Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
29.04.2024 - 01:33
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

36/4-1

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.
    36/4-1
    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
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    36/4-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    BPN 9401 INLINE 2034 CROSSLINE 1196
    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.
    BP Norway Limited U.A.
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    850-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    29
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    03.09.1996
    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.
    01.10.1996
    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.
    01.10.1998
    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.
    15.08.2008
    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.
    DRY
    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).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    261.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2717.0
    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).
    2714.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    5.4
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    79
    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.
    61° 43' 56.6'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    4° 2' 1.29'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6844966.43
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    554617.38
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2847

  • Brønnhistorie
    Well 36/4-1 is located in the Sogn Graben, ca 18 km south-east of the Agat field and ca 60 km west-northwest of Florø town in western Norway. The objective was to establish the presence, quality and fluid content of Jurassic target horizons (Fensfjord, Krossfjord, Sognefjord Formations and Brent/Dunlin Groups). The overlying Cretaceous sand of Late Cenomanian/Early Turonian age (k68) provided a secondary target.
    Operations and results
    Wildcat well 36/4-1 was spudded with the semi-submersible installation Mærsk Jutlander on 3 September 1996 and drilled to TD in basement rock. Minor delays in the operations were caused by ROV problems during spud and top hole drilling, and BOP problems while setting the 13 3/8" casing at 1108 m. The well was drilled with sea water and gel down to 1108 m and with KCl/Polymer/GEM (Glycol Enhanced Mud) from 1108 m to TD.
    The Jurassic was encountered at 2361 m and consisted of 351 m of Heather Formation overlying Basement rock. No primary reservoir was penetrated only low porosity thin sands were encountered with no shows. Wire line logging and sampling confirmed absence of Jurassic reservoir in the 36/4-1 prospect. The secondary target was penetrated 38 m high to prognosis and contained 77 m of sand. This sand showed no indications of hydrocarbons and was at hydrostatic pressure. Dull hydrocarbon shows were observed in sandstone stringers in the interval 1920-1990 m within the Cretaceous Kyrre Formation. No shows were encountered in the remaining part of the well. The failure of the primary target was attributed to lack of reservoir within the prospect. The secondary target probably failed due to lack of trap. Hydrostatic pressure within this sand indicated connection up-dip to the shelf and hence no up-dip seal. Apart from the Heather Formation with TOC in the range 1.5 to 4.3% and average HI of 340 mg HC/g TOC, no significant source rock formations were encountered in the well. The Heather Formation was found immature for hydrocarbon generation all through with measured vitrinite reflection and Tmax not exceeding 0.5 and 435 deg C, respectively. The Draupne shales were absent in the well.
    One core was cut at TD from 2715.3 - 2717.4 m to confirm basement lithology. Only 40 cm of core was recovered. The low meterage and poor recovery was caused by hard formation. No wire line fluid samples were taken.
    The well was permanently abandoned on at 2 October 1996 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]
    1110.00
    2712.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2714.0
    2714.4
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    0.4
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1110.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1130.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1150.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1170.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1190.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1210.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1230.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1240.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1250.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1270.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1280.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1290.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1310.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1330.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1350.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1370.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1390.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1410.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1430.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1450.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1470.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1490.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1510.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1530.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1550.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1570.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1590.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1600.0
    [m]
    DC
    RII
    1610.0
    [m]
    DC
    RII
    1610.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1620.0
    [m]
    DC
    RII
    1630.0
    [m]
    DC
    RII
    1630.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1640.0
    [m]
    DC
    RII
    1650.0
    [m]
    DC
    RII
    1650.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1660.0
    [m]
    DC
    RII
    1670.0
    [m]
    DC
    RII
    1670.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1680.0
    [m]
    DC
    RII
    1690.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1700.0
    [m]
    DC
    RII
    1710.0
    [m]
    DC
    RII
    1710.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1720.0
    [m]
    DC
    RII
    1730.0
    [m]
    DC
    RII
    1730.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1740.0
    [m]
    DC
    RII
    1750.0
    [m]
    DC
    RII
    1750.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1760.0
    [m]
    DC
    RII
    1770.0
    [m]
    DC
    RII
    1770.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1780.0
    [m]
    DC
    RII
    1790.0
    [m]
    DC
    RII
    1790.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1800.0
    [m]
    DC
    RII
    1810.0
    [m]
    DC
    RII
    1810.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1820.0
    [m]
    DC
    RII
    1830.0
    [m]
    DC
    RII
    1830.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1840.0
    [m]
    DC
    RII
    1850.0
    [m]
    DC
    RII
    1850.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1860.0
    [m]
    DC
    RII
    1870.0
    [m]
    DC
    RII
    1870.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1880.0
    [m]
    DC
    RII
    1890.0
    [m]
    DC
    RII
    1890.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1900.0
    [m]
    DC
    RII
    1910.0
    [m]
    DC
    RII
    1910.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1920.0
    [m]
    DC
    RII
    1930.0
    [m]
    DC
    RII
    1930.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1940.0
    [m]
    DC
    RII
    1940.0
    [m]
    DC
    PETROS
    1950.0
    [m]
    DC
    RII
    1950.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1960.0
    [m]
    DC
    RII
    1970.0
    [m]
    DC
    RII
    1970.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    1980.0
    [m]
    DC
    RII
    1990.0
    [m]
    DC
    RII
    1990.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2000.0
    [m]
    DC
    RII
    2009.0
    [m]
    DC
    RII
    2015.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2021.0
    [m]
    DC
    RII
    2030.0
    [m]
    DC
    RII
    2033.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2042.0
    [m]
    DC
    RII
    2051.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2072.0
    [m]
    DC
    RII
    2072.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2081.0
    [m]
    DC
    RII
    2090.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2093.0
    [m]
    DC
    RII
    2099.0
    [m]
    DC
    RII
    2108.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2117.0
    [m]
    DC
    RII
    2126.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2135.0
    [m]
    DC
    RII
    2144.0
    [m]
    DC
    RII
    2144.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2162.0
    [m]
    DC
    RII
    2171.0
    [m]
    DC
    RII
    2171.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2180.0
    [m]
    DC
    RII
    2189.0
    [m]
    DC
    RII
    2198.0
    [m]
    DC
    RII
    2198.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2207.0
    [m]
    DC
    RII
    2216.0
    [m]
    DC
    RII
    2216.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2234.0
    [m]
    DC
    RII
    2234.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2243.0
    [m]
    DC
    RII
    2252.0
    [m]
    DC
    RII
    2252.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2261.0
    [m]
    DC
    RII
    2261.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2270.0
    [m]
    DC
    RII
    2270.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2279.0
    [m]
    DC
    RII
    2279.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2288.0
    [m]
    DC
    RII
    2288.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2297.0
    [m]
    DC
    RII
    2301.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2313.0
    [m]
    DC
    RII
    2313.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2319.0
    [m]
    DC
    RII
    2325.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2330.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2333.0
    [m]
    DC
    RII
    2337.0
    [m]
    DC
    RII
    2340.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2346.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2349.0
    [m]
    DC
    RII
    2352.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2358.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2361.0
    [m]
    DC
    RII
    2364.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2370.0
    [m]
    DC
    RII
    2370.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2373.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2376.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2382.0
    [m]
    DC
    RII
    2382.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2388.0
    [m]
    DC
    RII
    2394.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2397.0
    [m]
    DC
    RII
    2397.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    2403.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2412.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2418.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2424.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2427.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2433.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2439.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2442.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2448.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2454.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2460.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2472.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2478.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2481.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2490.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2496.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2502.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2505.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2517.0
    [m]
    DC
    PETROS
    2532.0
    [m]
    DC
    PETROS

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.02
    pdf
    1.43

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    21.18

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CHECKSHOT
    710
    2717
    DSI PEX NGT
    1102
    2708
    PEX HALS ACTS SP
    1102
    2711
    RFT RQPS GR ACTS
    1878
    2696

  • 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
    355.0
    36
    357.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    13 3/8
    1102.0
    17 1/2
    1108.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    2715.0
    12 1/4
    2715.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    320
    1.05
    SEA WATER
    357
    1.05
    SEA WATER
    442
    1.05
    WATER BASED MUD
    1108
    1.10
    20.0
    WATER BASED MUD
    1666
    1.25
    19.0
    WATER BASED MUD
    1874
    1.25
    21.0
    WATER BASED MUD
    2031
    1.25
    26.0
    WATER BASED MUD
    2412
    1.25
    26.0
    WATER BASED MUD
    2575
    1.29
    28.0
    WATER BASED MUD
    2716
    1.30
    28.0
    WATER BASED MUD
    2717
    1.30
    30.0
    WATER BASED MUD

  • 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
    0.22