
    5714.0
    [ft]
    C
    5714.0
    [ft]
    C
    5722.0
    [ft]
    SWC
    5726.0
    [ft]
    SWC
    5728.0
    [ft]
    C
    5728.0
    [ft]
    DC
    5731.0
    [ft]
    SWC
    5736.0
    [ft]
    SWC
    5738.0
    [ft]
    SWC
    5800.0
    [ft]
    DC
    5815.0
    [ft]
    SWC
    5819.0
    [ft]
    SWC
    5825.0
    [ft]
    SWC
    5833.0
    [ft]
    SWC
    5840.0
    [ft]
    DC
    5900.0
    [ft]
    DC
    5960.0
    [ft]
    DC
    5980.0
    [ft]
    DC
    6000.0
    [ft]
    DC
    6020.0
    [ft]
    DC
    6080.0
    [ft]
    DC
    6100.0
    [ft]
    DC
    6140.0
    [ft]
    DC
    6157.0
    [ft]
    DC
    6158.0
    [ft]
    C
    6171.0
    [ft]
    C
    6171.0
    [ft]
    C
    6196.0
    [ft]
    C
    6198.0
    [ft]
    DC
    6201.0
    [ft]
    C
    6250.0
    [ft]
    DC
    6250.0
    [ft]
    DC
    6290.0
    [ft]
    DC
    6300.0
    [ft]
    DC
    6340.0
    [ft]
    DC
    6390.0
    [ft]
    DC
    6420.0
    [ft]
    C
    6421.0
    [ft]
    C
    6423.0
    [ft]
    C
    6427.0
    [ft]
    C
    6428.0
    [ft]
    C
    6431.0
    [ft]
    C
    6432.0
    [ft]
    C
    6445.0
    [ft]
    DC
    6500.0
    [ft]
    DC
    6540.0
    [ft]
    DC
    6550.0
    [ft]
    DC
    6550.0
    [ft]
    DC
    6600.0
    [ft]
    DC
    6610.0
    [ft]
    DC
    6615.0
    [ft]
    DC
    6620.0
    [ft]
    DC
    6650.0
    [ft]
    DC
    6710.0
    [ft]
    DC
    6740.0
    [ft]
    DC
    6750.0
    [ft]
    DC
    6800.0
    [ft]
    DC
    6850.0
    [ft]
    DC
    6900.0
    [ft]
    DC
    6927.0
    [ft]
    C
    6940.0
    [ft]
    DC
    7000.0
    [ft]
    DC
    7040.0
    [ft]
    DC
    7090.0
    [ft]
    DC
    7140.0
    [ft]
    DC
    7188.0
    [ft]
    C
    7203.0
    [ft]
    C
    7207.0
    [ft]
    C
    7211.0
    [ft]
    C
    7212.0
    [ft]
    DC
    7230.0
    [ft]
    DC
    7350.0
    [ft]
    DC
    7391.0
    [ft]
    C
    7395.0
    [ft]
    C
    7440.0
    [ft]
    DC
    7500.0
    [ft]
    DC
    7545.0
    [ft]
    DC
    7590.0
    [ft]
    DC
    7640.0
    [ft]
    DC
    7650.0
    [ft]
    SWC
    7655.0
    [ft]
    SWC
    7665.0
    [ft]
    SWC
    7665.0
    [ft]
    SWC
    7675.0
    [ft]
    SWC
    7742.0
    [ft]
    C
    7753.0
    [ft]
    C
    7755.0
    [ft]
    SWC
    7760.0
    [ft]
    SWC
    7765.0
    [ft]
    SWC
    7770.0
    [ft]
    SWC
    7780.0
    [ft]
    SWC
    7785.0
    [ft]
    SWC
    7795.0
    [ft]
    SWC
    7800.0
    [ft]
    SWC
    7800.0
    [ft]
    DC
    7810.0
    [ft]
    SWC
    7815.0
    [ft]
    SWC
    7820.0
    [ft]
    SWC
    7825.0
    [ft]
    SWC
    7830.0
    [ft]
    SWC
    7835.0
    [ft]
    SWC
    7840.0
    [ft]
    SWC
    7845.0
    [ft]
    C
    7900.0
    [ft]
    DC
    7922.0
    [ft]
    SWC
    7935.0
    [ft]
    SWC
    7940.0
    [ft]
    SWC
    7945.0
    [ft]
    SWC
    7985.0
    [ft]
    SWC
    8053.0
    [ft]
    C

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.07
    pdf
    0.71
    pdf
    1.15
    pdf
    0.32
    pdf
    0.12

  • 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
    0.20

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    3.68

  • Dokumenter – Sokkeldirektoratets publikasjoner

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CAL
    1232
    1718
    CDM
    1232
    2451
    FDC
    610
    2461
    IES
    362
    2462
    LL-7
    362
    2459
    MLL
    362
    2460
    SGR
    180
    2457

  • 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
    179.0
    36
    179.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    363.0
    26
    363.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1233.0
    17 1/2
    1244.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    2460.0
    12 1/4
    2460.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    369
    0.00
    seawater
    1213
    0.00
    waterbased

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    991.00
    [m ]
    1879.00
    [m ]
    1896.00
    [m ]
    1904.00
    [m ]
    1938.00
    [m ]
    1936.00
    [m ]
    6215.00
    [m ]

  • 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
    0.21