Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
21.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

33/9-13 S

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.
    33/9-13 S
    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.
    NORTH 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.
    33/9-13
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    E 86-543 & CMP 946
    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.
    565-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.
    14.10.1987
    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.
    24.12.1987
    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.
    24.12.1989
    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.
    10.04.2015
    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.
    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.
    NO
    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.
    MIDDLE 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.
    BRENT GP
    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.
    291.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3077.0
    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).
    3001.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    34.3
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    102
    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.
    STATFJORD GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 27' 4.45'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 58' 3'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6813648.01
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    444949.13
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1028

  • Brønnhistorie
    General
    Well 33/9-13 S was drilled on the Statfjord Nord Field on the Tampen Spur area in the North Sea. The primary objective was to prove oil in the Brent Group to the northeast of the 33/9-8 discovery well. Secondary objective was to test the Statfjord Group in a position up-dip of the 33/9-8 location.
    Operations and results
    Well 33/9-13 S was spudded with the semi-submersible installation Ross Isle on 14 October 1987 and drilled to TD at 3077 m in the Early Jurassic Statfjord Group. The well location was moved ca 300 m to the south-southwest to avoid a potential shallow gas zone at 381 m. The well was deviated back to the original target position with maximum deviation 34.3° at 1739 m. Shallow gas was encountered at 399.5 m, 399.9m, 404.5 m, and 547 m. No significant problem was encountered in the operations. The well was drilled with seawater and hi-vis bentonite down to 398 m, with gypsum/polymer mud from 398 m to 2378 m, and with lignosulphonate/bentonite mud from 2378 m to TD.
    The Brent Group, Rannoch Formation was encountered at 2726 m and was completely oil filled down-to 2795 m (2720 m TVD) with shows on claystones and siltstones down to top Dunlin Group. The Statfjord Group was encountered at 3003 m and was water filled. Shows were described only within the Brent Group.
    Four cores were cut in the Brent and uppermost Dunlin Groups within the interval 2732 - 2828.3 m. No fluid samples were taken on wire line.
    The well was permanently abandoned on 24 December 1987 as an oil appraisal well.
    Testing
    Two Drill Stem Tests were conducted
    DST 1.1 tested the interval 2778 to 2787 m (2703 to 2712 TVD). The test produced 122 Sm3 oil and 6960 Sm3 gas /day through a 9.53 mm choke. The GOR was 57 Sm3/Sm3, the oil density was 0.850 g/cm3, and the gas gravity was 0.890 (air = 1). The DST reservoir temperature was 93.1 °C.
    DST 1.2 tested the interval 2758 to 2775.2 m + 2778 to 2787 m (2683 to 2700.2 m + 2703 to 2712 TVD). The test produced 642 Sm3 oil and 33139 Sm3 gas /day through a 9.53 mm choke. The GOR was 51.6 Sm3/Sm3, the oil density was 0.838 g/cm3, and the gas gravity was 0.830 (air = 1). The DST reservoir temperature was 93.1 °C.
    DST 2 tested the interval 2727 to 2740.7 m (2652 to 2665.7 m TVD). The test produced 815 Sm3 oil and 41640 Sm3 gas /day through a 9.53 mm choke. The GOR was 51 Sm3/Sm3, the oil density was 0.839 g/cm3, and the gas gravity was 0.805 (air = 1). The DST reservoir temperature was 93.0 °C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    410.00
    3075.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2732.0
    2754.3
    [m ]
    2
    2756.0
    2783.4
    [m ]
    3
    2783.4
    2799.9
    [m ]
    4
    2801.0
    2828.3
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    93.5
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2732-2736m
    Kjerne bilde med dybde: 2736-2740m
    Kjerne bilde med dybde: 2740-2743m
    Kjerne bilde med dybde: 2744-2748m
    Kjerne bilde med dybde: 2748-2752m
    2732-2736m
    2736-2740m
    2740-2743m
    2744-2748m
    2748-2752m
    Kjerne bilde med dybde: 2752-2754m
    Kjerne bilde med dybde: 2756-2760m
    Kjerne bilde med dybde: 2760-2764m
    Kjerne bilde med dybde: 2764-2768m
    Kjerne bilde med dybde: 2768-2772m
    2752-2754m
    2756-2760m
    2760-2764m
    2764-2768m
    2768-2772m
    Kjerne bilde med dybde: 2772-2776m
    Kjerne bilde med dybde: 2776-2780m
    Kjerne bilde med dybde: 2780-2783m
    Kjerne bilde med dybde: 2787-2791m
    Kjerne bilde med dybde: 2791-2795m
    2772-2776m
    2776-2780m
    2780-2783m
    2787-2791m
    2791-2795m
    Kjerne bilde med dybde: 2795-2799m
    Kjerne bilde med dybde: 2799-2800m
    Kjerne bilde med dybde: 2801-2805m
    Kjerne bilde med dybde: 2805-2809m
    Kjerne bilde med dybde: 2809-2813m
    2795-2799m
    2799-2800m
    2801-2805m
    2805-2809m
    2809-2813m
    Kjerne bilde med dybde: 2813-2817m
    Kjerne bilde med dybde: 2817-2821m
    Kjerne bilde med dybde: 2821-2825m
    Kjerne bilde med dybde: 2825-2828m
    Kjerne bilde med dybde: 2783-2787m
    2813-2817m
    2817-2821m
    2821-2825m
    2825-2828m
    2783-2787m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2649.0
    [m]
    DC
    OD
    2670.0
    [m]
    DC
    OD
    2691.0
    [m]
    DC
    OD
    2697.0
    [m]
    DC
    OD
    2703.0
    [m]
    DC
    OD
    2706.0
    [m]
    DC
    OD
    2709.0
    [m]
    DC
    OD
    2712.0
    [m]
    DC
    OD
    2715.0
    [m]
    DC
    OD
    2718.0
    [m]
    DC
    OD
    2724.0
    [m]
    DC
    OD
    2730.0
    [m]
    DC
    OD
    2732.5
    [m]
    C
    OD
    2733.2
    [m]
    C
    OD
    2734.2
    [m]
    C
    OD
    2734.6
    [m]
    C
    OD
    2735.6
    [m]
    C
    OD
    2735.8
    [m]
    C
    OD
    2736.0
    [m]
    DC
    OD
    2737.5
    [m]
    C
    OD
    2747.4
    [m]
    C
    OD
    2748.9
    [m]
    C
    OD
    2749.6
    [m]
    C
    OD
    2753.9
    [m]
    C
    OD
    2759.1
    [m]
    C
    OD
    2763.2
    [m]
    C
    OD
    2766.6
    [m]
    C
    OD
    2767.3
    [m]
    C
    OD
    2767.3
    [m]
    C
    OD
    2772.5
    [m]
    C
    OD
    2775.5
    [m]
    C
    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
    TEST1,1
    2758.00
    2787.00
    26.11.1987 - 02:30
    YES
    DST
    TEST1,2
    2758.00
    2787.00
    OIL
    28.11.1987 - 04:30
    YES
    DST
    TEST2
    2727.00
    2740.70
    13.12.1987 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.39
    pdf
    0.27

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    22.54

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2703
    2712
    9.5
    1.1
    2758
    2787
    14.3
    1.2
    2683
    2700
    9.5
    2.0
    2652
    2666
    18.6
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    93
    1.1
    19.000
    8.000
    1.2
    8.000
    93
    2.0
    93
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    122
    6960
    0.850
    0.890
    57
    1.1
    1100
    0.800
    0.810
    45
    1.2
    642
    33139
    0.838
    0.830
    52
    2.0
    1602
    68755
    0.842
    0.785
    43

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBLV GRS
    310
    3020
    CDL CN SPL GRS
    2680
    3072
    DIFL AC GRS CAL
    2361
    3074
    DIPS GRS
    2710
    3069
    DLL MLL GRS CAL
    2729
    2820
    FMT GRS
    2710
    3069
    MWD - SN GR
    379
    3077
    VELOCITY
    700
    3060

  • 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
    375.0
    36
    375.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    394.0
    26
    422.0
    1.27
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1300.0
    17 1/2
    1315.0
    1.79
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2363.0
    12 1/4
    2378.0
    1.84
    LOT
    LINER
    7
    3075.0
    8 1/2
    3077.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    374
    1.20
    13.0
    18.5
    WATER BASED
    19.10.1987
    374
    1.20
    13.0
    18.5
    WATER BASED
    19.10.1987
    394
    1.22
    17.0
    5.0
    WATER BASED
    19.10.1987
    394
    1.22
    17.0
    5.0
    WATER BASED
    19.10.1987
    398
    1.20
    12.0
    11.5
    WATER BASED
    19.10.1987
    398
    1.20
    12.0
    11.5
    WATER BASED
    19.10.1987
    515
    1.22
    20.0
    5.3
    WATER BASED
    26.10.1987
    515
    1.22
    20.0
    5.3
    WATER BASED
    26.10.1987
    1230
    1.22
    23.0
    7.0
    WATER BASED
    26.10.1987
    1230
    1.22
    23.0
    7.0
    WATER BASED
    26.10.1987
    1315
    1.22
    21.0
    6.0
    WATER BASED
    26.10.1987
    1315
    1.22
    21.0
    6.0
    WATER BASED
    26.10.1987
    1460
    1.30
    18.0
    5.0
    WATER BASED
    29.10.1987
    1460
    1.30
    18.0
    5.0
    WATER BASED
    28.10.1987
    1781
    1.54
    19.0
    6.0
    WATER BASED
    30.10.1987
    1781
    1.54
    19.0
    6.0
    WATER BASED
    29.10.1987
    2096
    1.54
    24.0
    14.0
    WATER BASED
    02.11.1987
    2096
    1.54
    24.0
    14.0
    WATER BASED
    01.11.1987
    2097
    1.60
    23.0
    10.0
    WATER BASED
    18.12.1987
    2097
    1.60
    23.0
    10.0
    WATER BASED
    18.12.1987
    2246
    1.58
    22.0
    16.0
    WATER BASED
    01.11.1987
    2246
    1.58
    22.0
    16.0
    WATER BASED
    02.11.1987
    2378
    1.58
    30.0
    14.0
    WATER BASED
    02.11.1987
    2378
    1.58
    24.0
    6.5
    WATER BASED
    03.11.1987
    2378
    1.58
    30.0
    14.0
    WATER BASED
    01.11.1987
    2378
    1.58
    24.0
    6.5
    WATER BASED
    02.11.1987
    2378
    1.58
    27.0
    7.0
    WATER BASED
    05.11.1987
    2378
    1.58
    27.0
    7.0
    WATER BASED
    05.11.1987
    2416
    1.52
    33.0
    8.0
    WATER BASED
    06.11.1987
    2416
    1.52
    33.0
    8.0
    WATER BASED
    06.11.1987
    2536
    1.51
    31.0
    6.0
    WATER BASED
    09.11.1987
    2536
    1.51
    31.0
    6.0
    WATER BASED
    09.11.1987
    2675
    1.56
    38.0
    7.0
    WATER BASED
    09.11.1987
    2675
    1.56
    38.0
    7.0
    WATER BASED
    09.11.1987
    2720
    1.60
    35.0
    6.0
    WATER BASED
    09.11.1987
    2720
    1.60
    35.0
    6.0
    WATER BASED
    09.11.1987
    2740
    1.60
    33.0
    5.0
    WATER BASED
    10.11.1987
    2740
    1.60
    33.0
    5.0
    WATER BASED
    10.11.1987
    2753
    1.60
    23.0
    7.0
    WATER BASED
    15.12.1987
    2753
    1.60
    23.0
    7.0
    WATER BASED
    15.12.1987
    2753
    1.60
    23.0
    9.0
    WATER BASED
    16.12.1987
    2753
    1.60
    23.0
    9.0
    WATER BASED
    16.12.1987
    2785
    1.60
    34.0
    5.0
    WATER BASED
    11.11.1987
    2785
    1.60
    34.0
    5.0
    WATER BASED
    11.11.1987
    2820
    1.60
    33.0
    5.0
    WATER BASED
    12.11.1987
    2820
    1.60
    33.0
    5.0
    WATER BASED
    12.11.1987
    2828
    1.60
    37.0
    6.6
    WATER BASED
    13.11.1987
    2828
    1.60
    37.0
    6.6
    WATER BASED
    13.11.1987
    2867
    1.60
    32.0
    12.0
    WATER BASED
    16.11.1987
    2867
    1.60
    32.0
    12.0
    WATER BASED
    16.11.1987
    2983
    1.60
    30.0
    11.0
    WATER BASED
    16.11.1987
    2983
    1.60
    30.0
    11.0
    WATER BASED
    16.11.1987
    3077
    1.60
    23.0
    8.0
    WATER BASED
    19.11.1987
    3077
    1.60
    23.0
    8.0
    WATER BASED
    19.11.1987
    3077
    1.60
    26.0
    7.0
    WATER BASED
    20.11.1987
    3077
    1.60
    30.0
    12.0
    WATER BASED
    16.11.1987
    3077
    1.60
    24.0
    7.0
    WATER BASED
    17.11.1987
    3077
    1.60
    30.0
    12.0
    WATER BASED
    16.11.1987
    3077
    1.60
    24.0
    7.0
    WATER BASED
    17.11.1987
    3077
    1.60
    26.0
    7.0
    WATER BASED
    20.11.1987

  • 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
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.22