Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
27.04.2024 - 01:34
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

29/6-1

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.
    29/6-1
    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.
    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.
    29/6-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    BP 80 - 021 SP 302
    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.
    307-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    210
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    12.10.1981
    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.
    09.05.1982
    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.
    09.05.1984
    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.
    01.08.2010
    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
    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.
    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.
    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.
    MIDDLE JURASSIC
    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.
    BRENT GP
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    24.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    124.7
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4832.0
    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).
    4785.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    25.3
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    166
    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 TRIASSIC
    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.
    LUNDE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 32' 17.94'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 59' 24.05'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6711948.14
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    444581.73
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    375

  • Brønnhistorie
    General
    Well 29/6-1 was drilled ca 2 km west of the UK border on the eastern margin of the East Shetland Basin. The primary objective was the Brent Group in a fault block separate from the Hild structure some few km to the southwest. The secondary objective was the Statfjord formation.
    Operations and results
    Wildcat well 29/6-1 was spudded with the semi-submersible installation SEDCO 707 on and drilled to TD at 4832 m.
    The well was spudded by "Sedco 707" on 12.10.81. When drilling the 17 1/2" pilot hole (with 1.1 sg mud) in the 24" section, mud losses occurred at 870 m. The hole was displaced to seawater and operations continued down to 1205 m where the 24" casing was set. Further drilling went with increasing mud weights due to tight hole problems, to a point where the overbalance considerably reduced penetration rate. Due to high deviation the pipe became differentially stuck at 4664 m. The well was planned to be vertical, but ended up severely deviated. From 3973 m to 4097 m hole inclination increased from 5 degrees to 10.5 degrees, increasing to 15.5 degrees by 4155 m, as a result of the increased dip of the bedding planes. At 4155 m a pendulum drill assembly was used but the hole inclination continued to increase to 19.5 degrees. By 4211 m the angle had reduced to 17 degrees but again increased to a maximum of 21 degrees by 4457 m, and then decreased to 20.25 degrees by 4570 m. Below this depth, surveys were not possible due to the hole conditions with overpull and stuck pipe on the connections and tight hole on trips. Keyseating, washout in the sandstones and the swelling nature of the clays in the Dunlin formation added to the problem caused by hole angle. At TD Schlumberger HDT log was run and the hole angle had built up to 25.25 degrees, and it was estimated that TVD was 47 m less than MD. The well was drilled with gel/seawater/Drispac down to 294 m, with gel/seawater/Lost circulation material from 294 m to 1205 m, with gypsum/Lignosulphonate/CMC from 1205 m to 2552 m, with Lignosulphonate/CMC from 2552 m to 3783 m, and with Lignosulphonate from 3783 m to TD.
    The Base Cretaceous Unconformity was penetrated at 3807 m where a thick section of Late Jurassic mudstones including 110 m Draupne Formation was encountered. The Brent Group clastic sediments were reached at 4204.5 m and found to be gas/condensate bearing. The sandstones were highly overpressured and 15 m of net pay was proved. The GWC was estimated at 4230 m (4195.1 m TVD MSL) using RFT data. The Statfjord Formation was water bearing.
    Methane gas with a weak oil show was observed on sandstone at 1830 m in Paleocene. There were further weak shows (yellow natural fluorescence with colourless cut) in the Shetland Group from 3610 to 3805 m, and there were similar weak shows throughout the Brent Group ("Dull yellow fluorescence becoming very dull orange yellow downhole, fast yellow to milky white cut fluorescence becoming very slow downhole, no natural cut colour"). Similar weak shows were seen also in the Amundsen Formation sands at 4664 to 4729 m and a further 10 m into the underlying Statfjord Formation.
    Seven cores were taken in the interval 4219 to 4340 m in the 8 3/8" section in the Tarbert and Ness Formations. RFT water samples were taken at 4235.5 m and at 4289.7 m (mud filtrate only).
    The well was permanently abandoned on 9 May 1982 as a gas/condensate discovery.
    Testing
    Three drill stem tests were performed in the Tarbert Formation of the Bren Group. The upper DST produced gas and condensate; the two deeper produced only water.
    DST 1 perforated the interval 4287 to 4301 m. It consisted of a 5 minutes initial flow period and a 34 minutes initial shut in. The well then flowed formation water with small quantities of gas containing 11% CO2 for 642 minutes before being shut in for 796 minutes. The final flow rate was 192 m3 water/day through a 4/64" choke. Samples were taken both at the wellhead and at the separator throughout the test. Water salinity was 71000 ppm NaCl. The maximum temperature recording taken at gauge depth 4285.66 m was 151.2 deg C.
    DST 2 perforated the interval 4256 to 4260 m. It consisted of a flow period of 1065 minutes (no hydrocarbons observed) and a build up period of 973 minutes. The final flow rate was 44 m3 water/day through a 4/64" choke. The maximum temperature recording taken at gauge depth 4254,98 m was 150.9 deg C.
    DST 3 perforated the interval 4208.5 to 4218.3 m in the uppermost Tarbert Formation. It consisted of 5 minutes initial flow followed by a 63 minutes build up and a main flow of gas and condensate (439 minutes). The final flow rate was 305822 Sm3 gas (10.8 MMft3) with 2% CO2. H2S was not detected during the test. The condensate gas ratio was 138 STB/MM ft3 (GOR = 1291 Sm3/Sm3), condensate gravity was 44 deg API, and the separator gas gravity was 0.71 (air = 1). The maximum temperature recording taken at gauge depth 4203.14 m was 152.2 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    290.00
    4818.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    4219.5
    4238.0
    [m ]
    2
    4238.0
    4256.0
    [m ]
    3
    4256.0
    4274.0
    [m ]
    4
    4274.0
    4292.0
    [m ]
    5
    4292.0
    4310.0
    [m ]
    6
    4310.0
    4328.2
    [m ]
    7
    4328.2
    4339.7
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    120.1
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 4219-4225m
    Kjerne bilde med dybde: 4225-4231m
    Kjerne bilde med dybde: 4231-4237m
    Kjerne bilde med dybde: 4237-4237m
    Kjerne bilde med dybde: 4238-4244m
    4219-4225m
    4225-4231m
    4231-4237m
    4237-4237m
    4238-4244m
    Kjerne bilde med dybde: 4244-4250m
    Kjerne bilde med dybde: 4250-4356m
    Kjerne bilde med dybde: 4256-4262m
    Kjerne bilde med dybde: 4262-4268m
    Kjerne bilde med dybde: 4268-4274m
    4244-4250m
    4250-4356m
    4256-4262m
    4262-4268m
    4268-4274m
    Kjerne bilde med dybde: 4274-4280m
    Kjerne bilde med dybde: 4280-4286m
    Kjerne bilde med dybde: 4286-4292m
    Kjerne bilde med dybde: 4292-4298m
    Kjerne bilde med dybde: 4298-4309m
    4274-4280m
    4280-4286m
    4286-4292m
    4292-4298m
    4298-4309m
    Kjerne bilde med dybde: 4304-4310m
    Kjerne bilde med dybde: 4310-4316m
    Kjerne bilde med dybde: 4316-4322m
    Kjerne bilde med dybde: 4322-4328m
    Kjerne bilde med dybde: 4328-4328m
    4304-4310m
    4310-4316m
    4316-4322m
    4322-4328m
    4328-4328m
    Kjerne bilde med dybde: 4328-4334m
    Kjerne bilde med dybde: 4334-4339m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    4328-4334m
    4334-4339m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    4512.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4542.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4572.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4602.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4629.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4659.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4692.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4719.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4728.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4797.0
    [m]
    DC
    FUGRO

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.76

  • 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
    0.30

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    12.90
    PDF
    4.05
    PDF
    3.01
    PDF
    3.45
    PDF
    7.85
    PDF
    6.88
    PDF
    19.48
    PDF
    2.13
    PDF
    1.07
    pdf
    6.96
    PDF
    1.04
    PDF
    2.15
    PDF
    0.80
    PDF
    6.20

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    4287
    4301
    0.0
    2.0
    4256
    4260
    0.0
    3.0
    4208
    4218
    3.2
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    3.0
    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
    3.0
    220
    300000
    0.808
    0.705
    1363

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CALI
    3775
    4832
    CBL VDL GR
    3500
    4338
    CBL VDL GR
    3570
    3228
    CBL VDL GR
    3570
    4338
    CBL VDL GR
    4150
    4280
    CYBERDIP
    3775
    4832
    CYBERLOOK
    4150
    4457
    DLL MSFL GR SP CAL
    4100
    4433
    FDC CNL GR CAL
    4300
    4831
    HDT
    3775
    4832
    HRT CCL
    10
    981
    HRT CCL
    10
    2385
    ISF BHC GR CAL
    4100
    4413
    ISF BHC GR SP
    149
    1190
    ISF BHC GR SP
    2336
    3778
    ISF BHC GR SP
    3775
    4232
    ISF MSFL BHC GR SP
    1182
    2550
    ISF MSFL BHC GR SP CAL
    4350
    4832
    LDL CNL GR CAL
    4140
    4416
    LDL CNL GR CAL
    4300
    4830
    NGT
    3775
    4830
    RFT GR
    3772
    4457
    RFT GR
    3772
    4236
    RFT GR
    3772
    4832
    RFT GR
    3772
    4832
    V5
    530
    4832

  • 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
    287.0
    36
    294.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    18 5/8
    1183.0
    24
    1205.0
    1.76
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2541.0
    17 1/2
    2557.0
    1.85
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3772.0
    12 1/4
    3783.0
    2.15
    LOT
    LINER
    7
    4375.0
    8 3/8
    4832.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    400
    1.09
    85.0
    waterbased
    1200
    1.10
    40.0
    waterbased
    1570
    1.26
    43.0
    waterbased
    2100
    1.33
    60.0
    waterbased
    3000
    1.38
    46.0
    waterbased
    3950
    2.00
    56.0
    waterbased
    4460
    1.97
    55.0
    waterbased
    4750
    1.94
    60.0
    waterbased

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    4328.50
    [m ]
    4323.10
    [m ]
    4317.80
    [m ]
    4312.70
    [m ]
    4303.20
    [m ]
    4299.00
    [m ]
    4294.00
    [m ]
    4289.20
    [m ]
    4281.30
    [m ]
    4275.00
    [m ]
    4271.00
    [m ]
    4259.20
    [m ]
    4237.00
    [m ]
    4231.90
    [m ]
    4228.50
    [m ]
    4225.00
    [m ]
    4222.08
    [m ]
    4219.90
    [m ]
    4249.50
    [m ]
    4230.00
    [m ]
    4257.40
    [m ]
    4220.20
    [m ]
    42661.90
    [m ]
    4261.90
    [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
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.22