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

1/9-6 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.
    1/9-6 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).
    APPRAISAL
    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.
    SUSPENDED
    Flergrensbønn
    Indikator som forteller om brønnbanen er en flergrensbrønn, dvs. har mer enn en gren. Eksempel på lovlige verdier: YES, NO. Se også Sokkeldirektoratets retninglinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    NO
    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.
    1/9-6
    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.
    318-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    256
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    21.03.1982
    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.
    01.12.1982
    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.
    01.12.1984
    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.
    10.10.2012
    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.
    APPRAISAL
    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.
    GAS/CONDENSATE
    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
    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.
    PALEOCENE
    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.
    EKOFISK FM
    2. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.
    LATE CRETACEOUS
    2. nivå med hydrokarboner, formasjon
    Navn på litostratigrafisk enhet, 2. 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.
    TOR FM
    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.
    76.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3880.0
    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).
    3529.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    32.5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    135
    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 CRETACEOUS
    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.
    HOD FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    56° 29' 3.85'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 56' 0.14'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6260135.61
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    495896.49
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    44

  • Brønnhistorie
    General
    Well 1/9-6 S was drilled on the north-west flank of the Tommeliten Gamma structure in the Feda Graben in the southern North Sea. The main objective was to appraise the Tommeliten Field. The well was drilled deviated due to the planned use of this well as a production well. The main targets were the Ekofisk and Tor formations.
    Operations and results
    Appraisal well 1/9-6 was spudded with the semi-submersible installation Sedco 703 on 21 March 1982. Drilling of the 36" and 26" holes went without incident. There was some difficulty in getting logging tools in the 17 1/2" hole. Gumbo problems occurred while drilling the 12 1/4" hole and both open hole and cased hole logging runs were plagued with tool failures. Differential sticking also occurred while drilling the bottom part of the 8 1/2" hole. TD was set 3880 m, 99 m into the Late Cretaceous Hod Formation. After retrieving the RFT the well began flowing and sloughing large amounts of shale below the 9 5/8" shoe. While circulating and reaming to TD, the pipe became stuck many times due to shale sloughing above the bit. A bit and bit sub were left in the hole during these hole problems, and were never recovered. The well was drilled with "native" mud/seawater down to 1471 m and with polymer/dispersed solids/lignosulphonate/seawater from 1471 m to TD.
    Top Ekofisk Formation was penetrated at 3411 m (3110 m TVD) and top Tor Formation at 3516 m (3199 m TVD). Both formations were gas/condensate bearing. No other permeable section in the well had indications of hydrocarbons.
    A total of 14 cores were cut in the interval 3415.7 - 3619 m in the Ekofisk and Tor formations. Problems with jamming and differential sticking occurred while coring. The overall recovery was 90%. One run with the RFT tool on wire line was conducted, taking 14 good pressure points, but no fluid sample due to tight formation and stuck tool.
    After testing the well was suspended on 1 December as a possible future producer. It is classified as a gas/condensate appraisal well.
    Testing
    Four DST's were performed in this well. Technical and operational problems plagued all tests.
    DST1 tested the interval 3771.6 - 3776.8 m (3424.0 - 3428.6 m TVD) in the water zone at base Tor Formation. A few m3 water was produced in each of several flow periods. The temperature recorded in DST 1, at measurement depth 3750.4 m varied between 130.7 deg C and 133.0 deg C for different periods and gauges, with 131.7 deg C taken as a representative temperature.
    DST 2, 2A, and 2B tested the interval 3636.3 - 3654.6 m (3301.0 - 3316.7 m TVD) in the lower Tor Formation. The first test, DST 2, was aborted due to technical problems. Maximum rate achieved from DST 2A was 536604 Sm3 /day of gas and 477 Sm3 /day of condensate on 32/64" choke. GOR was 1125 Sm3/Sm3, oil density was 0.810, and gas gravity was 0.689 (air = 1). H2S was measured to be 4-6 ppm and the CO2 content was measured to be 3%. This test was aborted when the tester valve cut the wire line, and the zone was retested as DST 2B. The maximum flow rates were then close to 700 x 10 Sm3 /day of gas and 500 - 550 Sm3 /day of condensate on a 28/64". The maximum temperature in different flows from this interval, measured at 3652 m, varied between 121.8 and 122.4 deg C
    DST 3 tested the intervals 3587.5 - 3578.4 m, 3569.2 - 3560.1 m and 3550.9 - 3523.5 m in the Tor Formation. It flowed 243808 Sm3 gas and 231 Sm3 condensate/day on a 16/64" choke after acidizing. GOR was 1054 Sm3/Sm3, condensate density was 0.823 g/cm3 and gas gravity was 0.680 (air = 1). Final build-up period was terminated mid-way due to technical problems. Same interval was tested in DST3A without further acidizing. This test produced 241259 Sm3 gas and 202 Sm3 condensate/day on a 20/64" choke. The GOR was 1196 Sm3/Sm3, the oil density was 0.791 g/cm3 and gas gravity was 0.684 (air = 1). The temperature measured at 3522.6 m was 131.1 deg C
    DST 4 was perforated in two intervals, the upper zone from 3416.8 - 3426.0 m (3114.8 - 3122.7 m TVD) and the second from 3444.2 - 3459.4 m (3138.2 - 3151.3 m TVD), both in the Ekofisk formation. It produced gas and condensate after stimulation. The maximum rates from these intervals were 834213 Sm3 gas and approximately 559 Sm3 condensate/day of condensate on a 56/64" choke. The GOR was 1491 Sm3/Sm3 on this choke. A GOR of 2800 Sm3/Sm3 was measured before acidization, with a low flowing pressure.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    170.00
    3880.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3415.7
    3426.3
    [m ]
    2
    3427.0
    3444.4
    [m ]
    3
    3445.0
    3457.0
    [m ]
    4
    3463.6
    3481.1
    [m ]
    5
    3481.7
    3499.5
    [m ]
    6
    3500.9
    3517.8
    [m ]
    7
    3518.7
    3530.0
    [m ]
    8
    3530.5
    3534.3
    [m ]
    9
    3537.9
    3555.0
    [m ]
    10
    3556.5
    3573.5
    [m ]
    11
    3575.0
    3584.4
    [m ]
    12
    3584.8
    3597.5
    [m ]
    13
    3598.0
    3615.8
    [m ]
    14
    3618.1
    3618.7
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    182.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3415-3420m
    Kjerne bilde med dybde: 3420-3425m
    Kjerne bilde med dybde: 3425-3426m
    Kjerne bilde med dybde: 3427-3432m
    Kjerne bilde med dybde: 3432-3437m
    3415-3420m
    3420-3425m
    3425-3426m
    3427-3432m
    3432-3437m
    Kjerne bilde med dybde: 3437-3442m
    Kjerne bilde med dybde: 3442-3444m
    Kjerne bilde med dybde: 3445-3450m
    Kjerne bilde med dybde: 3450-3455m
    Kjerne bilde med dybde: 3455-3457m
    3437-3442m
    3442-3444m
    3445-3450m
    3450-3455m
    3455-3457m
    Kjerne bilde med dybde: 3463-3468m
    Kjerne bilde med dybde: 3468-3473m
    Kjerne bilde med dybde: 3473-3478m
    Kjerne bilde med dybde: 3478-3481m
    Kjerne bilde med dybde: 3481-3486m
    3463-3468m
    3468-3473m
    3473-3478m
    3478-3481m
    3481-3486m
    Kjerne bilde med dybde: 3486-3491m
    Kjerne bilde med dybde: 3491-3496m
    Kjerne bilde med dybde: 3496-3499m
    Kjerne bilde med dybde: 3500-3505m
    Kjerne bilde med dybde: 3505-3510m
    3486-3491m
    3491-3496m
    3496-3499m
    3500-3505m
    3505-3510m
    Kjerne bilde med dybde: 3510-3515m
    Kjerne bilde med dybde: 3515-3517m
    Kjerne bilde med dybde: 3518-3523m
    Kjerne bilde med dybde: 3523-3528m
    Kjerne bilde med dybde: 3528-3530m
    3510-3515m
    3515-3517m
    3518-3523m
    3523-3528m
    3528-3530m
    Kjerne bilde med dybde: 3530-3534m
    Kjerne bilde med dybde: 3537-3542m
    Kjerne bilde med dybde: 3542-3547m
    Kjerne bilde med dybde: 3547-3552m
    Kjerne bilde med dybde: 3552-3555m
    3530-3534m
    3537-3542m
    3542-3547m
    3547-3552m
    3552-3555m
    Kjerne bilde med dybde: 3556-3561m
    Kjerne bilde med dybde: 3561-3566m
    Kjerne bilde med dybde: 3566-3571m
    Kjerne bilde med dybde: 3571-3573m
    Kjerne bilde med dybde: 3575-3580m
    3556-3561m
    3561-3566m
    3566-3571m
    3571-3573m
    3575-3580m
    Kjerne bilde med dybde: 3580-3584m
    Kjerne bilde med dybde: 3584-3589m
    Kjerne bilde med dybde: 3589-3594m
    Kjerne bilde med dybde: 3594-3597m
    Kjerne bilde med dybde: 3598-3602m
    3580-3584m
    3584-3589m
    3589-3594m
    3594-3597m
    3598-3602m
    Kjerne bilde med dybde: 3603-3608m
    Kjerne bilde med dybde: 3608-3613mj
    Kjerne bilde med dybde: 3613-3615m
    Kjerne bilde med dybde: 3618-3619m
    Kjerne bilde med dybde:  
    3603-3608m
    3608-3613mj
    3613-3615m
    3618-3619m

  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    DST
    TEST2A
    3636.00
    3655.00
    17.09.1982 - 00:00
    YES
    DST
    TEST2B
    3655.00
    3636.00
    17.09.1982 - 00:00
    YES
    DST
    TEST3
    3523.00
    3587.00
    03.10.1982 - 00:00
    YES
    DST
    TEST4
    3417.00
    3459.00
    25.11.1982 - 00:00
    YES

  • 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
    168.0
    36
    168.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    463.0
    26
    479.0
    1.34
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1453.0
    17 1/2
    1472.0
    1.87
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3140.0
    12 1/4
    3155.0
    2.06
    LOT
    LINER
    7
    3866.0
    8 1/2
    3880.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3772
    3777
    0.0
    2.0
    3636
    3655
    11.1
    3.0
    3524
    3588
    17.4
    4.0
    3417
    3459
    22.2
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    3.0
    4.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    2.0
    500
    530000
    0.799
    0.705
    1115
    3.0
    700
    850000
    0.828
    0.687
    1215
    4.0
    605
    850000
    0.878
    0.695
    1406

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL
    435
    1452
    CNL
    1100
    1500
    COMPARISON FDC GR
    3139
    3877
    DLL MSFL GR
    3139
    3876
    EPT PDC GR
    3139
    3877
    ISF BHC GR SP
    462
    3154
    ISF BHC NGT SP
    2980
    3877
    ISF SON GR SP
    100
    478
    LDL GR
    462
    1223
    LDL GR
    1451
    3153
    LDT CNL
    3139
    3877
    NGT
    2980
    3867
    OH VAVEFORM
    3139
    3867
    OH VDL
    3139
    3867
    PEQ
    3400
    3800
    RFT
    3139
    3880
    SHDT
    3139
    3880

  • Litostratigrafi
    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    102
    1755
    3242
    3242
    3275
    3322
    3400
    3411
    3411
    3516
    3781

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    2.63
    pdf
    0.71
    pdf
    3.98
    pdf
    0.07
    pdf
    0.05
    pdf
    0.06
    pdf
    0.05
    pdf
    47.50
    pdf
    2.77
    pdf
    2.96
    pdf
    0.11
    pdf
    0.09
    pdf
    0.03
    pdf
    0.46
    pdf
    3.85
    pdf
    1.95
    pdf
    1.22
    pdf
    2.56
    pdf
    2.79
    pdf
    2.60
    pdf
    0.25
    pdf
    5.86
    pdf
    2.70
    pdf
    1.90
    pdf
    1.39
    pdf
    0.88
    pdf
    0.41
    pdf
    0.61
    pdf
    1.08
    pdf
    1.11
    pdf
    1.10
    pdf
    0.33
    pdf
    11.68
    pdf
    4.85
    pdf
    2.59
    pdf
    0.33
    pdf
    0.39
    pdf
    0.65
    pdf
    6.62
    pdf
    3.18
    pdf
    6.06
    pdf
    3.77
    pdf
    2.33
    pdf
    6.49
    pdf
    10.47
    pdf
    0.20
    pdf
    0.14

  • 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
    pdf
    0.24

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    163
    1.05
    spud mud
    478
    1.02
    spud mud
    701
    1.08
    waterbased
    1471
    1.31
    waterbased
    1471
    1.33
    waterbased
    1729
    1.70
    waterbased
    2869
    1.87
    waterbased
    3155
    1.87
    waterbased
    3359
    1.70
    waterbased
    3414
    1.65
    waterbased
    3537
    1.58
    waterbased
    3574
    1.57
    waterbased
    3879
    1.59
    waterbased