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

2/6-5

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.
    2/6-5
    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
    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.
    2/6-5
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    SG-9508 INLINE 1070 & CROSSLINE 692
    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.
    866-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    56
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    17.11.1996
    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.
    11.01.1997
    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.
    11.01.1999
    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.
    24.09.2003
    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.
    LATE CRETACEOUS
    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.
    TOR FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    70.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3260.0
    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).
    3258.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    4.6
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    125
    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.
    56° 35' 36.69'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 45' 42.73'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6272539.87
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    546787.12
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2885

  • Brønnhistorie
    General
    Block 2/6 is structurally located on the eastern margin of the Norwegian part of the Feda Graben. The block partly covers the Piggvar Terrace, the metamorphic Mandal high and the northwestern part of the Søgne basin.
    Well 2/6-5 is located in the central western part of the block, high on a structural closure defined on Top Shetland Group
    The main objective of well 2/6-5 was to test the presence of hydrocarbons and reservoir properties within the primary target intervals of the Shetland Group, located within a structural closure above the northern part of the Mandal High. It was prognosed approximately 40 m below the distinct Late Cretaceous Top Ekofisk Formation reflector.
    Reservoir units were expected in several intervals, some in pressure communication and some not. A possible secondary target of sediment fill in the interval between the Shetland Group and the basement topography would be penetrated before reaching TD in metamorphic rocks. However, this possible wedge was defined on a poor seismic response and could represent intra basement reflectivity. The well was planned as a possible future producer.
    Operations and results
    Exploration well 2/6-5 was spudded by the semi-submersible installation "Deepsea Bergen" 17 November 1996 and drilled to TD at 3260 m in metamorphic rocks. The well was drilled with a sea water/bentonite mud system down through the 12 1/2" hole section to 2515 m. The deeper part of the well was drilled with a KCL polymer glycol mud system.
    Above the Shetland Group the formation tops and lithologies were drilled within the uncertainty limits of the prognosis. The Tertiary succession (including Quaternary) was found to be 2872 m thick. The Nordland Group was 1404.7 m thick and consisted of clay/claystones and sands. Top of the Hordaland Group was encountered at 1499.5 m and the Group was found to be 1229.4 m thick, generally consisting of reactive clays. Top Rogaland Group was drilled at 2729 m Top. The Rogaland succession contained Balder, Sele/Lista, and Våle Formations and was 88 m thick. Top of the Shetland Group was drilled at 2817 m. Top Tor Formation was drilled at 2897.5 m.
    The Shetland Group interval velocity was experienced to be much higher than the prognosis based on stacking velocities indicated. The explanation to the observed discrepancy in seismic velocities contra the experienced well velocities is explained as azimuthal anisotropy combined with the seismic sampling configuration. The result is a reasonable seismic tie in two-way travel time to the well, but a significant mismatch in depth prognosis for the Top Hod and deeper strata.
    Top Hod Formation was prognosed at 3015 +/- 75 m and was drilled at 3155 m. The Base Cretaceous Unconformity was prognosed at 3103 +/- 125 m and was drilled at 3230.5 m (+125.5m). The secondary target, defined as a possible wedge resting on basement turned out not to be present and the seismic image had to be considered as intra basement reflectivity. Logs and core data both conclude that a rather tight chalk lithology is present in the well. Only few intervals of allochthonous chalk were observed. Immediately below the chalk interval, only separated by thin clay unit (altered basement rocks), fractured metamorphic basement consisting of chists were penetrated. A short core was cut, confirming oil shows in fractures within the basement rocks.
    Weak oil shows were reported from the Ekofisk Formation (2817-2897.5 m), and one core was cut. Six more cores were cut in the Tor Formation (2897.5- 3155 m). The cores had variable recovery, especially in core # 6 with only 7.5 % recovery. In addition to the weak shows reported from the Ekofisk Formation, shows were observed in fractures both in the Tor Formation and in the Basement. Matrix staining was only seen within the Tor Formation, in zones of less than 30 cm thickness in the interval from 2929 to 2935 m. A Modular Formation Dynamics Tester (MDT) with a RPQS gauge was used to obtain formation pressure measurements and fluid samples. Due to very tight formation, the pressure measurements were of questionable quality. Two segregated samples were taken at respectively 2929.5 m and 2951.5 m. Two multi samples chambers and one 1 gal chamber were taken at 3026.3 m. Unfortunately, the obtained MDT fluid samples were not representative due to mud contamination and low chamber pressure at shut-in. The MDT fluid sample from 2929.5 m contained 1: 3 oil/water. Only water was retrieved in the samples from 2951.5 and 3026.3 m. The water samples held a high concentration of Na, Ca, K, and Cl. These concentrations can partly be explained by mud invasion of KCl mud. The remaining salinity has to be explained as abnormal NaCl concentrations, which complicates the petrophysical well evaluation. Based on the limited pressure information and log interpretation an OWC was indicated at 2944.8 m (2942.8 m TVD RKB).
    After a drill stem test lasting from 24 December 1996 to 8 January 1997 the well was permanently abandoned as an oil discovery on 11 January.
    Testing
    A drill stem test with two perforated intervals (2955-2948 m and 2941-2929 m) within the Tor Formation was conducted. The test results show a very tight reservoir with a test permeability of 0.4 mD. No indications of natural fractures were observed. After acid stimulation (LCA acid frac.), the perforated intervals produced water with 3% oil content at a stable rate. The test was shut in after a flow period of 46 hours. The reservoir pressure was 447 bar and the temperature 117.3 deg C at mid-perforation (2938.5 m).

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    820.00
    3252.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2852.0
    2854.0
    [m ]
    2
    2904.0
    2917.0
    [m ]
    3
    2929.0
    2934.7
    [m ]
    4
    2935.0
    2953.0
    [m ]
    5
    2953.0
    2956.8
    [m ]
    6
    2957.0
    2958.5
    [m ]
    7
    2977.0
    2980.1
    [m ]
    8
    3252.0
    3254.1
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    49.1
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2852-2854m
    Kjerne bilde med dybde: 2904-2909m
    Kjerne bilde med dybde: 2909-2914m
    Kjerne bilde med dybde: 2914-2917m
    Kjerne bilde med dybde: 2929-2934m
    2852-2854m
    2904-2909m
    2909-2914m
    2914-2917m
    2929-2934m
    Kjerne bilde med dybde: 2934-2935m
    Kjerne bilde med dybde: 2935-2940m
    Kjerne bilde med dybde: 2940-2945m
    Kjerne bilde med dybde: 2945-2950m
    Kjerne bilde med dybde: 2950-2953m
    2934-2935m
    2935-2940m
    2940-2945m
    2945-2950m
    2950-2953m
    Kjerne bilde med dybde: 2953-2956m
    Kjerne bilde med dybde: 2957-2958m
    Kjerne bilde med dybde: 2977-2980m
    Kjerne bilde med dybde: 3252-3254m
    Kjerne bilde med dybde:  
    2953-2956m
    2957-2958m
    2977-2980m
    3252-3254m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2410.0
    [m]
    DC
    UNIVSHET
    2430.0
    [m]
    DC
    UNIVSH
    2450.0
    [m]
    DC
    UNIVSH
    2470.0
    [m]
    DC
    UNIVSH
    2490.0
    [m]
    DC
    UNIVSH
    2510.0
    [m]
    DC
    UNIVSH
    2530.0
    [m]
    DC
    UNIVSH
    2550.0
    [m]
    DC
    UNIVSH
    2570.0
    [m]
    DC
    UNIVSH
    2590.0
    [m]
    DC
    UNIVSH
    2610.0
    [m]
    DC
    UNIVSH
    2630.0
    [m]
    DC
    UNIVSH
    2650.0
    [m]
    DC
    UNIVSH
    2670.0
    [m]
    DC
    UNIVSH
    2690.0
    [m]
    DC
    UNIVSH
    2709.0
    [m]
    DC
    UNIVSH
    2727.0
    [m]
    DC
    UNIVSH
    2730.0
    [m]
    DC
    UNIVSH
    2733.0
    [m]
    DC
    UNIVSH
    2748.0
    [m]
    DC
    UNIVSH
    2769.0
    [m]
    DC
    UNIVSH
    2787.0
    [m]
    DC
    UNIVSH
    2802.0
    [m]
    DC
    UNIVSH
    2811.0
    [m]
    DC
    UNIVSH
    2814.0
    [m]
    DC
    UNIVSH
    3228.0
    [m]
    DC
    UNIVSH
    3237.0
    [m]
    DC
    UNIVSH
    3246.0
    [m]
    DC
    UNIVSH
    3257.0
    [m]
    DC
    UNIVSH

  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    DST
    DST1
    0.00
    0.00
    04.01.1997 - 14:00
    YES

  • Litostratigrafi
    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    93
    1500
    2729
    2729
    2738
    2777
    2809
    2817
    2817
    2898
    3155
    3231

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.44

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    9.96
    pdf
    26.87

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2955
    2919
    11.1
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    44.000
    30.000
    117
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    8
    0.831

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    DSI DLL NGT GR ACTS
    2490
    3257
    FMI
    2490
    3257
    FMI GR ACTS
    2832
    2993
    LDT DSI BGT GR ACTS
    802
    2519
    MDT GR ACTS
    2800
    2968
    MDT GR ACTS
    2951
    2951
    MDT GR ACTS
    3020
    3026
    MDT GR AMS
    2832
    2993
    MWD - GR RES DIR
    170
    3260
    PEX CMR ACTS
    2423
    3257
    VSP
    1689
    3159

  • 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
    170.0
    36
    170.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    13 3/8
    802.0
    17 1/2
    805.0
    1.82
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2494.0
    12 1/4
    2496.0
    1.78
    LOT
    LINER
    7
    3260.0
    8 1/2
    3260.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    130
    1.03
    WATER BASED
    709
    1.04
    WATER BASED
    808
    0.00
    WATER BASED
    1086
    1.35
    24.0
    WATER BASED
    2515
    1.60
    36.0
    WATER BASED
    2801
    1.60
    44.0
    WATER BASED
    2904
    1.60
    38.0
    WATER BASED
    2919
    1.60
    39.0
    WATER BASED
    2955
    1.62
    32.0
    WATER BASED
    2984
    1.61
    30.0
    WATER BASED
    3129
    1.60
    32.0
    WATER BASED
    3176
    1.60
    39.0
    WATER BASED
    3252
    1.60
    38.0
    WATER BASED
    3260
    1.62
    WATER BASED

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    3231.00
    [m ]
    3234.00
    [m ]
    3237.00
    [m ]
    3240.00
    [m ]
    3243.00
    [m ]
    3246.00
    [m ]
    3249.00
    [m ]
    3252.00
    [m ]
    3253.00
    [m ]
    3254.00
    [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