Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
02.05.2024 - 01:32
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6407/9-1

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.
    6407/9-1
    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.
    NORWEGIAN 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.
    6407/9-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    729 - 408 SP. 390
    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.
    A/S Norske Shell
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    422-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    74
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    26.06.1984
    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.
    07.09.1984
    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.
    07.09.1986
    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.
    07.11.2005
    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
    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 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.
    ROGN FM
    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.
    248.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2500.0
    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).
    2500.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    99
    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.
    RED BEDS (INFORMAL)
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    64° 21' 56.14'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 47' 20.86'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7138488.30
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    441548.41
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    133

  • Brønnhistorie
    General
    Wildcat well 6407/9-1 was drilled in the Froan Basin offshore Mid Norway. The primary objective of the well was evaluation of possible reservoirs of Early to Middle Jurassic age. Secondary objectives were evaluation of deeper reservoirs of Early Jurassic to Upper Triassic age.
    The well is Type Well for the Rogn Formation. It is Reference well for the Viking Group and Spekk Formation
    Operations and results
    Wildcat well 6407/9-1 was spudded with the semi-submersible installation Borgny Dolphin on 26 June 1984 and drilled to TD at 2500 m in the Late Triassic Red Beds. Due to high deviation in the 36" hole section, the well was re-spudded. Junk was fished out of the hole before and after performing a leak off test below the 20" casing shoe. Gas bubbles were observed around the BOP stack, the 20" casing was perforated and several cement squeeze jobs were performed. The 13 3/8" casing was run just below the 20" casing. Some technical problems occurred while drilling the 12 1/4" hole. Some tight spots occurred in the two lowermost hole sections. The bottom hole assembly got stuck at 2027 m, but was successfully freed. The well was drilled with seawater and bentonite down to 809 m and with KCl/Polymer mud from 809 m to TD.
    The well encountered a Late Jurassic intra-Spekk Formation sandstone unit which was previously unknown in the Haltenbanken area. It has later formally been named the Rogn Formation. It was oil filled from the top at 1621 m down to an OWC at 1660 m. Tests showed light oil with a low content of gas and condensate. The underlying reservoir sandstones of Middle/Early Jurassic to Late Triassic age were all water bearing, nor were oil shows reported in any other porous section in the well. Five cores were cut from the Late Jurassic into the Middle Jurassic. The three first were cut in the Rogn Formation while the two last recovered an underlying Spekk sequence and upper part of the Garn Formation. RFT oil and water samples were successfully recovered from 1635 m and 1703 m, respectively.
    The well was permanently abandoned on 7 September 1984 as an oil discovery.
    Testing
    One production test was carried out the in the interval 1632 m to 1638 m in the Rogn Formation. A maximum flow rate of 1351 Sm3/day (8500 BOPD) through a 2" choke was sustained for two days. The GOR was 38 Sm2/Sm3 (211 scf/STB), oil gravity was 40 deg API, and separator gas gravity was 0.89 (air = 1). The CO2 content was 1%, no H2S was detected. Bottom hole temperature recorded during the test was 68.3 deg C (155 deg F).

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    410.00
    2500.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1631.0
    1643.2
    [m ]
    2
    1645.0
    1661.4
    [m ]
    3
    1663.0
    1670.0
    [m ]
    4
    1670.0
    1673.9
    [m ]
    5
    1674.0
    1683.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    48.5
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1631-1637m
    Kjerne bilde med dybde: 1637-1643m
    Kjerne bilde med dybde: 1643-1644m
    Kjerne bilde med dybde: 1645-1651m
    Kjerne bilde med dybde: 1651-1657m
    1631-1637m
    1637-1643m
    1643-1644m
    1645-1651m
    1651-1657m
    Kjerne bilde med dybde: 1657-1661m
    Kjerne bilde med dybde: 1663-1669m
    Kjerne bilde med dybde: 1669-1670m
    Kjerne bilde med dybde: 1670-1674m
    Kjerne bilde med dybde: 1674-1680m
    1657-1661m
    1663-1669m
    1669-1670m
    1670-1674m
    1674-1680m
    Kjerne bilde med dybde: 1680-1683m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    1680-1683m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    750.0
    [m]
    DC
    OD
    760.0
    [m]
    DC
    OD
    770.0
    [m]
    DC
    OD
    780.0
    [m]
    DC
    OD
    790.0
    [m]
    DC
    OD
    820.0
    [m]
    DC
    OD
    830.0
    [m]
    DC
    OD
    840.0
    [m]
    DC
    OD
    850.0
    [m]
    DC
    OD
    1666.8
    [m]
    C
    1670.0
    [m]
    C
    1671.7
    [m]
    C
    1674.3
    [m]
    C
    1675.0
    [m]
    C
    1676.3
    [m]
    C
    1756.0
    [m]
    DC
    OD
    1762.0
    [m]
    DC
    OD
    1777.0
    [m]
    DC
    OD
    1792.0
    [m]
    DC
    OD
    1807.0
    [m]
    DC
    OD
    1822.0
    [m]
    DC
    OD
    1837.0
    [m]
    DC
    OD
    1852.0
    [m]
    DC
    OD
    1867.0
    [m]
    DC
    OD
    1882.0
    [m]
    DC
    OD
    1897.0
    [m]
    DC
    OD
    1912.0
    [m]
    DC
    OD
    1927.0
    [m]
    DC
    OD
    1942.0
    [m]
    DC
    OD
    1957.0
    [m]
    DC
    OD
    1972.0
    [m]
    DC
    OD
    1987.0
    [m]
    DC
    OD
    2002.0
    [m]
    DC
    OD
    2017.0
    [m]
    DC
    OD
    2032.0
    [m]
    DC
    OD
    2047.0
    [m]
    DC
    OD
    2062.0
    [m]
    DC
    OD
    2077.0
    [m]
    DC
    OD
    2092.0
    [m]
    DC
    OD
    2107.0
    [m]
    DC
    OD
    2122.0
    [m]
    DC
    OD
    2137.0
    [m]
    DC
    OD
    2152.0
    [m]
    DC
    OD
    2167.0
    [m]
    DC
    OD
    2182.0
    [m]
    DC
    OD
    2197.0
    [m]
    DC
    OD
    2212.0
    [m]
    DC
    OD
    2227.0
    [m]
    DC
    OD
    2242.0
    [m]
    DC
    OD
    2257.0
    [m]
    DC
    OD
    2272.0
    [m]
    DC
    OD
    2287.0
    [m]
    DC
    OD
    2305.0
    [m]
    DC
    OD
    2320.0
    [m]
    DC
    OD
    2335.0
    [m]
    DC
    OD
    2350.0
    [m]
    DC
    OD
    2362.0
    [m]
    DC
    OD
    2377.0
    [m]
    DC
    OD
    2395.0
    [m]
    DC
    OD
    2410.0
    [m]
    DC
    OD
    2425.0
    [m]
    DC
    OD
    2440.0
    [m]
    DC
    OD
    2455.0
    [m]
    DC
    OD
    2470.0
    [m]
    DC
    OD

  • 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
    1638.00
    1632.00
    29.08.1984 - 15:00
    YES
    DST
    TEST1
    1632.00
    1638.00
    29.08.1984 - 15:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.49

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.81
    pdf
    1.15
    pdf
    0.85
    pdf
    0.41

  • 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
    0.24
    pdf
    0.23

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    1632
    1638
    48.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    68
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    1351
    51338
    0.820
    0.890
    38

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    DLL MSFL GR
    1612
    1800
    HDT
    1612
    2485
    ISF LSS GR
    273
    807
    ISF LSS GR
    827
    1597
    ISF LSS GR
    1597
    1611
    ISF LSS GR
    1613
    2487
    LDL CNL GR
    382
    809
    LDL CNL GR
    830
    1611
    LDL CNL NGT
    1613
    2489
    RFT
    1599
    2373
    SWS
    840
    2500
    VELOCITY
    675
    2485

  • 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
    383.0
    36
    395.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    799.0
    26
    811.0
    1.39
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    830.0
    17 1/2
    840.0
    1.42
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1616.0
    12 1/4
    1630.0
    1.64
    LOT
    LINER
    7
    2484.0
    8 1/2
    2500.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    811
    1.03
    WATER BASED
    06.07.1984
    818
    1.02
    19.0
    26.0
    WATER BASED
    10.07.1984
    818
    1.03
    WATER BASED
    11.07.1984
    818
    1.03
    WATER BASED
    12.07.1984
    818
    1.03
    WATER BASED
    16.07.1984
    818
    1.03
    WATER BASED
    11.07.1984
    818
    1.03
    WATER BASED
    12.07.1984
    818
    1.03
    WATER BASED
    13.07.1984
    818
    1.03
    WATER BASED
    16.07.1984
    818
    1.03
    WATER BASED
    13.07.1984
    840
    1.11
    15.0
    17.0
    WATER BASED
    16.07.1984
    840
    1.11
    15.0
    17.0
    WATER BASED
    16.07.1984
    840
    1.10
    18.0
    20.0
    WATER BASED
    16.07.1984
    980
    1.25
    17.0
    18.0
    WATER BASED
    17.07.1984
    1360
    1.30
    20.0
    20.0
    WATER BASED
    18.07.1984
    1560
    1.31
    20.0
    17.0
    WATER BASED
    20.07.1984
    1630
    1.33
    23.0
    21.0
    WATER BASED
    23.07.1984
    1630
    1.31
    24.0
    20.0
    WATER BASED
    25.07.1984
    1630
    1.34
    22.0
    19.0
    WATER BASED
    27.07.1984
    1630
    1.35
    23.0
    22.0
    WATER BASED
    20.07.1984
    1630
    1.35
    23.0
    22.0
    WATER BASED
    23.07.1984
    1630
    1.33
    24.0
    23.0
    WATER BASED
    23.07.1984
    1630
    1.33
    23.0
    21.0
    WATER BASED
    23.07.1984
    1630
    1.33
    22.0
    19.0
    WATER BASED
    24.07.1984
    1630
    1.31
    24.0
    20.0
    WATER BASED
    25.07.1984
    1630
    1.34
    20.0
    18.0
    WATER BASED
    26.07.1984
    1630
    1.34
    22.0
    19.0
    WATER BASED
    27.07.1984
    1630
    1.35
    23.0
    22.0
    WATER BASED
    23.07.1984
    1630
    1.33
    24.0
    23.0
    WATER BASED
    23.07.1984
    1630
    1.33
    22.0
    19.0
    WATER BASED
    24.07.1984
    1630
    1.34
    20.0
    18.0
    WATER BASED
    26.07.1984
    1632
    1.12
    WATER BASED
    21.08.1984
    1632
    1.12
    WATER BASED
    23.08.1984
    1632
    1.12
    WATER BASED
    27.08.1984
    1632
    1.12
    WATER BASED
    28.08.1984
    1632
    1.12
    WATER BASED
    30.08.1984
    1632
    1.12
    WATER BASED
    03.09.1984
    1632
    1.12
    WATER BASED
    23.08.1984
    1632
    1.12
    WATER BASED
    27.08.1984
    1632
    1.12
    WATER BASED
    28.08.1984
    1632
    1.12
    WATER BASED
    30.08.1984
    1632
    1.12
    WATER BASED
    31.08.1984
    1632
    1.12
    WATER BASED
    03.09.1984
    1632
    1.12
    WATER BASED
    31.08.1984
    1747
    1.33
    21.0
    20.0
    WATER BASED
    30.07.1984
    1831
    1.33
    21.0
    20.0
    WATER BASED
    30.07.1984
    1956
    1.33
    21.0
    18.0
    WATER BASED
    30.07.1984
    2069
    1.33
    21.0
    20.0
    WATER BASED
    30.07.1984
    2125
    1.33
    23.0
    21.0
    WATER BASED
    01.08.1984
    2256
    1.33
    22.0
    21.0
    WATER BASED
    01.08.1984
    2367
    1.34
    22.0
    22.0
    WATER BASED
    03.08.1984
    2465
    1.33
    20.0
    22.0
    WATER BASED
    06.08.1984
    2500
    1.33
    20.0
    21.0
    WATER BASED
    06.08.1984
    2500
    1.33
    21.0
    20.0
    WATER BASED
    07.08.1984
    2500
    1.33
    25.0
    20.0
    WATER BASED
    08.08.1984
    2500
    1.33
    20.0
    21.0
    WATER BASED
    06.08.1984
    2500
    1.33
    21.0
    20.0
    WATER BASED
    07.08.1984
    2500
    1.33
    25.0
    20.0
    WATER BASED
    08.08.1984
    2500
    1.33
    20.0
    21.0
    WATER BASED
    06.08.1984

  • 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
    0.29