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

2/1-8

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.
    2/1-8
    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.
    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.
    2/1-8
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    BP 80 - 37 SP. 400
    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.
    473-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    119
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    28.07.1985
    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.
    23.11.1985
    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.
    23.11.1987
    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.
    12.03.2011
    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
    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.
    LATE 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.
    ULA FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    37.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    66.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4151.0
    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).
    4146.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    6
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    160
    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.
    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.
    SKAGERRAK FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    56° 53' 40.63'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 6' 55.95'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6305802.54
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    507039.08
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    459

  • Brønnhistorie
    General
    Well 2/1-8 was drilled on the Cod Terrace on the margin between the southern Vestland Arch and the Central Trough in the North Sea. The objective was to evaluate the Late Jurassic Gyda member reservoir sandstone (the "2/1-3 Sand") in the south-eastern part of the field.
    Operations and results
    Appraisal well 2/1-8 was spudded with the jack-up installation Neddrill Trigon on 28 July 1985 and drilled to TD at 4151 m (4159 m Logger's Depth) in the Triassic Skagerrak Formation. The well was drilled with spud mud down to 635 m, and with KCl/polymer mud from 635 m to 3474 m. At this depth the drill string got stuck while pulling out of the hole. It was freed after pumping pipelax into the hole. Following the pipelax pill and down to 3888 m the mud contained 1.0 - 2.5% oil. Drilling commenced with an oil-free KCl/polymer mud from 3888 m to TD. Below 2000 m logger's depth = driller's depth + 8 m. Above this depth there is no discrepancy. In the following all quoted depths are logger's depths.
    A 40 m thick Gyda member sandstone was penetrated at a depth of 3899.5 m. Cores from the reservoir proved a coarsening up sequence of very fine to medium grained sandstone. The reservoir was oil bearing throughout. Oil stain and gas bleed were observed in cores of very fine sandstones and siltstones from the underlying Farsund and Haugesund Formations. The Ula Formation at 4037 m was 26 m thick and water bearing. Traces of hydrocarbons were recorded from 3818 - 3821 m in the Early Cretaceous Åsgard Formation. These possibly result from leakage, up a minor fault, from Late Jurassic rocks. There were no significant hydrocarbon shows in any other section of the well.
    Three cores were cut in the Late Jurassic Gyda member, Farsund Formation, and Haugesund Formation, from 3906.0 to 3989.3 m with 95 to 100 % recovery. The RFT tool was run for pressure points, but no wire line fluid samples were taken.
    The well was permanently abandoned on 23 November 1985 as an oil appraisal well.
    Testing
    Two drill stem tests were carried out in the Gyda member sandstone
    DST1A tested the interval 3919 to 3926 m. This test was designed to evaluate the lower part of the reservoir; however it is thought that communication vas established behind casing with more permeable higher zones. Thus the results are unreliable. The test produced oil at a maximum rate of 1950 Sm3/day through a 16/64" choke. Oil gravity was 39.8 deg API and GOR was 633 Sm3/Sm3. The maximum flowing bottom hole temperature measured in the test was 154 deg C.
    DST1B tested the interval 3900.5-3926 m. Dry oil was produced at a maximum rate of 1010 Sm3/day through a 28/64" fixed choke. The oil gravity was 40 deg API and the GOR was 665 Sm3/Sm3.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    190.00
    4152.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3898.0
    3924.0
    [m ]
    2
    3925.8
    3931.0
    [m ]
    3
    3953.0
    3981.3
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    59.5
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3898-3903m
    Kjerne bilde med dybde: 3903-3908m
    Kjerne bilde med dybde: 3908-3913m
    Kjerne bilde med dybde: 3913-3918m
    Kjerne bilde med dybde: 3918-3923m
    3898-3903m
    3903-3908m
    3908-3913m
    3913-3918m
    3918-3923m
    Kjerne bilde med dybde: 3923-3924m
    Kjerne bilde med dybde: 3925-3930m
    Kjerne bilde med dybde: 3930-3935m
    Kjerne bilde med dybde: 3935-3940m
    Kjerne bilde med dybde: 3940-3945m
    3923-3924m
    3925-3930m
    3930-3935m
    3935-3940m
    3940-3945m
    Kjerne bilde med dybde: 3945-3950m
    Kjerne bilde med dybde: 3950-3953m
    Kjerne bilde med dybde: 3953-3958m
    Kjerne bilde med dybde: 3958-3963m
    Kjerne bilde med dybde: 3963-3968m
    3945-3950m
    3950-3953m
    3953-3958m
    3958-3963m
    3963-3968m
    Kjerne bilde med dybde: 3968-3973m
    Kjerne bilde med dybde: 3973-3978m
    Kjerne bilde med dybde: 3978-3981m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3968-3973m
    3973-3978m
    3978-3981m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    3890.1
    [m]
    C
    APT
    3898.2
    [m]
    C
    APT
    3900.0
    [m]
    C
    APT
    3901.8
    [m]
    C
    APT
    3901.9
    [m]
    C
    APT
    3902.9
    [m]
    C
    APT
    3903.4
    [m]
    C
    APT
    3904.9
    [m]
    C
    APT
    3905.6
    [m]
    C
    APT
    3907.5
    [m]
    C
    APT
    3909.7
    [m]
    C
    APT
    3910.7
    [m]
    C
    APT
    3912.7
    [m]
    C
    APT
    3914.3
    [m]
    C
    APT
    3916.4
    [m]
    C
    APT
    3919.5
    [m]
    C
    APT
    3921.4
    [m]
    C
    APT
    3923.4
    [m]
    C
    APT
    3926.4
    [m]
    C
    APT
    3928.4
    [m]
    C
    APT
    3930.4
    [m]
    C
    APT
    3932.4
    [m]
    C
    APT
    3934.4
    [m]
    C
    APT
    3936.4
    [m]
    C
    APT
    3938.4
    [m]
    C
    APT
    3940.4
    [m]
    C
    APT
    3942.4
    [m]
    C
    APT
    3946.4
    [m]
    C
    APT
    3948.4
    [m]
    C
    APT
    3950.4
    [m]
    C
    APT
    3952.4
    [m]
    C
    APT
    3954.4
    [m]
    C
    APT
    3956.4
    [m]
    C
    APT
    3958.4
    [m]
    C
    APT
    3960.4
    [m]
    C
    APT
    3962.4
    [m]
    C
    APT
    3962.4
    [m]
    C
    APT
    3964.4
    [m]
    C
    APT
    3968.4
    [m]
    C
    APT
    3970.4
    [m]
    C
    APT
    3972.4
    [m]
    C
    APT
    3974.4
    [m]
    C
    APT
    3976.4
    [m]
    C
    APT
    3978.4
    [m]
    C
    APT
    3980.4
    [m]
    C
    APT
    3981.4
    [m]
    C
    APT
    3990.0
    [m]
    DC
    APT
    3996.0
    [m]
    DC
    APT
    3999.0
    [m]
    DC
    APT
    4002.0
    [m]
    DC
    APT
    4005.0
    [m]
    DC
    APT
    4008.0
    [m]
    DC
    APT
    4011.0
    [m]
    DC
    APT
    4014.0
    [m]
    DC
    APT
    4017.0
    [m]
    DC
    APT
    4020.0
    [m]
    DC
    APT
    4023.0
    [m]
    DC
    APT
    4026.0
    [m]
    DC
    APT
    4029.0
    [m]
    DC
    APT
    4032.0
    [m]
    DC
    APT
    4035.0
    [m]
    DC
    APT
    4038.0
    [m]
    DC
    APT
    4041.0
    [m]
    DC
    APT
    4044.0
    [m]
    DC
    APT
    4047.0
    [m]
    DC
    APT
    4050.0
    [m]
    DC
    APT
    4053.0
    [m]
    DC
    APT
    4056.0
    [m]
    DC
    APT
    4059.0
    [m]
    DC
    APT
    4062.0
    [m]
    DC
    APT
    4065.0
    [m]
    DC
    APT

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.69

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    1.09
    pdf
    0.75
    pdf
    0.19

  • 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
    0.33
    pdf
    0.25

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    2.96
    pdf
    6.76

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3919
    3926
    6.4
    2.0
    3901
    3926
    11.1
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    305
    0.826
    0.740
    99
    2.0
    954
    0.825
    0.825
    107

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    50
    2000
    CST GR
    3890
    4141
    CYBERDIP
    3887
    4155
    CYBERLOOK
    3890
    4145
    DLL MAFL GR CAL
    3887
    4159
    GR SP
    3600
    3832
    HP RFT GR
    3902
    4140
    ISF BHC GR SP
    3877
    4159
    ISF BHC MAFL GR CAL SP
    2000
    3895
    ISF LSS GR SP
    193
    633
    ISF LSS MSFL GR CAL SP
    625
    2003
    LDL CNL NGL CAL
    3887
    4159
    NGL SP
    3887
    4159
    SHDT GR
    3887
    4155

  • 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
    193.0
    36
    193.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    625.0
    26
    635.0
    1.76
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2000.0
    17 1/2
    2005.0
    2.04
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3888.0
    12 1/4
    3898.0
    2.12
    LOT
    OPEN HOLE
    4158.0
    8 1/2
    4158.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    139
    1.08
    100.0
    WATER BASED
    29.07.1985
    183
    1.08
    WATER BASED
    29.07.1985
    188
    1.06
    19.0
    WATER BASED
    05.08.1985
    215
    1.06
    20.0
    16.0
    WATER BASED
    05.08.1985
    373
    1.09
    15.0
    15.0
    WATER BASED
    05.08.1985
    536
    1.09
    20.0
    19.0
    WATER BASED
    07.08.1985
    635
    1.12
    17.0
    17.0
    WATER BASED
    08.08.1985
    640
    1.18
    28.0
    5.8
    WATER BASED
    08.08.1985
    920
    1.23
    23.0
    5.8
    WATER BASED
    13.08.1985
    1115
    1.28
    22.0
    5.8
    WATER BASED
    12.08.1985
    1280
    1.30
    23.0
    6.2
    WATER BASED
    13.08.1985
    1429
    1.33
    22.0
    5.8
    WATER BASED
    15.08.1985
    1632
    1.35
    25.0
    5.8
    WATER BASED
    19.08.1985
    1788
    1.41
    23.0
    5.8
    WATER BASED
    19.08.1985
    1788
    1.50
    21.0
    6.2
    WATER BASED
    19.08.1985
    1817
    1.50
    25.0
    6.2
    WATER BASED
    17.08.1985
    1971
    1.56
    30.0
    6.7
    WATER BASED
    21.08.1985
    2000
    1.58
    27.5
    5.3
    WATER BASED
    18.09.1985
    2005
    1.57
    27.0
    4.8
    WATER BASED
    26.08.1985
    2005
    1.56
    23.0
    7.2
    WATER BASED
    21.08.1985
    2005
    1.58
    31.0
    6.2
    WATER BASED
    23.08.1985
    2005
    1.59
    3531.0
    76.2
    WATER BASED
    26.08.1985
    2005
    1.59
    35.0
    7.2
    WATER BASED
    26.08.1985
    2005
    1.56
    28.0
    4.8
    WATER BASED
    26.08.1985
    2005
    1.56
    27.0
    4.3
    WATER BASED
    27.08.1985
    2005
    1.56
    37.0
    11.5
    WATER BASED
    29.08.1985
    2005
    1.57
    20.0
    3.8
    WATER BASED
    02.09.1985
    2005
    1.58
    38.0
    11.5
    WATER BASED
    02.09.1985
    2009
    1.58
    34.0
    8.6
    WATER BASED
    02.09.1985
    2345
    1.58
    37.0
    7.7
    WATER BASED
    03.09.1985
    2365
    1.59
    37.0
    7.2
    WATER BASED
    04.09.1985
    2509
    1.58
    37.0
    6.7
    WATER BASED
    05.09.1985
    2706
    1.58
    35.0
    7.7
    WATER BASED
    06.09.1985
    2878
    1.58
    37.0
    11.0
    WATER BASED
    09.09.1985
    2894
    1.58
    27.0
    5.8
    WATER BASED
    09.09.1985
    2952
    1.58
    17.0
    5.8
    WATER BASED
    09.09.1985
    2994
    1.58
    36.0
    7.7
    WATER BASED
    10.09.1985
    3000
    1.58
    30.0
    7.2
    WATER BASED
    11.09.1985
    3095
    1.58
    35.0
    9.6
    WATER BASED
    12.09.1985
    3171
    1.58
    24.0
    6.7
    WATER BASED
    13.09.1985
    3196
    1.58
    24.5
    9.1
    WATER BASED
    16.09.1985
    3222
    1.58
    21.0
    4.8
    WATER BASED
    16.09.1985
    3254
    1.58
    24.5
    5.3
    WATER BASED
    16.09.1985
    3344
    1.58
    27.0
    5.8
    WATER BASED
    17.09.1985
    3432
    1.58
    22.5
    5.3
    WATER BASED
    19.09.1985
    3578
    1.58
    26.0
    4.8
    WATER BASED
    20.09.1985
    3602
    1.61
    35.0
    7.2
    WATER BASED
    18.11.1985
    3660
    1.60
    27.0
    6.2
    WATER BASED
    23.09.1985
    3723
    1.62
    32.5
    7.2
    WATER BASED
    23.09.1985
    3723
    1.62
    37.5
    6.2
    WATER BASED
    23.09.1985
    3723
    1.62
    29.0
    5.8
    WATER BASED
    24.09.1985
    3723
    1.61
    23.0
    4.8
    WATER BASED
    25.09.1985
    3736
    1.62
    31.0
    6.7
    WATER BASED
    26.09.1985
    3775
    1.62
    37.0
    6.7
    WATER BASED
    27.09.1985
    3816
    1.62
    41.0
    8.6
    WATER BASED
    30.09.1985
    3832
    1.64
    38.0
    7.2
    WATER BASED
    30.09.1985
    3844
    1.64
    37.0
    7.2
    WATER BASED
    01.10.1985
    3884
    1.64
    35.0
    7.7
    WATER BASED
    01.10.1985
    3888
    1.68
    32.0
    5.8
    WATER BASED
    02.10.1985
    3888
    1.69
    33.0
    6.2
    WATER BASED
    07.10.1985
    3888
    1.69
    30.5
    6.2
    WATER BASED
    08.10.1985
    3888
    1.69
    32.5
    7.2
    WATER BASED
    08.10.1985
    3898
    1.56
    24.5
    6.2
    WATER BASED
    08.10.1985
    3926
    1.56
    24.0
    5.8
    WATER BASED
    09.10.1985
    3954
    1.56
    25.0
    5.8
    WATER BASED
    09.10.1985
    3981
    1.56
    29.0
    6.7
    WATER BASED
    10.10.1985
    4015
    1.56
    35.0
    7.7
    WATER BASED
    11.10.1985
    4051
    1.56
    33.5
    7.2
    WATER BASED
    14.10.1985
    4092
    1.56
    30.0
    6.7
    WATER BASED
    14.10.1985
    4151
    1.57
    29.0
    5.8
    WATER BASED
    14.10.1985
    4151
    1.57
    26.5
    5.3
    WATER BASED
    15.10.1985
    4151
    1.57
    26.5
    5.3
    WATER BASED
    16.10.1985
    4151
    1.57
    26.5
    5.3
    WATER BASED
    17.10.1985
    4151
    1.57
    25.5
    5.1
    WATER BASED
    18.10.1985
    4151
    1.58
    24.0
    5.8
    WATER BASED
    21.10.1985
    4151
    1.58
    23.0
    5.8
    WATER BASED
    21.10.1985
    4151
    1.58
    22.0
    5.3
    WATER BASED
    21.10.1985
    4151
    1.57
    23.0
    6.7
    WATER BASED
    22.10.1985
    4151
    1.57
    22.0
    6.7
    WATER BASED
    23.10.1985
    4151
    1.56
    20.0
    3.8
    WATER BASED
    29.10.1985
    4151
    1.55
    18.0
    4.8
    WATER BASED
    29.10.1985
    4151
    1.57
    17.0
    4.3
    WATER BASED
    29.10.1985
    4151
    1.60
    30.0
    8.2
    WATER BASED
    29.10.1985
    4151
    1.60
    30.0
    8.2
    WATER BASED
    31.10.1985
    4151
    1.60
    30.0
    8.6
    WATER BASED
    01.11.1985
    4151
    1.60
    32.0
    9.1
    WATER BASED
    01.11.1985
    4151
    1.60
    34.0
    10.6
    WATER BASED
    04.11.1985
    4151
    1.60
    32.0
    9.1
    WATER BASED
    05.11.1985
    4151
    1.60
    9.1
    WATER BASED
    07.11.1985
    4151
    1.60
    32.0
    8.6
    WATER BASED
    07.11.1985
    4151
    1.60
    32.0
    8.6
    WATER BASED
    11.11.1985
    4151
    1.60
    29.5
    9.1
    WATER BASED
    11.11.1985
    4151
    1.60
    31.0
    8.6
    WATER BASED
    11.11.1985
    4151
    1.60
    34.0
    9.6
    WATER BASED
    11.11.1985
    4151
    1.60
    38.0
    9.6
    WATER BASED
    12.11.1985
    4151
    1.60
    35.0
    7.2
    WATER BASED
    18.11.1985
    4151
    1.57
    26.0
    6.2
    WATER BASED
    21.10.1985
    4151
    1.55
    20.0
    5.8
    WATER BASED
    24.10.1985
    4151
    1.55
    20.0
    5.8
    WATER BASED
    29.10.1985
    4151
    1.61
    27.0
    7.2
    WATER BASED
    01.11.1985
    4151
    1.60
    38.0
    9.6
    WATER BASED
    18.11.1985

  • 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