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

6506/12-10 A

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.
    6506/12-10 A
    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.
    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
    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.
    6506/12-10
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST 8801- INLINE SP 920 & CROSSLINE SP 94
    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.
    817-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    168
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    27.06.1995
    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.
    11.12.1995
    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.
    11.12.1997
    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.
    24.09.2002
    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.
    OIL/GAS
    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.
    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.
    FANGST GP
    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.
    EARLY JURASSIC
    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.
    BÅT 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.
    285.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    6260.0
    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).
    5361.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    57.7
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    189
    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.
    ÅRE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    65° 8' 7.82'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    6° 49' 6.47'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7225505.52
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    397658.22
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2610

  • Brønnhistorie
    General
    The main objective of well 6506/12-10 A was to appraise the down flanks hydrocarbons in the Garn, Ile, Tilje, and the Åre Formation, on the Smørbukk Field.
    Operations and results
    The appraisal sidetrack well 6506/12-10 A was kicked off with the semi-submersible installation "Ross Rig" from 2823 m in 6506/12-10 on 25 June 1995 and drilled to 6260 m with a total cost considerably higher than planned budget. The higher costs were mainly due to kick off and orienting problems from the vertical well, lots of trips to change bits, milling cones lost in the 12 1/4" hole and problems cementing the 7" liner. In general the drilling rate was lower than expected. Oil based mud (ANCO VERT) was used trough out the sidetrack. High mud weight (1.80 g/cm3) was used in the beginning to prevent formation damage during drilling. This can have caused lower ROP than expected. Prior to testing, a lot of leakage problems occurred within the test string mainly due to bad quality of the o-rings in the Halliburton test-valves. The string was pulled and reran 5 times before all the problems were sorted out. Total lost times in the test phase was 893 hrs (squeeze cementing of 7" liner, leak in BHA of the test string, BOP problems, WOW, fishing of packer slips).
    Eleven cores were cut in the Tilje and Åre Formations. Two FMT samples were taken in the Garn Formation (4397.7 m TVD and 4402.7 m TVD, respectively) and one in the Tilje Formation (4806.8 m TVD). The Garn samples contained water while the Tilje sample contained oil. The 6506/12-10A well proved producible oil in the Garn, Ile, Tilje and upper parts of the Åre Formations in good sand intervals. After testing the well 6506/12-10 A was permanently plugged and abandoned on 11 December 1995 as an oil and gas appraisal well.
    Testing
    The test plan included short tests of the Åre and Tilje Formations followed by a long term production period. Thereafter a minifrac from the rig plus a massive stimulation job of the Tilje Formation should be performed. The objectives for this operations was to try to establish the productivity improvements from a massive stimulation, and thereby more accurate be able to evaluate the production potential for the Tilje Formation within the Smørbukk field. Due to problems during cementing of the 7" liner, severe zone isolation problems occurred and the Åre test was abandoned for the more important Tilje test. The production test of well 6506/12-10 A perforated the interval 5686 m to 5706 m (4793 m to 4813 m TVD RKB) in the Tilje Formation. The Tilje test started, but it became more or less obvious during the test that it was the Åre formation that was producing 90 -100 % of the fluid and Tilje only contributed with a very small amount of fluid. Later analysis of test results, PVT analysis, comparison of FMT data from earlier wells and this well, confirm that it was the Åre formation that was produced during the test, and that the cement bound between the Åre and Tilje was broken down during the test. At the end of the test a minifrac was performed in the perforated interval to indicate stress level in the Tilje formation. The test was ended after two shiploads of oil were sent to Mongstad, and within the time budget.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    2800.00
    6260.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    5674.0
    5711.5
    [m ]
    2
    5711.5
    5748.4
    [m ]
    3
    5948.0
    5948.5
    [m ]
    4
    5959.0
    5971.2
    [m ]
    5
    5972.0
    5984.7
    [m ]
    6
    5986.0
    6005.0
    [m ]
    7
    6038.0
    6057.0
    [m ]
    8
    6057.0
    6060.7
    [m ]
    9
    6119.0
    6128.6
    [m ]
    10
    6160.0
    6178.0
    [m ]
    11
    6223.0
    6230.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    176.4
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 5674-5679m
    Kjerne bilde med dybde: 5679-5684m
    Kjerne bilde med dybde: 5684-5689m
    Kjerne bilde med dybde: 5689-5694m
    Kjerne bilde med dybde: 5694-5699m
    5674-5679m
    5679-5684m
    5684-5689m
    5689-5694m
    5694-5699m
    Kjerne bilde med dybde: 5699-5704m
    Kjerne bilde med dybde: 5704-5709m
    Kjerne bilde med dybde: 5709-5712m
    Kjerne bilde med dybde: 5712-5716m
    Kjerne bilde med dybde: 5716-5721m
    5699-5704m
    5704-5709m
    5709-5712m
    5712-5716m
    5716-5721m
    Kjerne bilde med dybde: 5721-5726m
    Kjerne bilde med dybde: 5721-5731m
    Kjerne bilde med dybde: 5731-5736m
    Kjerne bilde med dybde: 5736-5741m
    Kjerne bilde med dybde: 5741-5746m
    5721-5726m
    5721-5731m
    5731-5736m
    5736-5741m
    5741-5746m
    Kjerne bilde med dybde: 5746-5748m
    Kjerne bilde med dybde: 5948-5949m
    Kjerne bilde med dybde: 5959-5964m
    Kjerne bilde med dybde: 5964-5969m
    Kjerne bilde med dybde: 5969-5971m
    5746-5748m
    5948-5949m
    5959-5964m
    5964-5969m
    5969-5971m
    Kjerne bilde med dybde: 5972-5977m
    Kjerne bilde med dybde: 5977-5982m
    Kjerne bilde med dybde: 5986-5991m
    Kjerne bilde med dybde: 5982-5985m
    Kjerne bilde med dybde: 5991-5996m
    5972-5977m
    5977-5982m
    5986-5991m
    5982-5985m
    5991-5996m
    Kjerne bilde med dybde: 5996-6001m
    Kjerne bilde med dybde: 6001-6005m
    Kjerne bilde med dybde: 6038-6043m
    Kjerne bilde med dybde: 6043-6048m
    Kjerne bilde med dybde: 6048-6053m
    5996-6001m
    6001-6005m
    6038-6043m
    6043-6048m
    6048-6053m
    Kjerne bilde med dybde: 6053-6057m
    Kjerne bilde med dybde: 6057-6060m
    Kjerne bilde med dybde: 6119-6124m
    Kjerne bilde med dybde: 6124-6128m
    Kjerne bilde med dybde: 6160-6165m
    6053-6057m
    6057-6060m
    6119-6124m
    6124-6128m
    6160-6165m
    Kjerne bilde med dybde: 6165-6170m
    Kjerne bilde med dybde: 6170-6175m
    Kjerne bilde med dybde: 6175-6178m
    Kjerne bilde med dybde: 6223-6228m
    Kjerne bilde med dybde: 6228-6231m
    6165-6170m
    6170-6175m
    6175-6178m
    6223-6228m
    6228-6231m

  • 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
    TEST1
    0.00
    0.00
    28.10.1995 - 13:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.46

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    1.19
    pdf
    1.12

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    33.51

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    5707
    5686
    19.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    22.000
    165
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    450
    168750
    0.810
    375

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    4-ARM CAL GR
    2780
    3477
    CBL VDL GR
    5637
    5776
    DCBIL GR
    5260
    6202
    DPIL MAC SLH TTRM
    5845
    6259
    DPIL MAC ZDL CN GR
    5248
    5552
    DPIL MAC ZDL CN SLH TTRM
    5249
    5878
    FMT QDYNE GR
    5273
    5842
    FMT VPC CHT GR
    5926
    6197
    MND DPR
    5260
    5553
    MRIL XDL DN DSL
    5248
    5880
    MWD DPR
    2780
    5260
    MWD DPR
    5553
    5781
    ZDL CN TTRM GR
    5845
    6259
    ZOVSP GR
    2800
    6175

  • 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
    INTERM.
    9 5/8
    5248.0
    12 1/4
    5250.0
    0.00
    LOT
    LINER
    7
    6260.0
    8 1/2
    6260.0
    1.80
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    2810
    1.80
    58.0
    12.0
    OIL BASED
    06.07.1995
    2810
    1.80
    58.0
    12.5
    OIL BASED
    11.07.1995
    2810
    1.76
    56.0
    10.0
    OIL BASED
    11.07.1995
    2810
    1.74
    57.0
    11.0
    OIL BASED
    11.07.1995
    2810
    1.70
    52.0
    10.0
    OIL BASED
    11.07.1995
    2810
    1.70
    53.0
    10.0
    OIL BASED
    12.07.1995
    2810
    1.70
    48.0
    9.0
    OIL BASED
    14.07.1995
    2810
    1.70
    47.0
    9.5
    OIL BASED
    14.07.1995
    2810
    1.70
    46.0
    9.5
    OIL BASED
    17.07.1995
    2810
    1.70
    47.0
    9.0
    OIL BASED
    17.07.1995
    2810
    1.70
    44.0
    9.0
    OIL BASED
    17.07.1995
    2810
    1.70
    40.0
    8.5
    OIL BASED
    18.07.1995
    2810
    1.70
    43.0
    8.0
    OIL BASED
    19.07.1995
    2810
    1.70
    41.0
    8.0
    OIL BASED
    20.07.1995
    2810
    1.80
    59.0
    10.5
    OIL BASED
    03.07.1995
    2810
    1.80
    58.0
    11.5
    OIL BASED
    04.07.1995
    2810
    1.76
    53.0
    10.0
    OIL BASED
    11.07.1995
    2820
    1.66
    47.0
    8.5
    OIL BASED
    28.06.1995
    2820
    1.70
    44.0
    8.0
    OIL BASED
    30.06.1995
    2820
    1.80
    56.0
    9.5
    OIL BASED
    03.07.1995
    2820
    1.80
    60.0
    11.5
    OIL BASED
    03.07.1995
    2859
    1.66
    44.0
    8.0
    OIL BASED
    29.06.1995
    2965
    1.70
    44.0
    8.0
    OIL BASED
    30.06.1995
    3109
    1.80
    56.0
    9.5
    OIL BASED
    03.07.1995
    3221
    1.80
    60.0
    11.5
    OIL BASED
    03.07.1995
    3262
    1.80
    59.0
    10.5
    OIL BASED
    03.07.1995
    3301
    1.80
    58.0
    11.5
    OIL BASED
    04.07.1995
    3362
    1.80
    58.0
    12.0
    OIL BASED
    06.07.1995
    3363
    1.80
    58.0
    12.5
    OIL BASED
    11.07.1995
    3460
    1.76
    56.0
    10.0
    OIL BASED
    11.07.1995
    3465
    1.76
    53.0
    10.0
    OIL BASED
    11.07.1995
    3535
    1.74
    57.0
    11.0
    OIL BASED
    11.07.1995
    3643
    1.70
    52.0
    10.0
    OIL BASED
    11.07.1995
    3730
    1.70
    53.0
    10.0
    OIL BASED
    12.07.1995
    3775
    1.70
    48.0
    9.0
    OIL BASED
    14.07.1995
    3890
    1.70
    47.0
    9.5
    OIL BASED
    14.07.1995
    4099
    1.70
    46.0
    9.5
    OIL BASED
    17.07.1995
    4300
    1.70
    47.0
    9.0
    OIL BASED
    17.07.1995
    4430
    1.70
    44.0
    9.0
    OIL BASED
    17.07.1995
    4457
    1.70
    40.0
    8.5
    OIL BASED
    18.07.1995
    4670
    1.70
    43.0
    8.0
    OIL BASED
    19.07.1995
    4702
    1.70
    41.0
    8.0
    OIL BASED
    20.07.1995
    4900
    1.75
    48.0
    9.5
    OIL BASED
    21.07.1995
    4990
    1.75
    52.0
    10.0
    OIL BASED
    24.07.1995
    4990
    1.75
    50.0
    10.0
    OIL BASED
    24.07.1995
    4990
    1.75
    54.0
    11.0
    OIL BASED
    25.07.1995
    4990
    1.75
    51.0
    10.0
    OIL BASED
    24.07.1995
    4990
    1.75
    54.0
    11.0
    OIL BASED
    26.07.1995
    5041
    1.77
    51.0
    10.0
    OIL BASED
    24.07.1995
    5076
    1.78
    52.0
    10.0
    OIL BASED
    24.07.1995
    5175
    1.78
    50.0
    10.0
    OIL BASED
    24.07.1995
    5245
    1.20
    25.0
    7.0
    OIL BASED
    07.08.1995
    5260
    1.20
    28.0
    7.5
    OIL BASED
    07.08.1995
    5260
    1.20
    28.0
    7.0
    OIL BASED
    07.08.1995
    5260
    1.78
    54.0
    11.0
    OIL BASED
    25.07.1995
    5260
    1.78
    54.0
    11.0
    OIL BASED
    26.07.1995
    5260
    1.20
    28.0
    7.5
    OIL BASED
    08.08.1995
    5260
    1.20
    29.0
    8.0
    OIL BASED
    10.08.1995
    5260
    1.20
    28.0
    7.0
    OIL BASED
    10.08.1995
    5260
    1.20
    28.0
    7.5
    OIL BASED
    15.08.1995
    5260
    1.20
    29.0
    7.0
    OIL BASED
    15.08.1995
    5260
    1.20
    29.0
    7.5
    OIL BASED
    15.08.1995
    5260
    1.20
    29.0
    8.5
    OIL BASED
    17.08.1995
    5260
    1.20
    30.0
    7.5
    OIL BASED
    17.08.1995
    5260
    1.20
    28.0
    8.0
    OIL BASED
    17.08.1995
    5260
    1.21
    27.0
    7.0
    OIL BASED
    07.08.1995
    5260
    1.20
    28.0
    8.0
    OIL BASED
    18.08.1995
    5273
    1.20
    28.0
    8.0
    OIL BASED
    21.08.1995
    5273
    1.20
    28.0
    8.0
    OIL BASED
    21.08.1995
    5273
    1.20
    28.0
    8.0
    OIL BASED
    21.08.1995
    5273
    1.20
    28.0
    8.0
    OIL BASED
    22.08.1995
    5273
    1.20
    31.0
    9.0
    OIL BASED
    23.08.1995
    5273
    1.20
    35.0
    10.0
    OIL BASED
    29.08.1995
    5273
    1.20
    36.0
    10.0
    OIL BASED
    01.09.1995
    5273
    1.20
    35.0
    9.5
    OIL BASED
    30.08.1995
    5280
    1.21
    24.0
    6.0
    OIL BASED
    07.08.1995
    5310
    1.20
    25.0
    6.5
    OIL BASED
    07.08.1995
    5345
    1.20
    26.0
    7.5
    OIL BASED
    07.08.1995
    5371
    1.20
    25.0
    7.0
    OIL BASED
    07.08.1995
    5379
    1.20
    26.0
    7.5
    OIL BASED
    07.08.1995
    5380
    1.20
    28.0
    8.0
    OIL BASED
    21.08.1995
    5432
    1.20
    27.0
    7.0
    OIL BASED
    07.08.1995
    5457
    1.20
    28.0
    7.5
    OIL BASED
    07.08.1995
    5499
    1.20
    28.0
    7.0
    OIL BASED
    07.08.1995
    5536
    1.20
    28.0
    7.5
    OIL BASED
    08.08.1995
    5553
    1.20
    29.0
    8.0
    OIL BASED
    10.08.1995
    5613
    1.20
    28.0
    7.0
    OIL BASED
    10.08.1995
    5645
    1.20
    28.0
    7.5
    OIL BASED
    15.08.1995
    5711
    1.20
    29.0
    7.0
    OIL BASED
    15.08.1995
    5737
    1.20
    28.0
    8.0
    OIL BASED
    22.08.1995
    5737
    1.20
    28.0
    8.0
    OIL BASED
    21.08.1995
    5737
    1.20
    31.0
    9.0
    OIL BASED
    23.08.1995
    5737
    1.20
    28.0
    8.0
    OIL BASED
    21.08.1995
    5753
    1.20
    29.0
    7.5
    OIL BASED
    15.08.1995
    5781
    1.20
    29.0
    8.5
    OIL BASED
    17.08.1995
    5846
    1.20
    30.0
    7.5
    OIL BASED
    17.08.1995
    5890
    1.20
    28.0
    8.0
    OIL BASED
    17.08.1995
    5890
    1.20
    32.0
    9.0
    OIL BASED
    25.08.1995
    5890
    1.20
    30.0
    7.5
    OIL BASED
    29.08.1995
    5890
    1.20
    33.0
    9.0
    OIL BASED
    25.08.1995
    5890
    1.20
    28.0
    8.0
    OIL BASED
    18.08.1995
    5893
    1.20
    29.0
    8.5
    OIL BASED
    29.08.1995
    5912
    1.20
    33.0
    8.5
    OIL BASED
    29.08.1995
    5948
    1.20
    35.0
    10.0
    OIL BASED
    29.08.1995
    5959
    1.20
    35.0
    9.5
    OIL BASED
    30.08.1995
    5972
    1.20
    36.0
    10.0
    OIL BASED
    01.09.1995

  • 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
    0.29