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

34/7-13

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.
    34/7-13
    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.
    34/7-13
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    E 86 (3D) ROW 438 COL. 1410
    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.
    Saga Petroleum ASA
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    572-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    55
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    19.02.1988
    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.
    13.04.1988
    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.
    13.04.1990
    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.
    28.02.2008
    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.
    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.
    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.
    ETIVE FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    26.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    282.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2994.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    21
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    103
    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.
    61° 24' 19.23'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 3' 12.49'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6808466.37
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    449458.44
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1233

  • Brønnhistorie
    General
    Well 34/7-13 was drilled in the north western part of block 34/7 on the Snorre West prospect. The prospect is divided into two main fault segments by a SW NE trending fault with a throw of 60 m. The well was located in the southern part of the two segments. The primary purposes of the well were to explore the Snorre West prospect and to test a possible extension of the Statfjord East Field in a northward direction. The main target of the well was sandstones of the Middle Jurassic Brent Group. Secondary target was sandstones of the Early Jurassic Statfjord Formation.
    Operations and results
    Wildcat well 34/7-13 was spudded with the semi-submersible installation Treasure Saga on 19 February 1988 and drilled to TD at 2994 m in the Late Triassic Lunde Formation. Drilling proceeded without significant problems, but up to 21 deg deviation in the deepest section of the well caused 11 m deviation between MD and TVD at TD. Shallow gas was encountered at 459 m, but it did not cause any technical problems. The well was drilled with spud mud down to 434, with Gel mud from 434 m to 973 m, with KCl mud from 973 m to 2682 m, and with gel mud from 2682 m to TD.
    Above the Jurassic the well penetrated mainly claystones with the exception of the Utsira Formation and some sandstone intervals between 1265 and 1325 m in the Hordaland Group. The Jurassic comprised the Middle Jurassic Brent Group, and the Early Jurassic Dunlin Group and Statfjord Formation. The Triassic comprised the Late Triassic upper Lunde Formation. The sandstones of the Brent Group, the Etive Formation, were encountered at 2492.5 m (TVD: 2490 m). The Etive Formation proved oil bearing, and the OWC was calculated to be at 2505.5 m (TVD: 2503 m). This was a thinner oil column than prognosed and the resources for the prospect were thus reduced compared to what was expected.
    The sandstones of the Statfjord Formation proved water bearing.
    First sign of petroleum hydrocarbons (C2 - C3) were reported at 2260 m. From 2285 m weak oil shows were seen in sand stringers. Over the reservoir and down to approximately 2510 m good oil shows were observed. Below 2510 m oil shows got weaker but traces were seen down to 2590 m.
    Five cores were cut in the interval 2496 - 2587.8 m. A total of 5 cores were cut throughout this section with 99 % recovery. A sixth core was cut from 2873 to 2890.5 m in the Statfjord Formation. FMT samples were taken at 2493.4 m (oil), 2494.4 m (oil), and 2503.7 m (water contaminated with mud filtrate). Single stage flash of the sample from 2493.4 m gave a GOR of 84.3 Sm3/Sm3, an oil density of 0.8392 g/cm3, and a gas gravity of 0.925 (air = 1).
    The well was permanently abandoned on 13 April 1988. It is classified as an oil appraisal on the Vigdis Discovery.
    Testing
    One DST was performed in the interval 2498.1 - 2501.1 m in the Etive Formation. At the end of a 6.8 hours flow period, "Formation characteristics flow", the well produced 935 Sm3/day of oil with a GOR of 49 Sm3/Sm3 through an 11.1 mm choke. In the beginning of the main flow period the maximum recorded oil rate was 1350 Sm3/day through a 16 mm choke. The GOR in this flow was 51 Sm3/Sm3 and the oil density was 0.840 g/cm3. At the end of the main flow the well produced with 30-35% water cut. Sand production was also observed. Maximum down-hole temperature in the test (measured during main flow) was 90 deg C.
    A second DST was omitted due to problems caused by sand production.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    440.00
    2994.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2496.0
    2500.0
    [m ]
    2
    2500.0
    2515.3
    [m ]
    3
    2515.5
    2532.0
    [m ]
    4
    2532.0
    2559.6
    [m ]
    5
    2560.0
    2587.7
    [m ]
    6
    2873.0
    2889.9
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    108.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2496-2500m
    Kjerne bilde med dybde: 2500-2505m
    Kjerne bilde med dybde: 2505-2510m
    Kjerne bilde med dybde: 2510-2515m
    Kjerne bilde med dybde: 2515-2515m
    2496-2500m
    2500-2505m
    2505-2510m
    2510-2515m
    2515-2515m
    Kjerne bilde med dybde: 2515-2510m
    Kjerne bilde med dybde: 2520-2525m
    Kjerne bilde med dybde: 2525-2530m
    Kjerne bilde med dybde: 2530-2532m
    Kjerne bilde med dybde: 2532-2537m
    2515-2510m
    2520-2525m
    2525-2530m
    2530-2532m
    2532-2537m
    Kjerne bilde med dybde: 2537-2542m
    Kjerne bilde med dybde: 2542-2547m
    Kjerne bilde med dybde: 2547-2552m
    Kjerne bilde med dybde: 2552-2557m
    Kjerne bilde med dybde: 2557-2559m
    2537-2542m
    2542-2547m
    2547-2552m
    2552-2557m
    2557-2559m
    Kjerne bilde med dybde: 2560-2565m
    Kjerne bilde med dybde: 2565-2570m
    Kjerne bilde med dybde: 2570-2575m
    Kjerne bilde med dybde: 2575-2580m
    Kjerne bilde med dybde: 2575-2580m
    2560-2565m
    2565-2570m
    2570-2575m
    2575-2580m
    2575-2580m
    Kjerne bilde med dybde: 2580-2585m
    Kjerne bilde med dybde: 2585-2587m
    Kjerne bilde med dybde: 2873-2878m
    Kjerne bilde med dybde: 2878-2883m
    Kjerne bilde med dybde: 2883-2888m
    2580-2585m
    2585-2587m
    2873-2878m
    2878-2883m
    2883-2888m
    Kjerne bilde med dybde: 2888-2890m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2888-2890m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2696.3
    [m]
    C
    OD
    2696.5
    [m]
    C
    OD

  • 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
    DST1,1
    2504.00
    2500.00
    05.04.1988 - 14:50
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.29
    pdf
    1.25

  • 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
    0.24
    pdf
    0.23

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    12.67

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2501
    2504
    16.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    34.000
    15.000
    88
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    1350
    68850
    0.840
    51

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    750
    1842
    CBL VDL GR
    1000
    2664
    CBL VDL GR
    2370
    2550
    CNL CDL GR
    1842
    2682
    CNL CDL GR
    2664
    2992
    COREGUN
    0
    0
    COREGUN
    2496
    2587
    COREGUN
    2873
    2890
    DIFL LS BHC GR
    957
    1855
    DIFL LS BHC GR
    1842
    2681
    DIFL LS BHC GR
    2664
    2993
    DIPLOG
    2300
    2678
    DIPLOG
    2667
    2993
    DLL GR
    2300
    2600
    FMT
    2494
    2563
    FMT
    2876
    2960
    MWD DLWD - GR RES DIR TEMP
    434
    2994
    VSP
    1115
    2990

  • 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
    429.0
    36
    429.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    957.0
    26
    973.0
    1.59
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1843.0
    17 1/2
    1875.0
    1.81
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2667.0
    12 1/4
    2682.0
    2.03
    LOT
    OPEN HOLE
    2994.0
    8 1/2
    2994.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    434
    1.05
    WATER BASED
    25.03.1988
    507
    1.12
    5.0
    12.0
    WATER BASED
    25.03.1988
    890
    1.16
    4.0
    7.7
    WATER BASED
    24.02.1988
    970
    1.16
    WATER BASED
    25.03.1988
    970
    1.16
    4.0
    7.2
    WATER BASED
    25.02.1988
    973
    1.12
    21.0
    13.9
    WATER BASED
    02.03.1988
    973
    1.14
    4.0
    6.8
    WATER BASED
    24.02.1988
    1348
    1.13
    20.0
    9.6
    WATER BASED
    02.03.1988
    1479
    1.25
    23.0
    10.1
    WATER BASED
    02.03.1988
    1681
    1.45
    26.0
    11.5
    WATER BASED
    03.03.1988
    1875
    1.50
    33.0
    13.5
    WATER BASED
    03.03.1988
    1875
    1.50
    33.0
    13.5
    WATER BASED
    04.03.1988
    1875
    1.50
    32.0
    11.5
    WATER BASED
    07.03.1988
    1875
    1.50
    32.0
    12.5
    WATER BASED
    07.03.1988
    1875
    1.50
    33.0
    13.5
    WATER BASED
    07.03.1988
    1875
    1.50
    31.0
    12.0
    WATER BASED
    08.03.1988
    1992
    1.55
    30.0
    10.6
    WATER BASED
    14.03.1988
    2100
    1.61
    27.0
    6.3
    WATER BASED
    25.03.1988
    2100
    1.61
    27.0
    6.3
    WATER BASED
    28.03.1988
    2100
    1.64
    26.0
    7.7
    WATER BASED
    16.03.1988
    2100
    1.61
    20.0
    4.8
    WATER BASED
    18.03.1988
    2100
    1.61
    25.0
    6.3
    WATER BASED
    22.03.1988
    2100
    1.61
    27.0
    6.3
    WATER BASED
    24.03.1988
    2100
    1.61
    24.0
    5.8
    WATER BASED
    18.03.1988
    2100
    1.61
    20.0
    6.3
    WATER BASED
    21.03.1988
    2100
    1.61
    27.0
    5.8
    WATER BASED
    25.03.1988
    2106
    1.60
    35.0
    9.1
    WATER BASED
    14.03.1988
    2232
    1.60
    33.0
    8.2
    WATER BASED
    14.03.1988
    2404
    1.65
    28.0
    7.7
    WATER BASED
    15.03.1988
    2470
    1.50
    15.0
    3.9
    WATER BASED
    11.04.1988
    2492
    1.50
    16.0
    4.4
    WATER BASED
    11.04.1988
    2492
    1.50
    18.0
    6.8
    WATER BASED
    11.04.1988
    2492
    1.50
    16.0
    4.4
    WATER BASED
    06.04.1988
    2492
    1.50
    16.0
    4.4
    WATER BASED
    08.04.1988
    2492
    1.50
    16.0
    4.4
    WATER BASED
    05.04.1988
    2492
    1.50
    16.0
    4.4
    WATER BASED
    07.04.1988
    2495
    1.65
    25.0
    6.8
    WATER BASED
    15.03.1988
    2495
    1.65
    27.0
    7.7
    WATER BASED
    15.03.1988
    2532
    1.65
    26.0
    7.7
    WATER BASED
    16.03.1988
    2589
    1.61
    19.0
    6.3
    WATER BASED
    21.03.1988
    2690
    1.61
    26.0
    6.3
    WATER BASED
    28.03.1988
    2777
    1.61
    29.0
    7.7
    WATER BASED
    28.03.1988
    2777
    1.61
    29.0
    7.7
    WATER BASED
    29.03.1988
    2777
    1.61
    26.0
    7.2
    WATER BASED
    30.03.1988
    2777
    1.61
    26.0
    7.2
    WATER BASED
    05.04.1988
    2876
    1.61
    26.0
    7.2
    WATER BASED
    05.04.1988

  • 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