Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
28.04.2024 - 01:35
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

34/7-22

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.
    34/7-22
    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
    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.
    34/7-22
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    SG 8431 RP -row 0279 & columm 0815
    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.
    766-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    48
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    15.08.1993
    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.
    01.10.1993
    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.
    01.10.1995
    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.
    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.
    TARBERT FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    29.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    226.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2507.0
    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).
    2507.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    1.6
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    92
    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 JURASSIC
    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.
    DRAKE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 16' 42.37'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 10' 18.72'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6794244.54
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    455600.91
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2167

  • Brønnhistorie
    General
    Well 34/7-22 is located between the Gullfaks and Snorre fields on Tampen Spur in the Northern North Sea. The main objective was to prove hydrocarbons and reservoir quality of a Brent Group prospect named the STWB prospect, defined by structural closure towards east and north, dip closure towards south, combined with fault seal against the Main Tordis Fault (MTF) towards west. Sands within Paleocene, Cretaceous, and Late Jurassic were secondary objectives.
    Operations and results
    Wildcat well 34/7-22 was spudded with the semi-submersible installation West Delta on 15 August 1993 and drilled to TD at 2507 m in the Early Jurassic Drake Formation. Since possible shallow gas levels had been predicted, a 9 7/8" pilot hole was drilled. The Nordland Group consisted mainly of claystone except for the sandy Utsira Formation, which came in at 907 m. On the seismic, top Hordaland was interpreted to coincide with a structural high which was considered to be a clay diapir. The "clay diapir" consisted, however, almost entirely of sandstone which partly belongs to the Utsira Formation and the upper part of the Hordaland Group. The unexpected large amounts of sand caused operational problems due to instability and the drill string got stuck at 1086 m, on 17 August. The string was backed off and the well was re-spudded on 18 August. The casing program was re-designed to penetrate and stabilize the sandy Utsira Formation and Hordaland Group with a weighted mud system. After re-spud, drilling commenced as planned. The well was drilled with spud mud down to 1329 m, and with KCl mud with glycol from 1329 m to TD.
    No sand or hydrocarbons were found within the Paleocene and Cretaceous (Campanian) intervals, but at 2178.5 m, a water wet Intra-Draupne Formation sand was penetrated. At 2184 m the Heather Formation was encountered with a thickness of 40 m, 31m thicker than prognosed. Top reservoir, corresponding to Top Tarbert Formation, Brent Group, was encountered at 2224 m and was proven oil bearing down to 2249.5 m, with good to excellent reservoir quality as proven by cores, electrical logs and the test. FMT pressure points showed that the Tarbert Formation reservoir was in a separate pressure regime from the underlying Ness-Etive-Rannoch Formations, and also from the above Intra Draupne Sandstone.
    Apart from the live oil in the Tarbert Formation reservoir there were weak shows in claystones in the interval 2080 - 2176 in the Shetland Group. Similar shows were observed in the Late Jurassic Intra Draupne Formation sand and in the Heather Formation. Below the OWC in the Tarbert reservoir shows continued down to 2256 m. There were no shows below 2256 m.
    A total of 7 cores were cut in the interval 2226 - 2331.5 m in Tarbert and Ness Formations. Segregated samples of oil and gas were obtained at 2228.5 m and 2246.3 m in the Tarbert Formation.
    The well was permanently abandoned on 1 October 1993 as an oil discovery.
    Testing
    One well test was performed in the Tarbert Formation in the interval 2236 - 2242 m. In the final stage of the main flow period the well flowed 1154 Sm3 oil/day through a 14.3 mm choke. The oil had a GOR of 47 Sm3/Sm3, a dead oil density of 0.85 g/cm3 and the gas gravity was 0.695 (air = 1). The maximum recorded temperature in the test was 84.5 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    820.00
    2506.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2226.0
    2234.3
    [m ]
    2
    2235.0
    2254.3
    [m ]
    3
    2255.0
    2271.4
    [m ]
    4
    2272.0
    2281.0
    [m ]
    5
    2284.0
    2289.0
    [m ]
    6
    2291.0
    2302.7
    [m ]
    7
    2303.0
    2331.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    98.2
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2226-2231m
    Kjerne bilde med dybde: 2231-2234m
    Kjerne bilde med dybde: 2235-2240m
    Kjerne bilde med dybde: 2240-2245m
    Kjerne bilde med dybde: 2245-2250m
    2226-2231m
    2231-2234m
    2235-2240m
    2240-2245m
    2245-2250m
    Kjerne bilde med dybde: 2250-2254m
    Kjerne bilde med dybde: 2256-2260m
    Kjerne bilde med dybde: 2260-2265m
    Kjerne bilde med dybde: 2265-2270m
    Kjerne bilde med dybde: 2270-2271m
    2250-2254m
    2256-2260m
    2260-2265m
    2265-2270m
    2270-2271m
    Kjerne bilde med dybde: 2272-2277m
    Kjerne bilde med dybde: 2277-2281m
    Kjerne bilde med dybde: 2284-2289m
    Kjerne bilde med dybde: 2291-2296m
    Kjerne bilde med dybde: 2296-2301m
    2272-2277m
    2277-2281m
    2284-2289m
    2291-2296m
    2296-2301m
    Kjerne bilde med dybde: 2301-2302m
    Kjerne bilde med dybde: 2303-2308m
    Kjerne bilde med dybde: 2308-2313m
    Kjerne bilde med dybde: 2313-2318m
    Kjerne bilde med dybde: 2318-2323m
    2301-2302m
    2303-2308m
    2308-2313m
    2313-2318m
    2318-2323m
    Kjerne bilde med dybde: 2323-2328m
    Kjerne bilde med dybde: 2328-2331m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2323-2328m
    2328-2331m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    860.0
    [m]
    DC
    SPT
    900.0
    [m]
    DC
    SPT
    920.0
    [m]
    DC
    SPT
    940.0
    [m]
    DC
    SPT
    960.0
    [m]
    DC
    SPT
    980.0
    [m]
    DC
    SPT
    1000.0
    [m]
    DC
    SPT
    1020.0
    [m]
    DC
    SPT
    1040.0
    [m]
    DC
    SPT
    1060.0
    [m]
    DC
    SPT
    1080.0
    [m]
    DC
    SPT
    1100.0
    [m]
    DC
    SPT
    1120.0
    [m]
    DC
    SPT
    1140.0
    [m]
    DC
    SPT
    1160.0
    [m]
    DC
    SPT
    1180.0
    [m]
    DC
    SPT
    1200.0
    [m]
    DC
    SPT
    1220.0
    [m]
    DC
    SPT
    1240.0
    [m]
    DC
    SPT
    1260.0
    [m]
    DC
    SPT
    1280.0
    [m]
    DC
    SPT
    1300.0
    [m]
    DC
    SPT
    1320.0
    [m]
    DC
    SPT
    1340.0
    [m]
    DC
    SPT
    1370.0
    [m]
    DC
    SPT
    1390.0
    [m]
    DC
    SPT
    1430.0
    [m]
    DC
    SPT
    1450.0
    [m]
    DC
    SPT
    1470.0
    [m]
    DC
    SPT
    1490.0
    [m]
    DC
    SPT
    1510.0
    [m]
    DC
    SPT
    1530.0
    [m]
    DC
    SPT
    1550.0
    [m]
    DC
    SPT
    1580.0
    [m]
    DC
    SPT
    1600.0
    [m]
    DC
    SPT
    1620.0
    [m]
    DC
    SPT
    1640.0
    [m]
    DC
    SPT
    1650.0
    [m]
    DC
    SPT
    1660.0
    [m]
    DC
    SPT
    1690.0
    [m]
    DC
    SPT
    1730.0
    [m]
    DC
    SPT
    1750.0
    [m]
    DC
    SPT
    1770.0
    [m]
    DC
    SPT
    1790.0
    [m]
    DC
    SPT
    1800.0
    [m]
    DC
    SPT
    1840.0
    [m]
    DC
    SPT
    1860.0
    [m]
    DC
    SPT
    1880.0
    [m]
    DC
    SPT
    1920.0
    [m]
    DC
    SPT
    1940.0
    [m]
    DC
    SPT
    1960.0
    [m]
    DC
    SPT
    1980.0
    [m]
    DC
    SPT
    2000.0
    [m]
    DC
    SPT
    2020.0
    [m]
    DC
    SPT
    2060.0
    [m]
    DC
    SPT
    2080.0
    [m]
    DC
    SPT
    2100.0
    [m]
    DC
    SPT
    2120.0
    [m]
    DC
    SPT
    2140.0
    [m]
    DC
    SPT
    2160.0
    [m]
    DC
    SPT
    2175.0
    [m]
    DC
    SPT
    2180.0
    [m]
    DC
    SPT
    2184.0
    [m]
    DC
    SPT
    2187.0
    [m]
    DC
    SPT
    2190.0
    [m]
    DC
    SPT
    2195.0
    [m]
    DC
    SPT
    2204.0
    [m]
    DC
    SPT
    2225.0
    [m]
    DC
    SPT
    2264.0
    [m]
    C
    SPT
    2285.0
    [m]
    C
    SPT
    2297.0
    [m]
    C
    SPT
    2305.0
    [m]
    C
    SPT
    2326.0
    [m]
    C
    SPT
    2351.0
    [m]
    DC
    SPT
    2360.0
    [m]
    DC
    SPT
    2370.0
    [m]
    DC
    SPT
    2390.0
    [m]
    DC
    SPT
    2410.0
    [m]
    DC
    SPT
    2430.0
    [m]
    DC
    SPT
    2450.0
    [m]
    DC
    SPT
    2470.0
    [m]
    DC
    SPT
    2479.0
    [m]
    DC
    SPT
    2485.0
    [m]
    DC
    SPT
    2497.0
    [m]
    DC
    SPT
    2506.0
    [m]
    DC
    SPT

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.53
    pdf
    2.55
    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
    23.25

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2236
    2242
    14.3
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    15.000
    33.000
    84
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    1154
    0.840
    0.690
    67

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBIL GR
    2102
    2465
    DIFL ACL ZDL GR
    1315
    2106
    DLL MLL GR
    2210
    2285
    DPIL MAC ZDL CN DSL
    2102
    2507
    FMT GR
    2179
    2323
    FMT GR
    2246
    2340
    HDIP GR
    2102
    2480
    MWD DPR - GR RES DIR
    255
    2507
    SWC GR
    1355
    2085
    SWC GR
    2145
    2490
    VELOCITY
    1100
    2490

  • 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
    352.0
    36
    352.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    18 5/8
    803.0
    26
    803.0
    1.62
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1317.0
    17 1/2
    1317.0
    1.65
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2102.0
    12 1/4
    2102.0
    1.93
    LOT
    LINER
    7
    2506.0
    8 1/2
    2506.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    302
    1.20
    WATER BASED
    20.08.1993
    358
    1.06
    10.0
    70.0
    WATER BASED
    23.08.1993
    358
    1.20
    11.5
    5.0
    WATER BASED
    20.08.1993
    588
    1.06
    11.0
    72.0
    WATER BASED
    23.08.1993
    591
    1.20
    4.0
    13.0
    WATER BASED
    16.08.1993
    766
    1.06
    11.0
    72.0
    WATER BASED
    23.08.1993
    812
    1.20
    6.0
    13.0
    WATER BASED
    24.08.1993
    812
    1.12
    13.5
    15.0
    WATER BASED
    25.08.1993
    812
    1.12
    14.0
    16.0
    WATER BASED
    26.08.1993
    1068
    1.20
    5.0
    14.0
    WATER BASED
    18.08.1993
    1086
    1.20
    4.0
    14.0
    WATER BASED
    19.08.1993
    1113
    1.16
    4.0
    22.0
    WATER BASED
    27.08.1993
    1329
    1.22
    6.0
    21.0
    WATER BASED
    01.09.1993
    1329
    1.20
    5.0
    24.0
    WATER BASED
    01.09.1993
    1332
    1.29
    27.5
    15.0
    DUMMY
    01.09.1993
    1657
    1.40
    24.0
    22.0
    DUMMY
    31.08.1993
    2049
    1.56
    34.0
    26.0
    DUMMY
    01.09.1993
    2112
    1.59
    61.0
    32.0
    DUMMY
    02.09.1993
    2117
    1.59
    34.0
    22.0
    DUMMY
    06.09.1993
    2117
    1.59
    35.0
    25.0
    DUMMY
    06.09.1993
    2117
    1.59
    34.0
    27.0
    DUMMY
    06.09.1993
    2226
    1.63
    32.0
    18.0
    DUMMY
    06.09.1993
    2255
    1.63
    32.0
    16.0
    DUMMY
    07.09.1993
    2284
    1.63
    33.0
    15.0
    DUMMY
    08.09.1993
    2303
    1.63
    34.0
    17.0
    DUMMY
    09.09.1993
    2345
    1.63
    35.0
    16.0
    DUMMY
    13.09.1993
    2507
    1.63
    34.0
    21.0
    DUMMY
    13.09.1993
    2507
    1.63
    34.0
    21.0
    DUMMY
    13.09.1993
    2507
    1.66
    35.0
    24.0
    DUMMY
    14.09.1993
    2507
    1.66
    40.0
    26.0
    DUMMY
    15.09.1993
    2507
    1.66
    53.0
    50.0
    DUMMY
    16.09.1993
    2507
    1.66
    48.0
    44.0
    DUMMY
    17.09.1993
    2507
    1.66
    38.0
    35.0
    DUMMY
    23.09.1993
    2507
    1.66
    38.0
    35.0
    DUMMY
    23.09.1993
    2507
    1.66
    38.0
    35.0
    DUMMY
    23.09.1993
    2507
    1.66
    65.0
    45.0
    DUMMY
    24.09.1993
    2507
    1.66
    38.0
    39.0
    DUMMY
    20.09.1993
    2507
    1.66
    44.0
    40.0
    DUMMY
    20.09.1993
    2507
    1.66
    43.0
    42.0
    DUMMY
    20.09.1993
    2507
    1.66
    39.0
    35.0
    DUMMY
    22.09.1993
    2507
    1.66
    36.0
    32.0
    DUMMY
    28.09.1993
    2507
    1.66
    39.0
    35.0
    DUMMY
    28.09.1993
    2507
    1.66
    39.0
    35.0
    DUMMY
    28.09.1993
    2507
    1.66
    35.0
    33.0
    DUMMY
    29.09.1993
    2507
    1.46
    24.0
    29.0
    DUMMY
    30.09.1993
    2507
    1.66
    35.0
    24.0
    DUMMY
    14.09.1994
    2507
    1.66
    40.0
    23.0
    DUMMY
    13.09.1993
    2507
    1.66
    38.0
    36.0
    DUMMY
    22.09.1993
    2507
    1.66
    38.0
    35.0
    DUMMY
    23.09.1993
    2507
    1.66
    65.0
    45.0
    DUMMY
    24.09.1993

  • 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