Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
29.04.2024 - 01:33
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

16/1-1

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.
    16/1-1
    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.
    16/1-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    C 309 C SP: 20470
    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.
    Esso Exploration and Production Norway A/S
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    8-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    76
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    26.09.1967
    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.
    10.12.1967
    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.
    10.12.1969
    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.
    28.06.2007
    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 SHOWS
    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).
    26.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    114.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3203.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    4.25
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    95
    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 CRETACEOUS
    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.
    HOD FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    58° 59' 18.4'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 2' 3'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6539317.03
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    444490.52
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    147

  • Brønnhistorie
    General
    Well 16/1-1 is located roughly midway between the Gudrun Discovery and the Balder Field in the North Sea. This early wildcat well had the general objective to: " -test the hydrocarbon potential and investigate the lithology in this portion of the North Sea basin".
    The well is Type Well for the Utsira Formation.
    Operations and results
    Wildcat well 16/1-1 was spudded with the semi-submersible installation Ocean Traveler on 26 September 1967 and drilled to TD at 3203 m in the Late Cretaceous Hod Formation. No significant problems were reported from the operations. Initial drilling from the sea floor to 392 m was with seawater and gel without casing. Returns were to the sea floor. Below 392 m to total depth, a seawater slurry with Bentonite, Zeogel, Spersene, XP-20, Caustic Soda, and 0-12% diesel oil was used.
    Porous sandstone was observed in the Miocene, Oligocene, and Eocene. There were also Paleocene sands in the well. Traces of possible residual oil stain were encountered in cuttings and cores from the Oligocene and Eocene. In addition, questionable shows (non-fluorescent dead oil) were reported on cores from the Paleocene. However, neither the hot wire gas indicator nor chromatograph suggested the presence of hydrocarbons.
    A total of 18 cores were cut from the different formations within the Hordaland, Rogaland, and Shetland Groups, recovering a total of 171 m core. The depth for core 2 is probably incorrect, possibly be five meter shallow due to malfunction of the bumper subs. FIT wire line fluid samples were taken in potential hydrocarbon-yielding beds at 1878.5 m, 2532.9 m, and at 2592.3 m. Only water and mud were recovered.
    The well was permanently abandoned on 10 December 1967 as a dry well.
    Testing
    No drill stem test was performed.

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    5100.0
    5130.0
    [ft ]
    2
    5643.0
    5673.0
    [ft ]
    3
    6315.0
    6349.0
    [ft ]
    4
    7060.0
    7103.0
    [ft ]
    5
    7353.0
    7407.0
    [ft ]
    6
    7609.0
    7639.0
    [ft ]
    7
    7639.0
    7692.0
    [ft ]
    8
    7692.0
    7701.0
    [ft ]
    10
    7932.0
    7959.0
    [ft ]
    11
    7962.0
    7992.0
    [ft ]
    12
    7992.0
    8022.0
    [ft ]
    13
    8305.0
    8332.0
    [ft ]
    14
    8619.0
    8646.0
    [ft ]
    15
    8680.0
    8690.0
    [ft ]
    16
    8699.0
    8760.0
    [ft ]
    17
    8934.0
    8975.0
    [ft ]
    18
    10479.0
    10509.0
    [ft ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    172.5
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    NO

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    0.0
    [unknown]
    1.0
    [ft]
    C
    1554.0
    [m]
    C
    BGS
    1559.0
    [m]
    C
    BGS
    1563.0
    [m]
    C
    BGS
    1720.0
    [m]
    C
    BGS
    1729.0
    [m]
    C
    BGS
    2152.5
    [m]
    C
    BGS
    2161.5
    [m]
    C
    BGS
    2165.0
    [m]
    C
    BGS
    2329.0
    [m]
    C
    BGS
    2344.0
    [m]
    C
    STAT
    2427.0
    [m]
    C
    BGS
    2656.0
    [m]
    C
    BGS
    2727.0
    [m]
    C
    BGS
    2728.0
    [m]
    C
    BGS
    2980.0
    [m]
    C
    3100.0
    [m]
    C
    3280.0
    [m]
    C
    3400.0
    [m]
    C
    3490.0
    [m]
    C
    3580.0
    [m]
    C
    3700.0
    [m]
    C
    3700.0
    [m]
    C
    3790.0
    [m]
    C
    3910.0
    [m]
    C
    4000.0
    [m]
    C
    4090.0
    [m]
    C
    4180.0
    [m]
    C
    4300.0
    [m]
    C
    4390.0
    [m]
    C
    4480.0
    [m]
    C
    4580.0
    [m]
    C
    4690.0
    [m]
    C
    4710.0
    [m]
    C
    4790.0
    [m]
    C
    4820.0
    [m]
    C
    4880.0
    [m]
    C
    4900.0
    [m]
    C
    4980.0
    [m]
    C
    5000.0
    [m]
    C
    5080.0
    [m]
    C
    5100.0
    [m]
    C
    5100.0
    [m]
    C
    5110.0
    [m]
    C
    5180.0
    [m]
    C
    5180.0
    [m]
    C
    5270.0
    [m]
    C
    5300.0
    [m]
    C
    5390.0
    [m]
    C
    5480.0
    [m]
    C
    5570.0
    [m]
    C
    5643.0
    [m]
    C
    5643.0
    [m]
    C
    5645.0
    [m]
    C
    5657.0
    [m]
    C
    5672.0
    [m]
    C
    5673.0
    [m]
    C
    5790.0
    [m]
    C
    5840.0
    [m]
    C
    5880.0
    [m]
    C
    5900.0
    [m]
    C
    5940.0
    [m]
    C
    5980.0
    [m]
    C
    6000.0
    [m]
    C
    6080.0
    [m]
    C
    6100.0
    [m]
    C
    6190.0
    [m]
    C
    6190.0
    [m]
    C
    6280.0
    [m]
    C
    6300.0
    [m]
    C
    6315.0
    [m]
    C
    6345.0
    [m]
    C
    6375.0
    [m]
    C
    6480.0
    [m]
    C
    6500.0
    [m]
    C
    6580.0
    [m]
    C
    6600.0
    [m]
    C
    6680.0
    [m]
    C
    6700.0
    [m]
    C
    6780.0
    [m]
    C
    6800.0
    [m]
    C
    6890.0
    [m]
    C
    6900.0
    [m]
    C
    6985.0
    [m]
    C
    7000.0
    [m]
    C
    7060.0
    [m]
    C
    7062.0
    [m]
    C
    7065.0
    [m]
    C
    7065.0
    [m]
    C
    7066.0
    [m]
    C
    7067.0
    [m]
    C
    7072.0
    [m]
    C
    7078.0
    [m]
    C
    7084.0
    [m]
    C
    7087.0
    [m]
    C
    7092.0
    [m]
    C
    7094.0
    [m]
    C
    7096.0
    [m]
    C
    7099.0
    [m]
    C
    7100.0
    [m]
    C
    7102.0
    [m]
    C
    7103.0
    [m]
    C
    7103.0
    [m]
    C
    7150.0
    [m]
    C
    EXXON
    7190.0
    [m]
    C
    7200.0
    [m]
    C
    7240.0
    [m]
    C
    EXXON
    7290.0
    [m]
    C
    7300.0
    [m]
    C
    7353.0
    [m]
    C
    7353.0
    [m]
    C
    7382.0
    [m]
    C
    7387.0
    [m]
    C
    EXXON
    7405.0
    [m]
    C
    EXXON
    7450.0
    [m]
    C
    7480.0
    [m]
    C
    7490.0
    [m]
    C
    7500.0
    [m]
    C
    7520.0
    [m]
    DC
    7550.0
    [m]
    DC
    7580.0
    [m]
    DC
    7600.0
    [m]
    DC
    7609.0
    [m]
    C
    7609.0
    [m]
    C
    7615.0
    [m]
    C
    7617.0
    [m]
    C
    7620.0
    [m]
    DC
    7639.0
    [m]
    C
    EXXON
    7639.0
    [m]
    DC
    7644.0
    [m]
    DC
    7645.0
    [m]
    DC
    7692.0
    [m]
    C
    EXXON
    7696.0
    [m]
    DC
    7746.0
    [m]
    DC
    EXXON
    7790.0
    [m]
    DC
    7800.0
    [m]
    DC
    7850.0
    [m]
    DC
    7880.0
    [m]
    DC
    7900.0
    [m]
    DC
    7945.0
    [m]
    DC
    7963.5
    [m]
    DC
    7969.5
    [m]
    DC
    7980.0
    [m]
    DC
    8011.0
    [m]
    DC
    8060.0
    [m]
    DC
    EXXON
    8100.0
    [m]
    DC
    8150.0
    [m]
    DC
    EXXON
    8200.0
    [m]
    DC
    8250.0
    [m]
    DC
    EXXON
    8290.0
    [m]
    DC
    8305.0
    [m]
    DC
    8323.0
    [m]
    C
    EXXON
    8340.0
    [m]
    DC
    8380.0
    [m]
    DC
    EXXON
    8380.0
    [m]
    DC
    8400.0
    [m]
    DC
    8450.0
    [m]
    DC
    8500.0
    [m]
    DC
    8520.0
    [m]
    SWC
    EXXON
    8550.0
    [m]
    DC
    EXXON
    8558.0
    [m]
    SWC
    EXXON
    8560.0
    [m]
    DC
    EXXON
    8563.0
    [m]
    SWC
    EXXON
    8595.0
    [m]
    SWC
    EXXON
    8619.0
    [m]
    DC
    8620.0
    [m]
    C
    EXXON
    8622.0
    [m]
    DC
    8627.0
    [m]
    DC
    8630.0
    [m]
    DC
    8632.0
    [m]
    C
    8632.0
    [m]
    DC
    8632.0
    [m]
    SWC
    EXXON
    8634.0
    [m]
    DC
    8641.0
    [m]
    DC
    8644.0
    [m]
    DC
    8645.0
    [m]
    SWC
    EXXON
    8675.0
    [m]
    SWC
    EXXON
    8675.0
    [m]
    SWC
    EXXON
    8680.0
    [m]
    C
    EXXON
    8680.0
    [m]
    DC
    8680.0
    [m]
    DC
    8682.0
    [m]
    DC
    8685.0
    [m]
    SWC
    EXXON
    8700.0
    [m]
    C
    EXXON
    8730.0
    [m]
    SWC
    EXXON
    8778.0
    [m]
    SWC
    EXXON
    8780.0
    [m]
    DC
    EXXON
    8820.0
    [m]
    DC
    EXXON
    8835.0
    [m]
    SWC
    EXXON
    8855.0
    [m]
    SWC
    EXXON
    8870.0
    [m]
    DC
    EXXON
    8875.0
    [m]
    SWC
    EXXON
    8905.0
    [m]
    SWC
    EXXON
    8915.0
    [m]
    SWC
    EXXON
    8925.0
    [m]
    DC
    8934.0
    [m]
    C
    8934.0
    [m]
    DC
    8940.0
    [m]
    DC
    8941.0
    [m]
    DC
    8941.0
    [m]
    C
    8954.0
    [m]
    C
    8957.0
    [m]
    C
    8962.0
    [m]
    SWC
    EXXON
    8983.0
    [m]
    SWC
    EXXON
    9000.0
    [m]
    DC
    9005.0
    [m]
    SWC
    EXXON
    9035.0
    [m]
    SWC
    EXXON
    9050.0
    [m]
    DC
    9100.0
    [m]
    DC
    EXXON
    9100.0
    [m]
    DC
    9150.0
    [m]
    DC
    EXXON
    9200.0
    [m]
    DC
    EXXON
    9250.0
    [m]
    DC
    EXXON
    9300.0
    [m]
    DC
    EXXON
    9810.0
    [m]
    DC
    10060.0
    [m]
    DC
    10140.0
    [m]
    DC
    10175.0
    [m]
    DC
    10240.0
    [m]
    DC
    10340.0
    [m]
    DC
    10396.0
    [m]
    DC
    10509.0
    [m]
    DC
    10509.0
    [m]
    DC

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.55

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    1.25
    pdf
    1.13

  • 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
    0.20

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    5.96
    pdf
    1.74

  • Dokumenter – Sokkeldirektoratets publikasjoner
    Dokumenter – Sokkeldirektoratets publikasjoner
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    12.73
    pdf
    89.24

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CDM
    1401
    3205
    FDC
    1401
    3207
    GR BHC
    137
    3203
    IES
    388
    3206
    MLL
    388
    3206
    SNP
    1401
    2593

  • 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
    174.0
    36
    175.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    387.0
    26
    390.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1400.0
    12 1/4
    1401.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    3203.0
    8 1/2
    3203.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    391
    0.00
    seawater
    1000
    0.00
    bent/Zeo/sp

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    2250.00
    [m ]
    2250.00
    [m ]
    2250.00
    [m ]
    2250.00
    [m ]
    2251.00
    [m ]
    2251.00
    [m ]
    2251.00
    [m ]
    2251.00
    [m ]
    2251.00
    [m ]
    2251.00
    [m ]
    2251.00
    [m ]
    2251.00
    [m ]
    2251.00
    [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