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

7121/5-2

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.
    7121/5-2
    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.
    BARENTS 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.
    7121/5-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST 8310 - 385 SP. 760
    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.
    516-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    42
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    26.05.1986
    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.
    06.07.1986
    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.
    06.07.1988
    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.
    05.01.2005
    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/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.
    YES
    1. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    MIDDLE JURASSIC
    1. nivå med hydrokarboner, formasjon.
    Navn på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor hydrokarboner er blitt påvist. Vises bare på brønner som er frigitt. Eksempler på lovlige verdier: BASEMENT, COOK FM, EKOFISK FM, HEIMDAL FM, SANDNES FM, SOGNEFJORD FM, TARBERT FM, BRENT GP. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    STØ FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    22.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    328.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2543.0
    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).
    2540.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    4.3
    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.
    FRUHOLMEN FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    71° 40' 20.79'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    21° 39' 24.42'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7952737.91
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    523051.48
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    34
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    907

  • Brønnhistorie
    General
    Well 7121/5-2 is located ca 10 km northeast of the Snøhvit Field. The purpose of the well was to test the hydrocarbon accumulation on the Beta-structure in sandstones of the Early to Middle Jurassic Stø-formation.
    Operations and results
    The well was spudded with the semi-submersible installation Ross Isle on 26 May 1986 and drilled to TD at 2543 m in Late Triassic sediments (Rhaetian age). The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 850 m, with gypsum/polymer mud from 850 m to 1977 m, and with gypsum/polymer/NaCl mud from 1977 m to TD.
    Hydrocarbon bearing Middle Jurassic sandstones in the Stø Formation were encountered at 2323 m. The gas-bearing zone extends from 2323 m to 2346 m. The gas zone is sealed from the underlying oil zone by a 6 m thick dense shale layer, which prevents the exact location of a gas/oil contact. The oil-bearing zone extends from 2352 m 2358.5 m. The oil water contact at 2358.5 m was picked both from logs and core data. Three cores were cut in the Stø formation (2324 m to 2400 m). A total of 9 FMT runs were performed; two to obtain pressure points and 7 to obtain segregated samples. The first run resulted in 32 pre test pressure points out of 38 attempts, in the interval 2323.5 m to 2369.0 m. Eighteen points were taken in the gas zone, 6 in the tight zone, 4 in the oil zone and 4 were in the water zone. The second run resulted in 9 pre test pressure points of nine attempts in the interval 2358 m to 2361 m. Seven attempts to obtain segregated samples resulted in 5 good samples, two at 2355 m, one at 2326 m, and two at 2353.5 m.
    The well was permanently abandoned on 6 June 1986 as an oil and gas discovery.
    Testing
    Due to the presence of hydrogen sulphide in the well, no tests were performed.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    460.00
    2539.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2324.0
    2342.8
    [m ]
    2
    2343.0
    2371.0
    [m ]
    3
    2371.0
    2399.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    74.8
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2324-2330m
    Kjerne bilde med dybde: 2330-2336m
    Kjerne bilde med dybde: 2336-2342m
    Kjerne bilde med dybde: 2341-2342m
    Kjerne bilde med dybde: 2343-2349m
    2324-2330m
    2330-2336m
    2336-2342m
    2341-2342m
    2343-2349m
    Kjerne bilde med dybde: 2349-2355m
    Kjerne bilde med dybde: 2355-2361m
    Kjerne bilde med dybde: 2361-2367m
    Kjerne bilde med dybde: 2367-2371m
    Kjerne bilde med dybde: 2371-2377m
    2349-2355m
    2355-2361m
    2361-2367m
    2367-2371m
    2371-2377m
    Kjerne bilde med dybde: 2377-2383m
    Kjerne bilde med dybde: 2383-2389m
    Kjerne bilde med dybde: 2389-2395m
    Kjerne bilde med dybde: 2395-2399m
    Kjerne bilde med dybde:  
    2377-2383m
    2383-2389m
    2389-2395m
    2395-2399m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1504.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1516.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1534.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1540.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1552.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1564.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1576.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1588.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1600.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1612.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1624.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1636.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1648.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1660.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1672.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1684.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1696.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1708.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1720.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1735.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1744.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1756.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1768.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1780.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1792.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1804.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1816.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1828.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1840.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1852.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1864.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1876.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1888.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1900.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1912.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1924.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1927.5
    [m]
    SWC
    GEARHA
    1936.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1951.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1963.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1972.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1982.0
    [m]
    SWC
    STATOIL
    1984.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    1996.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    2008.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    2020.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    2032.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    2044.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    2054.0
    [m]
    SWC
    STATOIL
    2056.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    2062.0
    [m]
    SWC
    GEARHA
    2062.0
    [m]
    SWC
    STATOIL
    2068.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    2080.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    2080.0
    [m]
    SWC
    STATOIL
    2092.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    2104.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    2116.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    2121.0
    [m]
    SWC
    STATOIL
    2128.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    2140.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    2152.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    2164.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    2168.0
    [m]
    SWC
    GEARHA
    2168.0
    [m]
    SWC
    STATOIL
    2175.0
    [m]
    SWC
    GEARHA
    2176.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    2178.0
    [m]
    SWC
    GEARHA
    2178.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    2184.0
    [m]
    SWC
    GEARHA
    2187.0
    [m]
    SWC
    GEARHA
    2187.0
    [m]
    SWC
    STATOIL
    2188.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    2195.0
    [m]
    SWC
    GEARHA
    2200.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    2207.0
    [m]
    SWC
    GEARHA
    2207.0
    [m]
    SWC
    STATOIL
    2212.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    2220.5
    [m]
    SWC
    STATOIL
    2224.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    2236.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    2248.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    2249.0
    [m]
    SWC
    GEARHA
    2260.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    2264.5
    [m]
    SWC
    GEARHA
    2272.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    2284.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    2286.0
    [m]
    SWC
    GEARHA
    2296.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    2303.0
    [m]
    SWC
    GEARHA
    2308.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    2312.5
    [m]
    SWC
    GEARHA
    2320.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    2321.0
    [m]
    SWC
    GEARHA
    2324.5
    [m]
    C
    GEARHA
    2328.6
    [m]
    C
    GEARHA
    2332.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    2339.9
    [m]
    C
    GEARHA
    2344.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    2344.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    2344.8
    [m]
    C
    GEARHA
    2350.4
    [m]
    C
    GEARHA
    2356.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    2363.0
    [m]
    C
    GEARHA
    2368.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    2375.1
    [m]
    C
    GEARHA
    2380.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    2382.7
    [m]
    C
    GEARHA
    2397.0
    [m]
    C
    GEARHA
    2398.7
    [m]
    C
    GEARHA
    2404.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    2416.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    2425.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    2432.0
    [m]
    SWC
    GEARHA
    2440.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    2446.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    2449.0
    [m]
    SWC
    GEARHA
    2452.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    2460.0
    [m]
    SWC
    GEARHA
    2461.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    2475.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    2480.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    2488.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    2500.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    2503.5
    [m]
    SWC
    GEARHA
    2512.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    2519.0
    [m]
    SWC
    GEARHA
    2524.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    2528.0
    [m]
    DC
    GEARHA
    2534.0
    [m]
    SWC
    GEARHA
    2539.0
    [m]
    DC
    GEARHA

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.33

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    2.43

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.21
    pdf
    0.22

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    21.23

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    BHC AC CDL VDL GR
    344
    1898
    CDL CNL GR
    1897
    2544
    CDL GR
    829
    1939
    COREGUN
    1927
    2540
    DIFL BHC AC CDL GR SP CAL
    829
    1958
    DIFL BHC AC GR SP CAL
    1897
    2644
    DLL MLL GR
    2293
    2544
    FMT
    2323
    2369
    FMT
    2328
    2355
    HR DIP
    1897
    2540
    MWD - GR RES
    499
    1035
    RLL - GR RES
    2300
    2550

  • 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
    449.0
    36
    452.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    829.0
    26
    1035.0
    1.53
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1898.4
    17 1/2
    1977.0
    1.48
    LOT
    OPEN HOLE
    2543.0
    12 1/4
    2543.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    390
    1.08
    WATER BASED
    26.05.1986
    453
    1.08
    WATER BASED
    26.05.1986
    453
    0.00
    800.0
    11.0
    WATERBASED
    05.06.1986
    524
    1.10
    600.0
    12.7
    WATER BASED
    05.06.1986
    848
    1.10
    600.0
    14.8
    WATER BASED
    05.06.1986
    1035
    1.10
    600.0
    13.5
    WATER BASED
    05.06.1986
    1035
    0.00
    800.0
    29.4
    WATERBASED
    05.06.1986
    1035
    1.08
    1000.0
    28.3
    WATER BASED
    05.06.1986
    1035
    1.10
    2400.0
    7.2
    WATER BASED
    08.06.1986
    1035
    1.08
    900.0
    28.8
    WATER BASED
    05.06.1986
    1169
    1.10
    2400.0
    8.0
    WATER BASED
    08.06.1986
    1415
    1.13
    2300.0
    9.3
    WATER BASED
    09.06.1986
    1580
    1.14
    2200.0
    10.1
    WATER BASED
    11.06.1986
    1754
    1.15
    2000.0
    9.7
    WATER BASED
    12.06.1986
    1874
    1.16
    2200.0
    9.3
    WATER BASED
    15.06.1986
    1977
    0.00
    2100.0
    8.0
    WATERBASED
    15.06.1986
    1977
    1.30
    2600.0
    8.4
    WATER BASED
    15.06.1986
    1977
    1.16
    2000.0
    9.3
    WATERBASED
    15.06.1986
    2060
    1.30
    2200.0
    7.2
    WATERBASED
    17.06.1986
    2135
    1.28
    1900.0
    7.2
    WATERBASED
    18.06.1986
    2217
    1.26
    1900.0
    6.3
    WATER BASED
    19.06.1986
    2293
    1.25
    1900.0
    5.1
    WATERBASED
    23.06.1986
    2324
    1.28
    2000.0
    5.5
    WATERBASED
    23.06.1986
    2363
    1.27
    1900.0
    5.9
    WATER BASED
    23.06.1986
    2399
    1.27
    1800.0
    5.9
    WATER BASED
    23.06.1986
    2431
    1.27
    1900.0
    6.3
    WATER BASED
    24.06.1986
    2470
    1.26
    2000.0
    6.3
    WATER BASED
    25.06.1986
    2484
    1.26
    2100.0
    6.5
    WATER BASED
    30.06.1986
    2507
    1.26
    2100.0
    6.5
    WATER BASED
    26.06.1986
    2507
    1.26
    2100.0
    6.5
    WATER BASED
    30.06.1986
    2543
    1.26
    2400.0
    7.6
    WATERBASED
    30.06.1986
    2543
    1.26
    2400.0
    7.8
    WATER BASED
    30.06.1986
    2543
    1.26
    2200.0
    7.8
    WATER BASED
    30.06.1986

  • 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
    0.28