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

16/4-1

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.
    16/4-1
    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.
    16/4-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH 8105 - 306 SP. 752
    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.
    Norsk Hydro Produksjon AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    432-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    72
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    08.09.1984
    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.
    18.11.1984
    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.
    18.11.1986
    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.
    24.09.2004
    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).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    96.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2909.0
    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).
    2909.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    96
    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.
    PRE-DEVONIAN
    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.
    BASEMENT
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    58° 38' 18.33'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 8' 17.03'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6500262.06
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    449959.99
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    229

  • Brønnhistorie
    General
    Well 16/4-1 is located on the Utsira High. The primary objective of the well was to test the Paleocene Heimdal Formation. Secondary objectives were Jurassic and Triassic sandstones, Zechstein carbonates and Rotliegendes conglomerates. The well was planned to reach TD at 2850 m + 100 m after having identified a seismic reflector at this depth, interpreted to represent Top Metamorphic Basement.
    Operations and results
    Wildcat well 16/4-1 was spudded with the semi-submersible installation Treasure Seeker on 8 September 1984 and drilled to TD at 2909 m in crystalline/metamorphic basement of Early Paleozoic age. Under the 30" casing shoe a 17 1/2" pilot hole was drilled. At 494 m in Pleistocene sand and shale, the well started to flow up the annulus from a small gas pocket. The well died out by itself but there were problems with lost circulation, so a cement plug was set from 494 - 415 m. The cement was drilled out to 480 m and the hole was underreamed to 26" before landing of the 20" casing. No other major problems occurred during drilling of this well. The well was drilled with seawater and bentonite down to 494 m, with KCl/polymer mud from 494 m to 2052 m, and with NaCl/polymer mud from 2052 m to TD.
    The well 16/4-1 encountered water-bearing sandstones in the Paleocene Heimdal Formation as well as in the Triassic. The latter is a 36 m thick sand in between the Smith Bank Formation and the Zechstein Group. The Heimdal Formation Sandstones occur as interbedded sand/claystone in the upper part (2100 m to 2142 m) and as a massive sandstone, which is homogenous and very clean in the lower part (2142 m 2277 m). The Triassic sandstones (2394 m to 2430 m) were very fine-to-fine grained with a considerable amount of silt and mica. Log evaluations over these sands gave the following results: The interval 2100 m to 2142 m gave a net/gross ratio of 0.095, with an average porosity of 23,06% and a shale volume of 43,58% after cut-off. The interval 2142 m to 2277 m had a N/G of 0,89 with 26,36% average porosity and 11,19% shale volume. The Triassic interval (2394 m to 2430 m) had a net/gross of 0,37 with 22,88% average porosity and 18,54% shale volume. All these values are calculated after a cut-off of 20% (1 mD). Twenty-five pressure tests (RFT) were performed from 2083 m to 2422.4 m. These gave a water gradient of 0,445 psi/ft (1.024 g/cc) in the Heimdal Fm sandstones. No pressure data were obtained from the Triassic.
    Three cores were cut in this well, the first and second in sandstones of the Heimdal and Smith Bank formations respectively. The third core was taken in metamorphic/crystalline basement. Core 1 was cut from 2161 m to 2174 m in the Heimdal formation. The recovered core of 11 m (85%) consisted of very fine to medium grained, poorly sorted sandstone with claystone in the interval 2170-71 m. Core 2 was cut from 2404 m to 2422 m and 17.5 m (97%) was recovered. The core was cut in the Triassic sand under the Smith Bank Formation. It consisted of micaceous sandstones and siltstones with subordinate clay clasts. Core 3 was cut from 2907 m to 2909 m in the Basement and 100% was recovered. The core consisted of schist and granite. No fluid samples were collected. The well was permanently abandoned on 18 November 1984 as a dry well.
    Testing
    No drill stem test was performed

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    210.00
    2907.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2161.0
    2172.0
    [m ]
    2
    2404.0
    2421.5
    [m ]
    3
    2907.0
    2909.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    30.5
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2161-2166m
    Kjerne bilde med dybde: 2166-2171m
    Kjerne bilde med dybde: 2171-2172m
    Kjerne bilde med dybde: 2404-2409m
    Kjerne bilde med dybde: 2409-2414m
    2161-2166m
    2166-2171m
    2171-2172m
    2404-2409m
    2409-2414m
    Kjerne bilde med dybde: 2414-2419m
    Kjerne bilde med dybde: 2419-2421m
    Kjerne bilde med dybde: 2907-2909m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2414-2419m
    2419-2421m
    2907-2909m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2035.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2057.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2073.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2092.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2108.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2118.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2131.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2146.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2161.0
    [m]
    C
    RRI
    2171.3
    [m]
    C
    RRI
    2172.0
    [m]
    C
    RRI
    2196.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2258.0
    [m]
    SWC
    RRI

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.59

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.62

  • 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
    0.22
    pdf
    0.28

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    1.92
    pdf
    12.08

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL
    125
    2015
    CET CBL VDL
    450
    2015
    CST
    2035
    2340
    CST
    2345
    2896
    ISF LSS GR SP
    206
    2027
    ISF LSS GR SP
    2406
    2907
    ISF MSFL LSS GR SP
    2028
    2666
    LDL CNL CAL GR
    472
    2907
    RFT
    2083
    2422
    SHDT
    2016
    2908
    VSP
    200
    2909

  • 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
    206.0
    36
    280.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    480.0
    26
    497.0
    1.37
    LOT
    INTERM.
    16
    626.0
    22
    650.0
    1.89
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2028.0
    17 1/2
    2066.0
    1.79
    LOT
    OPEN HOLE
    2909.0
    12 1/4
    2909.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    150
    0.00
    WATER BASED
    14.11.1984
    280
    1.09
    5.0
    2.0
    WATER BASED
    10.09.1984
    494
    1.10
    WATER BASED
    12.09.1984
    494
    1.10
    WATER BASED
    13.09.1984
    494
    1.10
    WATER BASED
    14.09.1984
    494
    1.10
    WATER BASED
    16.09.1984
    494
    1.10
    WATER BASED
    17.09.1984
    494
    1.10
    WATER BASED
    18.09.1984
    494
    1.10
    WATER BASED
    13.09.1984
    494
    1.10
    WATER BASED
    17.09.1984
    494
    1.10
    WATER BASED
    18.09.1984
    494
    1.10
    WATER BASED
    20.09.1984
    494
    1.10
    WATER BASED
    19.09.1984
    494
    1.10
    WATER BASED
    20.09.1984
    494
    1.10
    WATER BASED
    14.09.1984
    494
    1.10
    WATER BASED
    16.09.1984
    494
    1.10
    WATER BASED
    19.09.1984
    497
    1.15
    17.0
    95.0
    WATER BASED
    25.09.1984
    572
    1.25
    15.0
    7.0
    WATER BASED
    12.11.1984
    625
    1.16
    16.0
    9.0
    WATER BASED
    25.09.1984
    625
    1.16
    14.0
    9.0
    WATER BASED
    26.09.1984
    625
    1.16
    14.0
    10.0
    WATER BASED
    27.09.1984
    625
    1.16
    14.0
    11.0
    WATER BASED
    01.10.1984
    625
    1.16
    14.0
    11.0
    WATER BASED
    01.10.1984
    625
    1.16
    14.0
    9.0
    WATER BASED
    26.09.1984
    625
    1.16
    14.0
    10.0
    WATER BASED
    27.09.1984
    650
    1.15
    15.0
    8.0
    WATER BASED
    01.10.1984
    712
    1.16
    19.0
    8.0
    WATER BASED
    01.10.1984
    1112
    1.16
    19.0
    8.0
    WATER BASED
    01.10.1984
    1507
    1.18
    19.0
    10.0
    WATER BASED
    02.10.1984
    1507
    1.25
    15.0
    9.0
    WATER BASED
    03.10.1984
    1507
    1.25
    15.0
    9.0
    WATER BASED
    03.10.1984
    1602
    1.30
    17.0
    10.0
    WATER BASED
    04.10.1984
    1813
    1.30
    18.0
    8.0
    WATER BASED
    07.10.1984
    1825
    1.30
    16.0
    8.0
    WATER BASED
    14.10.1984
    1870
    1.25
    16.0
    8.5
    WATER BASED
    12.11.1984
    1870
    1.25
    16.0
    8.5
    WATER BASED
    14.11.1984
    1870
    1.25
    16.0
    8.5
    WATER BASED
    14.11.1984
    1957
    1.30
    16.0
    8.0
    WATER BASED
    07.10.1984
    1988
    1.30
    24.0
    13.0
    WATER BASED
    14.10.1984
    2052
    1.30
    32.0
    11.0
    WATER BASED
    14.10.1984
    2052
    1.30
    9.0
    10.0
    WATER BASED
    15.10.1984
    2052
    1.25
    20.0
    13.0
    WATER BASED
    16.10.1984
    2052
    1.30
    18.0
    9.0
    WATER BASED
    08.10.1984
    2052
    1.30
    18.0
    8.0
    WATER BASED
    10.10.1984
    2052
    1.30
    15.0
    8.0
    WATER BASED
    11.10.1984
    2052
    1.30
    18.0
    9.0
    WATER BASED
    08.10.1984
    2052
    1.30
    18.0
    8.5
    WATER BASED
    09.10.1984
    2052
    1.30
    18.0
    8.0
    WATER BASED
    10.10.1984
    2052
    1.30
    15.0
    8.0
    WATER BASED
    11.10.1984
    2052
    1.30
    32.0
    11.0
    WATER BASED
    14.10.1984
    2052
    1.30
    9.0
    10.0
    WATER BASED
    15.10.1984
    2052
    1.25
    20.0
    13.0
    WATER BASED
    16.10.1984
    2052
    1.30
    18.0
    12.0
    WATER BASED
    07.10.1984
    2052
    1.30
    18.0
    8.5
    WATER BASED
    09.10.1984
    2066
    1.23
    16.0
    8.0
    WATER BASED
    17.10.1984
    2161
    1.20
    19.0
    9.5
    WATER BASED
    18.10.1984
    2161
    1.20
    14.0
    5.0
    WATER BASED
    22.10.1984
    2161
    1.21
    15.0
    9.5
    WATER BASED
    21.10.1984
    2161
    1.21
    15.0
    9.5
    WATER BASED
    21.10.1984
    2161
    1.20
    14.0
    5.0
    WATER BASED
    22.10.1984
    2174
    1.20
    13.0
    7.0
    WATER BASED
    23.10.1984
    2283
    1.25
    20.0
    7.0
    WATER BASED
    24.10.1984
    2355
    1.25
    18.0
    7.0
    WATER BASED
    25.10.1984
    2404
    1.25
    17.0
    8.0
    WATER BASED
    29.10.1984
    2440
    1.25
    18.0
    9.0
    WATER BASED
    29.10.1984
    2501
    1.25
    18.0
    9.0
    WATER BASED
    29.10.1984
    2573
    1.25
    46.0
    10.0
    WATER BASED
    31.10.1984
    2588
    1.25
    18.0
    10.0
    WATER BASED
    31.10.1984
    2588
    1.25
    18.0
    10.0
    WATER BASED
    01.11.1984
    2588
    1.25
    18.0
    10.0
    WATER BASED
    01.11.1984
    2672
    1.25
    19.0
    9.0
    WATER BASED
    02.11.1984
    2733
    1.25
    19.0
    8.0
    WATER BASED
    05.11.1984
    2795
    1.25
    19.0
    8.0
    WATER BASED
    05.11.1984
    2854
    1.25
    19.0
    8.0
    WATER BASED
    05.11.1984
    2892
    1.25
    45.0
    25.0
    WATER BASED
    06.11.1984
    2907
    1.25
    18.0
    8.5
    WATER BASED
    07.11.1984
    2909
    1.25
    18.0
    8.5
    WATER BASED
    08.11.1984
    2909
    1.25
    18.0
    8.5
    WATER BASED
    09.11.1984
    2909
    1.25
    15.0
    7.0
    WATER BASED
    12.11.1984
    2909
    1.25
    18.0
    8.5
    WATER BASED
    09.11.1984
    2909
    1.25
    15.0
    7.0
    WATER BASED
    12.11.1984

  • 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