Brønnbane: 6506/12-3 - Faktasider

Generell informasjon

Generell informasjon
Attributt	Verdi
Brønnbane navn Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	6506/12-3
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).	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	lenke til kart
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.	ÅSGARD
Funn Navn på funnet som brønnbanen er relatert til.	6506/12-3 Smørbukk Sør
Brønn navn Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	6506/12-3
Seismisk lokalisering Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.	ST 8403 - 402 A SP. 1112
Utvinningstillatelse Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).	094
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.	456-L
Boreinnretning Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.	ROSS ISLE
Boredager Antall dager fra borestart til boreslutt.	138
Borestart Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.	02.03.1985
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.	17.07.1985
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.	17.07.1987
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.	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/GAS
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.	LYSING FM
2. nivå med hydrokarboner, alder Alder på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.	MIDDLE JURASSIC
2. nivå med hydrokarboner, formasjon Navn på litostratigrafisk enhet, 2. 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.	FANGST GP
3. nivå med hydrokarboner, alder Alder på litostratigrafisk enhet, 3. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.	EARLY JURASSIC
3. nivå med hydrokarboner, formasjon Navn på litostratigrafisk enhet, 3. 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.	TILJE FM
Avstand, boredekk - midlere havflate [m] Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).	22.0
Vanndybde ved midlere havflate [m] Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.	301.0
Totalt målt dybde (MD) [m RKB] Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").	4360.0
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).	4359.0
Maks inklinasjon [°] Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.	4.4
Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C] Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.	152
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.	TILJE FM
Geodetisk datum Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.	ED50
NS grader Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.	65° 1' 31.09'' N
ØV grader Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.	6° 53' 27.35'' E
NS UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.	7213112.80
ØV UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.	400646.78
UTM sone Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.	32
NPDID for brønnbanen Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.	468

Wildcat well 6506/12-3 is a replacement well for 6506/12-2, which was abandoned at 955 m due to technical problems. The new well was designed to test the hydrocarbon potential of the Beta structure in the southeast part of the

block. The main object was Middle Jurassic sandstones, secondary targets were possible Cretaceous sands, Early Jurassic sandstones and sandstones within the Coal Beds.

Operations and results

Well 6506/12-3 was spudded with the semi-submersible installation Ross Isle, 47 m from the junked well 6506/12-2. It was spudded on 2 March 1985 and drilled to TD at 4360 m in the Early Jurassic Tilje Formation (formerly called the Aldra Formation). No significant technical problems occurred during the operations. From 0600 hours on 15 June, during the testing phase, the rig was on strike for 13 days. The well was drilled with seawater/gel down to 955 m, with gypsum/lignosulphonate mud from 955 m to 3831 m, and with gel/lignosulphonate mud from 3831 m to TD. The shallow gas present at 572 m in 6506/12-2 was not encountered in 6506/12-3.

Top Middle Jurassic Garn Formation (formerly Tomma Formation) came in at 3822 m, 80 m above the prognosis. The Early Jurassic Tilje Formation sandstone (Aldra Formation) came in at 4147 m. Hydrocarbons were encountered both in the Middle and the Early Jurassic sandstones, with a hydrocarbon/water contact at 4216 m in the Tilje Formation. Late Cretaceous Lysing sandstones at the top of the Cromer Knoll Group (Finnvær Group) was also hydrocarbon bearing. A total of 242 m of hydrocarbon bearing sands was proven. Shows were only recorded in association with the hydrocarbon bearing sections.

A total of 289 m core was recovered in 15 cores from the Garn, Not, Ile, Ror, and Tilje Formations between 3836 and 4269 m. Six RFT runs were completed in the Early - Middle Jurassic section in well 6506/12-3. A total of 47 pressure tests gave reliable results. In addition, segregated fluid samples were collected at 3863 m, 4231 m, 4308.1 m, and 4310.9 m.

The well was permanently abandoned on 17 July as an oil/condensate/gas discovery.

Testing

Six DST tests were performed:

DST 1 at 4222 - 4241 m in the Tilje Formation flowed 742 Sm3 light oil and 373300 Sm3 gas /day through a 22.2 mm choke. The GOR was 503 Sm3/Sm3, the oil density was 0.802 g/cm3 and the gas gravity was 0.847 (air = 1). The DST temperature was 150 deg C.

DST 2 at 4165 - 4170 m in the Tilje Formation flowed 53.8 Sm3 light oil and 66800 Sm3 gas /day through a 25.4 mm choke. The GOR was 1241 Sm3/Sm3, the oil density was 0.820 g/cm3 and the gas gravity was 0.907 (air = 1). The DST temperature was 143.8 deg C.

DST 3 at 3960 - 3980 m in the Ile Formation flowed 328.9 Sm3 condensate and 453100 Sm3 gas /day through a 31.8 mm choke. The GOR was 1378 Sm3/Sm3, the oil density was 0.787 g/cm3 and the gas gravity was 0.745 (air = 1). The DST temperature was 143.4 deg C.

DST 4 at 3880 - 3890 m in the Garn Formation flowed 777.3 Sm3 light oil and 396500 Sm3 gas /day through a 23.8 mm choke. The GOR was 510 Sm3/Sm3, the oil density was 0.820 g/cm3 and the gas gravity was 0.764 (air = 1). The DST temperature was 141.8 deg C.

DST 5 at 3822 - 3836 m in the topmost Garn Formation flowed 156.2 Sm3 oil and 37600 Sm3 gas /day through a 12.7 mm choke. The GOR was 241 Sm3/Sm3, the oil density was 0.830 g/cm3 and the gas gravity was 0.787 (air = 1). The DST temperature was 141 deg C.

DST 6 at 3162 - 3173 m in the Lysing Formation flowed 582.7 Sm3 light oil, 712.2 m3 water, and 109600 Sm3 gas /day through a 19.1 mm choke. The GOR was 188 Sm3/Sm3, the oil density was 0.807 g/cm3 and the gas gravity was 0.780 (air = 1). This was the only test with water production.

Borekaks i Sokkeldirektoratet

Borekaks i Sokkeldirektoratet
Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?	YES

Borekaks i Sokkeldirektoratet
Borekaksprøve, topp dybde [m]	Borekaksprøve, bunn dybde [m]
950.00	4360.00

Borekjerner i Sokkeldirektoratet

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Kjerneprøve nummer	Kjerneprøve - topp dybde	Kjerneprøve - bunn dybde	Kjerneprøve dybde - enhet
1	3836.0	3845.5	[m ]
2	3845.5	3855.0	[m ]
3	3855.0	3864.2	[m ]
4	3864.2	3882.6	[m ]
5	3884.0	3911.2	[m ]
6	3911.2	3926.0	[m ]
7	3949.0	3977.0	[m ]
8	3977.0	4003.0	[m ]
9	4004.0	4017.9	[m ]
10	4116.0	4144.0	[m ]
11	4144.0	4170.0	[m ]
12	4170.0	4197.5	[m ]
13	4197.5	4221.5	[m ]
14	4221.5	4249.5	[m ]
15	4249.5	4268.0	[m ]

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Total kjerneprøve lengde [m]	308.5

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?	YES

Kjernebilder

Kjernebilder

3836-3842m	3842-3845m	3845-3851m	3851-3855m	3855-3861m

3861-3864m	3864-3869m	3870-3876m	3878-3882m	3882-3883m

3884-3890m	3890-3896m	3896-3902m	3902-3908m	3908-3917m

3911-3917m	3917-3923m	3923-3925m	3949-3955m	3955-3961m

3961-3967m	3967-3973m	3973-3977m	3977-3983m	3983-3989m

3989-3995m	3995-4001m	4001-4003m	4004-4010m	4010-4016m

4016-4017m	4116-4122m	4122-4128m	4128-4134m	4134-4140m

4140-4144m	4144-4150m	4150-4156m	4156-4162m	4162-4168m

4168-4170m	4170-4176m	4176-4182m	4182-4188m	4188-4194m

4194-4197m	4197-4203m	4203-4209m	4209-4215m	4215-4221m

4221-4222m	4222-4227m	4227-4233m	4233-4239m	4239-4245m

4245-4249m	4249-4255m	4255-4261m	4261-4267m	4267-4268m

Oljeprøver i Sokkeldirektoratet

Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
Test type	Flaske nummer	Topp dyp MD [m]	Bunn dyp MD [m]	Test tidspunkt	Prøver tilgjengelig
DST	DST1	4222.00	4241.00	21.05.1985 - 23:20	YES
DST	DST2	4143.00	4148.00	28.05.1985 - 00:30	YES
DST	DST3	3960.00	3980.00	04.06.1985 - 01:30	YES
DST	DST4	3880.00	3890.00	10.06.1985 - 00:00	YES
DST	DST5	3822.00	3836.00	03.07.1985 - 10:10	YES
DST	DST6	3162.00	3173.00	08.07.1985 - 16:40	YES

Litostratigrafi

Litostratigrafi
Topp Dyb [mMD RKB]	Litostrat. enhet
323	NORDLAND GP
323	NAUST FM
1388	KAI FM
1982	HORDALAND GP
1982	BRYGGE FM
2214	ROGALAND GP
2214	TARE FM
2278	TANG FM
2336	SHETLAND GP
3146	CROMER KNOLL GP
3146	LYSING FM
3173	LANGE FM
3709	VIKING GP
3709	SPEKK FM
3721	MELKE FM
3822	FANGST GP
3822	GARN FM
3908	NOT FM
3947	ILE FM
3997	BÅT GP
3997	ROR FM
4147	TILJE FM

Geokjemisk informasjon

Geokjemisk informasjon
Dokument navn	Dokument format	Dokument størrelse [KB]
468_1	pdf	0.88
468_2	pdf	0.54
468_3	pdf	4.69
468_4	pdf	1.16
468_5	pdf	5.00
468_6	pdf	0.15

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]
468_01_WDSS_General_Information	pdf	0.31
468_02_WDSS_completion_log	pdf	0.31

Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)

Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
Dokument navn	Dokument format	Dokument størrelse [KB]
468_01_6506_12_3_Completion_report	pdf	23.72
468_02_6506_12_3_Completion_log	pdf	2.73

Borestrengtester (DST)

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Fra dybde MD [m]	Til dybde MD [m]	Reduksjonsventil størrelse [mm]
1.0	4222	4241	25.4
2.0	4165	4170	25.4
3.0	3960	3980	25.4
4.0	3881	3890	28.6
5.0	3822	3836	9.5
6.0	3162	3173	32.0
6.1	3162	3173	15.8

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Endelig avstengningstrykk [MPa]	Endelig strømningstrykk [MPa]	Bunnhullstrykk [MPa]	Borehullstemperatur [°C]
1.0		83.000		120
2.0		10.000		120
3.0		7.000		118
4.0		9.000		121
5.0	7.000		23.000	120
6.0		14.000	40.000
6.1		128.000

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Olje produksjon [Sm3/dag]	Gass produksjon [Sm3/dag]	Oljetetthet [g/cm3]	Gasstyngde rel. luft	GOR [m3/m3]
1.0	820	372000	0.810	0.803	454
2.0	54	68000	0.820	0.907	1264
3.0	297	445000	0.795	0.755	1500
4.0	790	416000	0.820	0.765	526
5.0	100	29000	0.830	0.797	290
6.0	92	28000	0.785	0.797	304
6.1	329	57000	0.814	0.797	173

Logger

Logger
Type logg	Topp dyp for logg [m]	Bunn dyp for logg [m]
CBL VDL CCL GR	347	2236
CBL VDL CCL GR	2390	3797
CBL VDL CCL GR	3659	4287
CEQL	3659	4298
CST	2281	3824
CST	4078	4351
DIL LSS GR	3810	4359
DLL MSFL GR SP	3809	4357
ISF LSS MS SP GR	940	3830
LDL CNL NGT GR	2236	4362
LDL GR	940	2249
MWD - GR RES DIR	940	4358
NGS	2236	4362
RFT GR	3840	3961
RFT GR	3863	3863
RFT GR	3865	4335
RFT GR	3961	4208
RFT GR	4302	4306
RFT GR	4309	4343
SHDT GR	2236	4362
VELOCITY	600	4350

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	404.0	36	404.0	0.00	LOT
SURF.COND.	20	940.0	26	955.0	1.65	LOT
INTERM.	13 3/8	2240.0	17 1/2	2280.0	1.87	LOT
INTERM.	9 5/8	3809.0	12 1/4	3831.0	1.83	LOT
LINER	7	4359.0	8 1/2	4360.0	0.00	LOT

Boreslam

Boreslam
Dybde MD [m]	Egenvekt, slam [g/cm3]	Viskositet, slam [mPa.s]	Flytegrense [Pa]	Type slam	Dato, måling
2043	1.25	11.0	7.5	WATERBASED	19.03.1985
2043	1.25	11.0	7.5	WATER BASED	19.03.1985
2131	1.40	12.0	7.0	WATER BASED	19.03.1985
2131	1.40	12.0	7.0	WATERBASED	19.03.1985
2206	1.48	17.0	10.0	WATERBASED	19.03.1985
2206	1.48	17.0	10.0	WATER BASED	19.03.1985
2250	1.57	17.0	10.0	WATERBASED	19.03.1985
2250	1.57	17.0	10.0	WATER BASED	19.03.1985
3290	1.65	240.0	7.0	WATERBASED	02.04.1985
3290	1.65	240.0	7.0	WATER BASED	02.04.1985
3711	1.70	21.0	6.2	WATER BASED	10.04.1985
3711	1.70	21.0	6.2	WATERBASED	10.04.1985
3822	1.20			WATER BASED	17.04.1985
3830	1.73		24.0	WATERBASED	15.04.1985
3830	1.73		24.0	WATER BASED	15.04.1985
4360	1.12	10.0	9.0	WATER BASED	07.05.1985

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]
468_Formation_pressure_(Formasjonstrykk)	pdf	0.24

6506/12-3