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

6406/3-3

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.
    6406/3-3
    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).
    APPRAISAL
    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.
    6406/3-3
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST 8403 - 445 SP. 350
    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.
    Den norske stats oljeselskap a.s
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    526-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    84
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    04.08.1986
    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.
    26.10.1986
    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.
    26.10.1988
    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.
    APPRAISAL
    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.
    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).
    29.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    302.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4416.0
    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).
    4416.0
    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.
    ÅRE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    64° 59' 49.18'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    6° 53' 27.64'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7209958.99
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    400545.31
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    949

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6406/3-3 was drilled to appraise the southern part of the Beta structure, named Smørbukk South. This well was the fourth well on Smørbukk South, and it was a joint well between licenses PL 091 and PL 094. The primary target for the well was sandstones in the Middle-Early Jurassic age Halten Group (present nomenclature: Fangst and Båt Groups). The well location was chosen so that the Tomma I Formation (Garn Formation) was expected to be hydrocarbon bearing with hydrocarbon/water contacts in the Tomma III - Aldra Formations (Ile - Tilje Formations).
    Operations and results
    Appraisal well 6406/3-3 was spudded with the semi-submersible installation Dyvi Delta on 4 August 1986 and drilled to TD at 4416 m in the Early Jurassic Åre Formation. Operations went without significant incidents and were finished twenty days ahead of schedule. Only 5.2% rig time was registered as down time. The well was drilled with seawater/hi-vis pills/bentonite down to 1070 m, with gypsum/polymer mud from 1070 m to 2320 m, with gypsum/lignosulphonate/lignite mud from 2320 m to 3936 m, and with lignosulphonate/lignite/Anco resin mud from 3936 m to TD.
    The top of the reservoir came in at 3933 m, 49 m deeper than prognosed. Cores showed poor - medium visible porosity and good to poor oil shows from the top and down to ca 3955 m (ca 3925 m TVD MSL). The oil/water contact was thus almost 65 m higher than the other holes in the Beta structure. RFT-data indicated that the rest of the Fangst and Båt Groups contained water. Weak shows were however recorded on sidewall cores in the interval 4210 m to 4262 m in the Ti1je Formation, while weak shows were recorded on well site cuttings all through Middle - Early Jurassic down to TD.
    A fixed offset VSP with the source 2.6 km north of the location was shot in order to explain the surprising and negative results of the well. The VSP sections indicated a probably sealing, east-west striking fault at reservoir level approximately 1 km north of the well. Results of well 6406/3-3 indicated that the Beta structure was divided into segments bounded by minor fault trends. As a result the reserve estimates on the Beta structure were reduced by ca 33%.
    Two cores were cut in the intervals 3938 - 3952.5 and 3956 - 3972.2 m in the Garn Formation. No fluid samples were taken on wire line.
    The well was permanently abandoned on 26 October 1986 as a well with shows.
    Testing
    Two DSTs were performed in the Garn Formation in this well. DST 1 at 4003 - 4012 m produced 35 m3 water/day on a 64/64" choke. The maximum temperature measured during the test was 136 deg C. DST 2 at 3940 - 3950 m gave no flow from a tight formation. Maximum temperature measured during DST 2 was 124 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    460.00
    4416.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3938.0
    3952.5
    [m ]
    2
    3956.0
    3972.2
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    30.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3938-3943m
    Kjerne bilde med dybde: 3943-3948m
    Kjerne bilde med dybde: 3948-3952m
    Kjerne bilde med dybde: 3956-3961m
    Kjerne bilde med dybde: 3961-3966m
    3938-3943m
    3943-3948m
    3948-3952m
    3956-3961m
    3961-3966m
    Kjerne bilde med dybde: 3966-3971m
    Kjerne bilde med dybde: 3971-3972m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3966-3971m
    3971-3972m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    3591.0
    [m]
    DC
    PALEO
    3603.0
    [m]
    DC
    PALEO
    3618.0
    [m]
    DC
    PALEO
    3633.0
    [m]
    DC
    PALEO
    3648.0
    [m]
    DC
    PALEO
    3660.0
    [m]
    DC
    PALEO
    3675.0
    [m]
    DC
    PALEO
    3690.0
    [m]
    DC
    PALEO
    3705.0
    [m]
    DC
    PALEO
    3720.0
    [m]
    DC
    PALEO
    3732.0
    [m]
    DC
    PALEO
    3744.0
    [m]
    DC
    PALEO
    3759.0
    [m]
    DC
    PALEO
    3774.0
    [m]
    DC
    PALEO
    3789.0
    [m]
    DC
    PALEO
    3804.0
    [m]
    DC
    PALEO
    3819.0
    [m]
    DC
    PALEO
    3831.0
    [m]
    DC
    PALEO
    3846.0
    [m]
    DC
    PALEO
    3861.0
    [m]
    DC
    PALEO
    3867.0
    [m]
    DC
    PALEO
    3876.0
    [m]
    DC
    PALEO
    3891.0
    [m]
    DC
    PALEO
    3906.0
    [m]
    DC
    PALEO
    3921.0
    [m]
    DC
    PALEO
    3936.0
    [m]
    DC
    PALEO
    3942.4
    [m]
    C
    PALEO
    3947.9
    [m]
    C
    PALEO
    3951.0
    [m]
    DC
    PALEO
    3966.0
    [m]
    DC
    PALEO
    3969.6
    [m]
    C
    PALEO
    3974.0
    [m]
    SWC
    PALEO
    3981.0
    [m]
    DC
    PALEO
    3996.0
    [m]
    DC
    PALEO
    4011.0
    [m]
    DC
    PALEO
    4022.0
    [m]
    SWC
    PALEO
    4026.0
    [m]
    DC
    PALEO
    4037.0
    [m]
    SWC
    PALEO
    4041.0
    [m]
    DC
    PALEO
    4056.0
    [m]
    DC
    PALEO
    4068.0
    [m]
    DC
    PALEO
    4083.0
    [m]
    DC
    PALEO
    4095.6
    [m]
    SWC
    PALEO
    4098.0
    [m]
    DC
    PALEO
    4113.0
    [m]
    DC
    PALEO
    4128.0
    [m]
    DC
    PALEO
    4133.8
    [m]
    SWC
    PALEO
    4143.0
    [m]
    DC
    PALEO
    4151.7
    [m]
    SWC
    PALEO
    4161.0
    [m]
    DC
    PALEO
    4174.8
    [m]
    SWC
    PALEO
    4176.0
    [m]
    DC
    PALEO
    4190.3
    [m]
    SWC
    PALEO
    4191.0
    [m]
    DC
    PALEO
    4201.4
    [m]
    SWC
    PALEO
    4206.0
    [m]
    DC
    PALEO
    4209.6
    [m]
    SWC
    PALEO
    4215.0
    [m]
    DC
    PALEO
    4217.6
    [m]
    SWC
    PALEO
    4236.0
    [m]
    DC
    PALEO
    4246.6
    [m]
    SWC
    PALEO
    4251.0
    [m]
    DC
    PALEO
    4262.3
    [m]
    DC
    PALEO
    4266.0
    [m]
    DC
    PALEO
    4266.8
    [m]
    SWC
    PALEO
    4281.0
    [m]
    DC
    PALEO
    4296.0
    [m]
    DC
    PALEO
    4300.8
    [m]
    SWC
    PALEO
    4311.0
    [m]
    DC
    PALEO
    4316.5
    [m]
    SWC
    PALEO
    4326.0
    [m]
    DC
    PALEO
    4328.8
    [m]
    SWC
    PALEO
    4341.0
    [m]
    DC
    PALEO
    4347.1
    [m]
    SWC
    PALEO
    4356.0
    [m]
    DC
    PALEO
    4371.0
    [m]
    DC
    PALEO
    4386.0
    [m]
    DC
    PALEO
    4387.8
    [m]
    SWC
    PALEO
    4401.0
    [m]
    DC
    PALEO
    4403.3
    [m]
    SWC
    PALEO
    4407.8
    [m]
    SWC
    PALEO
    4413.8
    [m]
    SWC
    PALEO
    4416.0
    [m]
    DC
    PALEO

  • 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
    RFT2D
    3994.50
    0.00
    29.09.1986 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.37
    pdf
    10.55

  • 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
    0.25
    pdf
    0.34

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    6.38
    pdf
    5.59
    pdf
    2.96

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL CCL GR
    2249
    3919
    CNL GR
    3952
    4398
    CST GR
    3974
    4413
    DLL GR
    3921
    4416
    ISF LSS MSFL GR
    2301
    4417
    LDL CNL GR
    2301
    4419
    MWD - EWR GR
    3925
    4347
    MWD - GR RES DIR
    0
    4317
    RFT GR
    3193
    3218
    RFT GR
    3940
    3964
    RFT GR
    3952
    4398
    RFT GR
    3994
    4286
    SHDT GR
    3921
    4420
    TEMP
    0
    2300
    VELOCITY
    1000
    4000

  • 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
    442.0
    36
    444.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    1064.0
    26
    1083.0
    1.67
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2301.0
    17 1/2
    2536.0
    1.99
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3918.0
    12 1/4
    3936.0
    1.89
    LOT
    LINER
    7
    4415.0
    8 1/2
    4416.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    444
    1.04
    35.0
    15.4
    WATERBASED
    06.08.1986
    446
    1.12
    37.0
    19.6
    WATERBASED
    07.08.1986
    757
    1.12
    42.0
    23.1
    WATERBASED
    08.08.1986
    886
    1.16
    32.0
    4.9
    WATER BASED
    24.10.1986
    1067
    1.12
    40.0
    28.0
    WATERBASED
    11.08.1986
    1067
    0.00
    41.0
    30.8
    WATERBASED
    11.08.1986
    1067
    0.00
    37.0
    26.6
    WATERBASED
    11.08.1986
    1083
    1.30
    39.0
    14.0
    WATERBASED
    12.08.1986
    1083
    0.00
    42.0
    13.3
    WATERBASED
    13.08.1986
    1083
    0.00
    51.0
    9.8
    WATERBASED
    14.08.1986
    1086
    1.12
    43.0
    9.7
    WATERBASED
    18.08.1986
    1155
    1.55
    57.0
    7.7
    WATER BASED
    23.10.1986
    1180
    1.12
    42.0
    10.0
    WATERBASED
    18.08.1986
    1330
    1.12
    43.0
    10.0
    WATERBASED
    18.08.1986
    1645
    1.20
    51.0
    13.0
    WATERBASED
    18.08.1986
    1970
    1.25
    53.0
    14.0
    WATERBASED
    18.08.1986
    2320
    1.52
    62.0
    14.0
    WATERBASED
    19.08.1986
    2320
    0.00
    66.0
    14.0
    WATERBASED
    20.08.1986
    2320
    0.00
    70.0
    13.3
    WATERBASED
    21.08.1986
    2536
    1.55
    54.0
    8.4
    WATERBASED
    22.08.1986
    2701
    1.68
    65.0
    18.2
    WATERBASED
    25.08.1986
    2866
    1.68
    58.0
    12.0
    WATERBASED
    25.08.1986
    2934
    1.68
    65.0
    13.3
    WATERBASED
    25.08.1986
    2970
    1.68
    62.0
    11.9
    WATERBASED
    26.08.1986
    3056
    1.68
    53.0
    9.8
    WATERBASED
    27.08.1986
    3093
    1.68
    65.0
    11.2
    WATERBASED
    28.08.1986
    3138
    1.68
    59.0
    10.5
    WATERBASED
    29.08.1986
    3189
    1.68
    50.0
    9.1
    WATERBASED
    01.09.1986
    3205
    1.68
    51.0
    9.8
    WATERBASED
    01.09.1986
    3259
    1.68
    55.0
    10.5
    WATERBASED
    01.09.1986
    3281
    1.68
    58.0
    9.8
    WATERBASED
    02.09.1986
    3349
    1.71
    55.0
    9.1
    WATERBASED
    04.09.1986
    3418
    1.71
    58.0
    10.5
    WATERBASED
    04.09.1986
    3488
    1.71
    53.0
    19.5
    WATERBASED
    05.09.1986
    3522
    1.71
    53.0
    10.0
    WATERBASED
    08.09.1986
    3566
    1.71
    56.0
    10.0
    WATERBASED
    08.09.1986
    3639
    1.75
    70.0
    3.5
    WATER BASED
    21.10.1986
    3639
    1.75
    57.0
    3.5
    WATER BASED
    23.10.1986
    3649
    1.71
    53.0
    9.0
    WATERBASED
    08.09.1986
    3701
    1.25
    45.0
    2.8
    WATER BASED
    20.10.1986
    3724
    1.71
    53.0
    9.8
    WATERBASED
    09.09.1986
    3772
    1.71
    56.0
    9.8
    WATERBASED
    10.09.1986
    3797
    0.00
    48.0
    8.4
    WATERBASED
    18.09.1986
    3797
    1.75
    53.0
    11.2
    WATER BASED
    15.09.1986
    3797
    0.00
    52.0
    11.2
    WATERBASED
    15.09.1986
    3797
    0.00
    32.0
    11.2
    WATERBASED
    16.09.1986
    3797
    0.00
    58.0
    10.5
    WATERBASED
    17.09.1986
    3812
    1.75
    60.0
    11.2
    WATERBASED
    11.09.1986
    3835
    1.75
    58.0
    11.2
    WATERBASED
    12.09.1986
    3884
    1.75
    55.0
    9.8
    WATERBASED
    15.09.1986
    3936
    1.75
    53.0
    11.2
    WATERBASED
    19.09.1986
    3936
    0.00
    60.0
    12.6
    WATERBASED
    22.09.1986
    3937
    1.25
    50.0
    7.7
    WATERBASED
    22.09.1986
    3974
    1.25
    60.0
    7.0
    WATERBASED
    22.09.1986
    3995
    1.26
    51.0
    3.5
    WATER BASED
    16.10.1986
    3995
    1.25
    55.0
    2.8
    WATER BASED
    17.10.1986
    3995
    1.25
    50.0
    2.8
    WATER BASED
    20.10.1986
    3995
    1.25
    55.0
    2.8
    WATER BASED
    20.10.1986
    4000
    1.25
    50.0
    3.5
    WATER BASED
    15.10.1986
    4026
    1.25
    58.0
    7.7
    WATERBASED
    23.09.1986
    4153
    1.25
    50.0
    6.3
    WATERBASED
    24.09.1986
    4193
    1.25
    57.0
    6.3
    WATERBASED
    25.09.1986
    4353
    1.25
    60.0
    6.3
    WATERBASED
    26.09.1986
    4378
    1.25
    55.0
    5.6
    WATERBASED
    06.10.1986
    4378
    1.25
    60.0
    6.3
    WATER BASED
    06.10.1986
    4378
    1.25
    50.0
    5.6
    WATER BASED
    07.10.1986
    4378
    1.25
    48.0
    4.9
    WATER BASED
    10.10.1986
    4378
    1.25
    54.0
    7.0
    WATER BASED
    13.10.1986
    4378
    1.25
    52.0
    3.5
    WATER BASED
    14.10.1986
    4378
    1.25
    49.0
    4.9
    WATER BASED
    09.10.1986
    4378
    1.25
    55.0
    3.5
    WATER BASED
    13.10.1986
    4416
    1.25
    57.0
    5.6
    WATERBASED
    29.09.1986
    4416
    0.00
    125.0
    7.7
    WATERBASED
    30.09.1986
    4416
    0.00
    90.0
    5.6
    WATERBASED
    03.10.1986
    4416
    0.00
    90.0
    5.6
    WATERBASED
    06.10.1986
    4416
    0.00
    70.0
    6.3
    WATERBASED
    29.09.1986
    4416
    0.00
    75.0
    7.0
    WATERBASED
    29.09.1986
    4416
    0.00
    130.0
    7.0
    WATERBASED
    01.10.1986
    4416
    0.00
    119.0
    7.0
    WATERBASED
    02.10.1986
    4416
    0.00
    70.0
    5.7
    WATERBASED
    06.10.1986

  • 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