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

2/1-7

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.
    2/1-7
    Type
    Brønnbanetype. Lovlige verdier: EXPLORATION, DEVELOPMENT, OTHER (se 'Formål' for mer informasjon)
    EXPLORATION
    Formål
    Endelig klassifisering av brønnbanen.

    Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS.

    Lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner:
    OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION, INJECTION-CCS, OBSERVATION-CCS.

    Lovlig verdier for andre brønnbaner:
    SOIL DRILLING (boring ifm trase og andre grunnundersøkelser som gjøres for å undersøke grunnforholdene i forkant av plassering av innretninger),
    SHALLOW GAS (undersøke grunn gass før første boring på lokasjon),
    PILOT (undersøke geologi og væskekontakter for plassering av hovedbrønnbanen),
    SCIENTIFIC (bores ihhtLov om vitenskapelige undersøkelser),
    STRATIGRAPHIC (bores ihht Petroleumsloven §2-1).
    WILDCAT
    Status
    Status for brønnbanen. Lovlige verdier:

    BLOWOUT: Det har vært blowout i brønnen.
    CLOSED: Utvinningsbrønnbane som er stengt for produksjon/injeksjon i kortere eller lengre periode. Statusen er også brukt på ferdig borete brønnbaner, der månedlig produksjon/injeksjon ikke har blitt rapportert enda.
    DRILLING: Brønnen er i borefasen. Kan være i aktiv boring, logging, testing eller plugging.
    JUNKED: Boringen ble avsluttet pga tekniske problemer,
    P&A: For letebrønnbane: brønnbanen er plugget og forlatt, og kan ikke re-entres for videre bruk. For utvinningsbrønnbane: produksjon/injeksjon er avsluttet og brønnen er plugget. Brønnhodet er fjernet eller på annet vis gjort utilgjengelig for nye brønnoperasjoner.
    PLUGGED: Brønnbane som er plugget, men øvre deler av brønnbanen kan brukes til å bore nye sidesteg mot nye boremål.
    PRODUCING: Det ble produsert fra brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    INJECTING: Det ble injisert i brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    SUSPENDED: Brønnbane der boringen er midlertidig stoppet. Rettighetshaverne planlegger å fortsette boringen på et senere tidspunkt.
    WILL NEVER BE DRILLED: Brønnbane som er registrert med navn og WellID av Sokkeldirektoratet, men som av ulike årsaker ikke vil bli boret.
    P&A
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORTH SEA
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    2/1-7
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    80 - 30A SP. 1630
    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 Petroleum Dev. of Norway AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    431-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    182
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    06.09.1984
    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.
    06.03.1985
    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.
    06.03.1987
    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.
    15.02.2006
    Opprinnelig formål
    Formålet med brønnbanen definert før borestart.Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS. Eksempler på lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner: OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION.
    WILDCAT
    Gjenåpnet
    Status om brønnbanen er gjenåpnet (YES) eller ikke (NO). Når en teller antall brønnbaner på norsk sokkel, teller en bare de som ikke er gjenåpnet (NO).
    NO
    Innhold
    For letebrønnbaner, funn status.

    Lovlige verdier: DRY, SHOWS (spor av hydrokarboner), GAS, GAS/CONDENSATE, OIL eller OIL/GAS.
    SHOWS (GAS SHOWS, OIL SHOWS eller OIL/GAS SHOWS) er oppdaget som fluorescerende kutt (organisk ekstrakt), lukt av petroleum, eller synlig belegg på borekaks eller borekjerner, eller som økte gassavlesninger i slamloggerens detekteringsutstyr.
    Lovlige verdier for WILDCAT-CCS og APPRAISAL-CCS: WATER

    For utvinningsbrønnbaner, type produsert eller injisert fluid.
    Lovlige verdier: WATER, CUTTINGS, NOT AVAILABLE, OIL, GAS/CONDENSATE, OIL/GAS, CO2, GAS, WATER/GAS, NOT APPLICABLE.
    DRY
    Funnbrønnbane
    Indikator som forteller om brønnbanen påviste et nytt funn. Lovlige verdier: YES, NO. For brønnbaner der resultatet ikke er pressemeldt eller på annet vis avklart, blir «NO» benyttet.
    NO
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    38.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    69.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    5464.0
    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).
    5464.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    178
    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 PERMIAN
    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.
    ROTLIEGEND GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    56° 51' 51.32'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 5' 40.36'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6302420.54
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    505764.55
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    137

  • Brønnhistorie
    General
    Wildcat well 2/1-7 was drilled on a structure in the centre of the block. The primary target was Rothliegendes sandstone in a large fault bounded structure mapped at base Zechstein Group level. A secondary objective was Late Jurassic Ula Formation sandstone in an extension of the 2/1-3 Gyda discovery. In the 2/1-3 well two sequences of Ula Formation sandstone had been encountered, and the upper of the two had been oil-bearing
    Operations and results
    Wildcat well 2/1-7 was spudded with the 3-leg jack installation Glomar Moray Firth 1 on 6 September 1984 and drilled to TD at 5464 m in the Permian Rotliegendes Group. Pumping lost circulation material, without changing the mud weight, stopped loss of mud at 1710 m. Top chalk came in at 3190 m. This whole sequence was drilled with turbine. At 3746 m the drill string got stuck, and the tight interval was located between 2600-2900 m. The string was freed by circulating acidic mud. Full circulation was maintained during this whole operation. While pulling out to change bit at 5077 m the drill string was lost in the hole. At the same time 170 bbls of mud was lost. One reason for this mud loss could be the "piston effect" caused by the drill string falling down the hole. The pipe was fished out piece by piece, and the stabilisers above the bit were milled out. At 5081 m the drill string was screwed off 300 m above the bit. Fishing was successful and drilling continued. Drilling was stopped at 5113 a to perform pressure test. During this operation, before reliable results were obtained, the RFT-tool got stuck in the hole. After extensive fishing the operator decided to plug back and sidetrack the hole. The technical sidetrack was kicked off at 5092 m, and drilled to 5119 m. Problems at this depth made another sidetrack necessary, and the hole was plugged back to 4747 m. The new sidetrack was kicked off from 5080 m and dri1led to a TD of 5464 m, which made this hole 4 m short of being the deepest hole so far drilled in the Norwegian Sector. The well was drilled water based with KCl/polymer mud below 760 m, converting to a salt saturated mud from 4340 m. At 4238 m a diesel pill was used in the mud to free stuck pipe.
    The upper Ula sand, found oil bearing in the 2/1-3 well, was absent in the well. This confirmed the seismic mapping which picked the sub crop of the "2/1-3 Sand" beneath the base Mandal Formation to the north of the 2/1-7 well location. A 37 m thick Ula Formation water bearing sandstone was penetrated further down in the Late Jurassic, at 4024 m. The primary objective, Rotliegendes sand in the bottom of the well, showed good reservoir qualities, but was also water bearing. There were no significant hydrocarbon shows in any section of the well. The well severely downgraded the prospectivity of the Rotliegendes sandstone, and was thought to be dry due to absence of Carboniferous source rocks. Four cores were cut in the Rotliegendes sandstone, three of which cover the interval 5115.05 - 5127.0 m, and one between 5147.0 - 5165.0 m. No wire line fluid samples were obtained in the well.
    The well was permanently abandoned on 6 March 1985 as a dry well.
    Testing
    No drill stem test was performed in the well.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    300.00
    5465.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    5115.1
    5124.3
    [m ]
    2
    5124.3
    5125.5
    [m ]
    3
    5125.5
    5127.0
    [m ]
    4
    5147.0
    5165.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    30.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 5115-5121m
    Kjerne bilde med dybde: 5121-5124m
    Kjerne bilde med dybde: 5124-5125m
    Kjerne bilde med dybde: 5125-5127m
    Kjerne bilde med dybde: 5147-5153m
    5115-5121m
    5121-5124m
    5124-5125m
    5125-5127m
    5147-5153m
    Kjerne bilde med dybde: 5153-5159m
    Kjerne bilde med dybde: 5159-5165m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    5153-5159m
    5159-5165m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    3870.0
    [m]
    DC
    OD
    3890.0
    [m]
    DC
    OD
    3910.0
    [m]
    DC
    OD
    3931.0
    [m]
    DC
    OD
    3949.0
    [m]
    DC
    OD
    3967.0
    [m]
    DC
    OD
    3985.0
    [m]
    DC
    OD
    4021.0
    [m]
    DC
    OD
    4039.0
    [m]
    DC
    OD
    4057.0
    [m]
    DC
    OD

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.71

  • 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
    0.31
    pdf
    0.38

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    2.44
    pdf
    2.75

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    BHC MSFL GR SP CAL
    3876
    4930
    CBL VDL GR CCL
    450
    1000
    CYBERDIP
    3876
    4293
    CYBERLOOK
    5083
    5187
    DLL GR SP
    5083
    5189
    DLL MSFL NGT SP
    3876
    5078
    ISF SLS GR SP
    170
    2462
    ISF SLS MSFL GR CAL SP
    5083
    5193
    ISF SLS MSFL GR SP CAL
    2473
    3879
    ISF SLS MSFL GR SP CAL
    3876
    4291
    LDL CNL GR
    5082
    5194
    LDL CNL NGT
    3876
    5071
    RFT GR
    5076
    5103
    RFT GR
    5110
    5187
    RFT GR
    5115
    5145
    SHDT GR
    3876
    4293
    VSP GR
    150
    5185

  • 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
    171.0
    36
    171.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    745.0
    26
    755.0
    1.70
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2473.0
    17 1/2
    2490.0
    1.92
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3873.0
    12 1/4
    3878.0
    2.12
    LOT
    LINER
    7
    5076.0
    8 1/2
    5464.0
    2.20
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    151
    1.03
    WATER BASED
    11.09.1984
    186
    1.03
    WATER BASED
    11.09.1984
    202
    1.03
    WATER BASED
    11.09.1984
    220
    1.06
    WATER BASED
    13.09.1984
    521
    1.08
    4.0
    3.8
    WATER BASED
    14.09.1984
    745
    1.15
    20.0
    14.9
    WATER BASED
    18.09.1984
    745
    1.15
    10.0
    5.8
    WATER BASED
    16.09.1984
    745
    1.15
    20.0
    14.9
    WATER BASED
    18.09.1984
    755
    1.12
    5.0
    3.8
    WATER BASED
    16.09.1984
    755
    1.13
    10.0
    5.8
    WATER BASED
    16.09.1984
    755
    1.13
    10.0
    5.8
    WATER BASED
    16.09.1984
    937
    1.15
    14.0
    5.8
    WATER BASED
    19.09.1984
    1170
    1.21
    14.0
    6.7
    WATER BASED
    20.09.1984
    1397
    1.38
    14.0
    5.8
    WATER BASED
    23.09.1984
    1684
    1.45
    16.0
    6.7
    WATER BASED
    23.09.1984
    1739
    1.45
    23.0
    8.2
    WATER BASED
    25.09.1984
    1840
    1.48
    26.0
    8.6
    WATER BASED
    25.09.1984
    2136
    1.50
    32.0
    9.6
    WATER BASED
    26.09.1984
    2277
    1.55
    30.0
    8.2
    WATER BASED
    27.09.1984
    2316
    1.55
    33.0
    6.2
    WATER BASED
    29.09.1984
    2448
    1.55
    30.0
    8.2
    WATER BASED
    29.09.1984
    2490
    1.55
    29.0
    8.6
    WATER BASED
    29.09.1984
    2500
    1.56
    24.0
    7.2
    WATER BASED
    07.10.1984
    2683
    1.57
    23.0
    7.2
    WATER BASED
    08.10.1984
    2899
    1.58
    20.0
    6.7
    WATER BASED
    09.10.1984
    2958
    1.57
    19.0
    5.8
    WATER BASED
    10.10.1984
    3066
    1.58
    17.0
    13.4
    WATER BASED
    11.10.1984
    3123
    1.58
    17.0
    12.5
    WATER BASED
    14.10.1984
    3127
    1.58
    18.0
    6.7
    WATER BASED
    14.10.1984
    3178
    1.58
    24.0
    8.2
    WATER BASED
    14.10.1984
    3228
    1.58
    25.0
    8.6
    WATER BASED
    15.10.1984
    3249
    1.58
    20.0
    7.7
    WATER BASED
    16.10.1984
    3274
    1.59
    24.0
    10.1
    WATER BASED
    17.10.1984
    3301
    1.59
    23.0
    8.6
    WATER BASED
    18.10.1984
    3361
    1.58
    30.0
    12.0
    WATER BASED
    21.10.1984
    3416
    1.58
    28.0
    11.0
    WATER BASED
    21.10.1984
    3497
    1.58
    28.0
    6.7
    WATER BASED
    22.10.1984
    3562
    1.58
    31.0
    7.7
    WATER BASED
    24.10.1984
    3612
    1.58
    32.0
    8.2
    WATER BASED
    25.10.1984
    3663
    1.58
    31.0
    8.6
    WATER BASED
    29.10.1984
    3702
    1.60
    31.0
    8.2
    WATER BASED
    29.10.1984
    3732
    1.60
    34.0
    8.6
    WATER BASED
    29.10.1984
    3746
    1.60
    34.0
    8.6
    WATER BASED
    31.10.1984
    3747
    1.58
    34.0
    8.6
    WATER BASED
    06.11.1984
    3757
    1.58
    34.0
    9.1
    WATER BASED
    08.11.1984
    3776
    1.58
    33.0
    10.2
    WATER BASED
    09.11.1984
    3858
    1.62
    36.0
    13.4
    WATER BASED
    12.11.1984
    3878
    1.65
    37.0
    14.4
    WATER BASED
    12.11.1984
    3904
    1.80
    30.0
    9.6
    WATER BASED
    19.11.1984
    3919
    1.85
    30.0
    9.6
    WATER BASED
    19.11.1984
    3968
    1.86
    33.0
    11.5
    WATER BASED
    20.11.1984
    4024
    1.85
    34.0
    11.0
    WATER BASED
    21.11.1984
    4148
    1.85
    35.0
    10.1
    WATER BASED
    22.11.1984
    4236
    1.85
    31.0
    9.6
    WATER BASED
    23.11.1984
    4290
    1.86
    32.0
    11.5
    WATER BASED
    26.11.1984
    4333
    1.84
    47.0
    10.6
    WATER BASED
    26.11.1984
    4530
    1.84
    51.0
    13.4
    WATER BASED
    27.11.1984
    4677
    1.90
    57.0
    13.0
    WATER BASED
    28.11.1984
    4870
    1.94
    62.0
    13.0
    WATER BASED
    29.11.1984
    4970
    1.94
    56.0
    10.2
    WATER BASED
    30.11.1984
    5066
    1.96
    70.0
    17.3
    WATER BASED
    03.12.1984
    5077
    1.96
    70.0
    12.5
    WATER BASED
    03.12.1984
    5077
    1.90
    50.0
    10.6
    WATER BASED
    20.12.1984
    5077
    1.90
    50.0
    10.6
    WATER BASED
    20.12.1984
    5080
    1.93
    52.0
    10.1
    WATER BASED
    29.01.1985
    5081
    1.92
    61.0
    16.3
    WATER BASED
    03.01.1985
    5081
    1.92
    56.0
    13.4
    WATER BASED
    03.01.1985
    5081
    1.92
    61.0
    16.3
    WATER BASED
    03.01.1985
    5083
    1.92
    54.0
    14.4
    WATER BASED
    25.12.1984
    5089
    1.93
    47.0
    12.0
    WATER BASED
    10.01.1985
    5089
    1.93
    44.0
    10.6
    WATER BASED
    14.01.1985
    5089
    1.93
    54.0
    12.0
    WATER BASED
    10.01.1985
    5089
    1.93
    47.0
    12.0
    WATER BASED
    10.01.1985
    5089
    1.93
    44.0
    10.6
    WATER BASED
    14.01.1985
    5092
    1.92
    35.0
    6.2
    WATER BASED
    31.01.1985
    5092
    1.92
    34.0
    6.2
    WATER BASED
    03.02.1985
    5092
    1.92
    34.0
    6.2
    WATER BASED
    03.02.1985
    5096
    1.92
    52.0
    8.6
    WATER BASED
    03.02.1985
    5110
    1.92
    49.0
    9.1
    WATER BASED
    29.01.1985
    5113
    1.92
    66.0
    10.6
    WATER BASED
    14.01.1985
    5113
    1.92
    47.0
    6.7
    WATER BASED
    03.02.1985
    5113
    1.92
    39.0
    5.8
    WATER BASED
    21.01.1985
    5113
    1.92
    66.0
    10.6
    WATER BASED
    14.01.1985
    5113
    1.92
    39.0
    5.8
    WATER BASED
    21.01.1985
    5113
    1.92
    51.0
    10.6
    WATER BASED
    14.01.1985
    5115
    1.92
    50.0
    7.2
    WATER BASED
    05.02.1985
    5124
    1.92
    101.0
    22.0
    WATER BASED
    06.02.1985
    5126
    1.92
    77.0
    13.0
    WATER BASED
    07.02.1985
    5127
    1.92
    40.0
    8.2
    WATER BASED
    10.02.1985
    5147
    1.92
    30.0
    3.8
    WATER BASED
    10.02.1985
    5165
    1.92
    28.0
    1.4
    WATER BASED
    13.02.1985
    5165
    1.92
    28.0
    1.4
    WATER BASED
    11.02.1985
    5165
    1.92
    28.0
    1.4
    WATER BASED
    13.02.1985
    5185
    1.72
    29.0
    3.4
    WATER BASED
    14.02.1985
    5379
    1.72
    29.0
    3.4
    WATER BASED
    17.02.1985
    5431
    1.72
    29.0
    3.4
    WATER BASED
    17.02.1985
    5460
    1.71
    34.0
    3.8
    WATER BASED
    17.02.1985
    5465
    1.70
    34.0
    5.8
    WATER BASED
    18.02.1985

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    5115.05
    [m ]
    5116.35
    [m ]
    5116.65
    [m ]
    5119.35
    [m ]
    5122.35
    [m ]
    5125.00
    [m ]
    5125.35
    [m ]
    5126.35
    [m ]
    5148.65
    [m ]
    5156.35
    [m ]
    5164.65
    [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
    0.21