Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
28.04.2024 - 01:35
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6407/10-2

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.
    6407/10-2
    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
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    6407/10-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH 8604-808 LINE 270 COLUMN 8604-1420
    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.
    Norsk Hydro Produksjon AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    633-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    52
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    03.05.1990
    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.
    23.06.1990
    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.
    23.06.1992
    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.
    02.03.2004
    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.
    334.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3825.0
    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).
    3824.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    4.5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    120
    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° 13' 44.34'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 16' 54.02'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7123832.87
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    416644.87
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1497

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6407/10-2 was drilled on the B-II structure south-east of the Njord Field, and is characterized by a prominent hanging wall anticline and syncline off the Trøndelag Platform and shows little tectonic disturbance as seen on seismic sections. From tectonic model inferred in the area, the tectonic damage to the reservoir rocks was expected to be less than previously encountered in the A-Central and the A-North areas. Movements along the main fault during the Late Jurassic caused sedimentation of Triassic and / or Middle and Early Jurassic clastics of delta fan type. Source rock for B-II area was prognosed to be the mature part of the Spekk Formation. Possible shallow gas might be present some 30 - 40 m below sea level. One core would be taken in each of the Garn, Ile and Tilje formations. The main objectives for the well were to asses the reservoir quality and hydrocarbon potential of the Garn, Ile, and Tilje Formations and the Late Jurassic sequence; to obtain reservoir pressure; confirm the seismic and geological model; and to asses the presence of sands in the Early Cretaceous sequence.
    Prognosed TD was 3700 m in the upper part of the Tilje Formation, or alternatively 4040 m in Triassic rocks.
    Operations and results
    Wildcat well 6407/10-2 was spudded with the semi-submersible rig Vildkat Explorer on 3 May 1990 and drilled to TD at 3825 m in the Early Jurassic Tilje Formation sandstones. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to1070 m and with KCl/Polymer/Polyacrylamide mud system from 1070 m to TD. In the 17 1/2" section 1070 to 2188 m mud from a previous well was used, below 2188 m fresh mud was used. Apart from some difficulties during logging, drilling went on without any significant problems. No shallow gas was encountered in this well. Apart from 8 m Lysing sand at 2378 m there was no significant sand body development in the Cretaceous succession. The Garn Formation was not present in the well location. Hydrocarbons were absent in both the Ile- and Tilje formations. Weak to very weak shows were observed on claystones between 2660 m to 2720 m in the Lange Formation. Moderate to very weak shows were observed on claystones and sandstones throughout most of the Jurassic section. A total of 180 sidewall cores were attempted in three runs, and 104 were recovered. Two conventional cores were cut in the Ile- and Tilje formations. No fluid samples were taken. The well was permanently abandoned on 23 June 1990 as a dry well.
    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]
    1080.00
    3825.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3446.0
    3457.2
    [m ]
    2
    3682.0
    3694.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    23.2
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3442-3447m
    Kjerne bilde med dybde: 3447-3452m
    Kjerne bilde med dybde: 3452-3457m
    Kjerne bilde med dybde: 3457-3686m
    Kjerne bilde med dybde: 3686-3691m
    3442-3447m
    3447-3452m
    3452-3457m
    3457-3686m
    3686-3691m
    Kjerne bilde med dybde: 3691-3693m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3691-3693m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1080.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1090.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1110.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1140.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1170.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1210.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1250.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1290.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1330.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1370.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1400.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1440.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1480.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1520.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1560.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1620.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1630.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1640.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1660.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1680.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1720.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1760.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1800.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1840.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1860.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1880.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1890.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1900.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1910.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    1920.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1960.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2000.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2040.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2080.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2120.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2160.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2200.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2240.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2280.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2410.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2430.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2445.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2455.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2465.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2495.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2505.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2515.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2525.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2555.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2585.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2595.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2605.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2615.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2635.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2675.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2685.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2695.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2705.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2715.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2735.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2745.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2755.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2765.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2775.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2795.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2805.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2815.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2822.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2827.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2832.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2837.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2842.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2847.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2852.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2855.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2855.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2860.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2865.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2870.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2875.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2880.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2885.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2885.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2890.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2895.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2895.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2900.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2905.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2910.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2915.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2925.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2930.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2930.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2935.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2945.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2947.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2955.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2965.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2965.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2975.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2985.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2985.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    3015.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3025.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3035.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3045.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3055.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3085.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3105.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3140.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3150.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3160.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3180.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3200.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3220.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3250.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3280.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3290.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3300.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3310.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3340.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3360.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    3370.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3400.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3430.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3470.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3480.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3500.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3510.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3520.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3530.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3540.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3550.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3560.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3590.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3610.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3640.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3660.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3670.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3700.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3710.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3720.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3750.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3770.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3780.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3800.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3825.0
    [m]
    DC
    HYDRO

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.53

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.91

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.21
    pdf
    0.22

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    19.10

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    1700
    2163
    CNL NGL AMS
    2163
    3828
    CST GR
    2230
    3010
    CST GR
    2230
    3793
    CST GR
    3025
    3813
    DIL LDL SP GR
    2163
    3828
    DIL LSS LDL SP GR
    1054
    2185
    FMS GR AMS
    2163
    3828
    LSS GR
    0
    0
    LSS GR
    2163
    3250
    MWD - GR RES DIR
    359
    3825
    RFT HP AMS
    2383
    3779
    SDT GR AMS
    3030
    3826
    VSP
    2220
    3810

  • 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
    445.0
    36
    447.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    1056.0
    26
    1070.0
    1.95
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2164.0
    17 1/2
    2188.0
    1.70
    LOT
    OPEN HOLE
    3825.0
    12 1/4
    3825.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    397
    1.07
    WATER BASED
    03.05.1990
    406
    1.07
    WATER BASED
    04.05.1990
    443
    1.07
    WATER BASED
    10.05.1990
    447
    1.07
    WATER BASED
    10.05.1990
    448
    1.07
    WATER BASED
    10.05.1990
    808
    1.10
    WATER BASED
    10.05.1990
    1070
    1.07
    WATER BASED
    10.05.1990
    1070
    1.07
    WATER BASED
    14.05.1990
    1070
    1.10
    WATER BASED
    10.05.1990
    1070
    1.07
    WATER BASED
    14.05.1990
    1177
    1.45
    11.0
    8.0
    WATER BASED
    14.05.1990
    1364
    1.60
    19.0
    8.0
    WATER BASED
    14.05.1990
    1529
    1.60
    25.0
    8.0
    WATER BASED
    15.05.1990
    1656
    1.60
    24.0
    13.0
    WATER BASED
    16.05.1990
    1969
    1.59
    26.0
    10.0
    WATER BASED
    21.05.1990
    2040
    1.32
    17.0
    10.0
    WATER BASED
    22.06.1990
    2119
    1.60
    30.0
    13.0
    WATER BASED
    21.05.1990
    2168
    1.60
    25.0
    11.0
    WATER BASED
    21.05.1990
    2188
    1.59
    32.0
    12.0
    WATER BASED
    21.05.1990
    2188
    1.59
    31.0
    9.0
    WATER BASED
    21.05.1990
    2191
    1.38
    27.0
    10.0
    WATER BASED
    22.05.1990
    2435
    1.38
    25.0
    10.0
    WATER BASED
    23.05.1990
    2590
    1.38
    23.0
    11.0
    WATER BASED
    25.05.1990
    2656
    1.39
    18.0
    10.0
    WATER BASED
    25.05.1990
    2768
    1.38
    26.0
    8.0
    WATER BASED
    28.05.1990
    2853
    1.38
    21.0
    10.0
    WATER BASED
    28.05.1990
    2887
    1.38
    17.0
    10.0
    WATER BASED
    28.05.1990
    2960
    1.38
    28.0
    10.0
    WATER BASED
    29.05.1990
    3033
    1.38
    21.0
    7.0
    WATER BASED
    30.05.1990
    3164
    1.38
    27.0
    7.0
    WATER BASED
    31.05.1990
    3202
    1.38
    21.0
    10.0
    WATER BASED
    05.06.1990
    3252
    1.38
    20.0
    10.0
    WATER BASED
    05.06.1990
    3305
    1.38
    25.0
    12.0
    WATER BASED
    05.06.1990
    3357
    1.38
    24.0
    10.0
    WATER BASED
    05.06.1990
    3370
    1.32
    17.0
    10.0
    WATER BASED
    21.06.1990
    3411
    1.38
    22.0
    11.0
    WATER BASED
    05.06.1990
    3442
    1.38
    14.0
    10.0
    WATER BASED
    06.06.1990
    3458
    1.38
    23.0
    13.0
    WATER BASED
    07.06.1990
    3509
    1.38
    20.0
    10.0
    WATER BASED
    08.06.1990
    3553
    1.38
    20.0
    10.0
    WATER BASED
    11.06.1990
    3587
    1.38
    22.0
    12.0
    WATER BASED
    11.06.1990
    3641
    1.38
    20.0
    13.0
    WATER BASED
    11.06.1990
    3664
    1.38
    22.0
    12.0
    WATER BASED
    12.06.1990
    3682
    1.38
    22.0
    12.0
    WATER BASED
    13.06.1990
    3700
    1.38
    20.0
    12.0
    WATER BASED
    14.06.1990
    3806
    1.38
    19.0
    14.0
    WATER BASED
    14.06.1990
    3825
    1.38
    19.0
    14.0
    WATER BASED
    18.06.1990
    3825
    1.32
    17.0
    10.0
    WATER BASED
    18.06.1990
    3825
    1.38
    19.0
    14.0
    WATER BASED
    18.06.1990
    3825
    1.32
    17.0
    10.0
    WATER BASED
    19.06.1990
    3825
    1.32
    17.0
    10.0
    WATER BASED
    20.06.1990

  • 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
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.24