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

34/8-3 A

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.
    34/8-3 A
    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.
    34/8-3
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH 8404 - 321 SP 245
    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.
    Norsk Hydro Produksjon AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    589-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    48
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    14.09.1988
    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.
    31.10.1988
    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.
    31.10.1990
    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.
    21.12.2012
    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/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.
    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).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    382.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3230.0
    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).
    3091.2
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    25.4
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    116
    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.
    COOK FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 24' 28.04'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 32' 45.06'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6808456.80
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    475751.35
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1338

  • Brønnhistorie
    General
    Well 34/8-3 A is a sidetrack to well 34/8-3 on the A-structure on the Visund Field. Well 34/8-3 found oil and gas in the Brent Group without encountering the OWC. Well 34/8-3 A was sidetracked down flanks on the structure to establish the OWC and to test if the A-North could be in communication with the 34/8-1 A-South Discovery.
    Operations and results
    Appraisal well 34/8-3 A was kicked off at 944 m in the primary well on 14 November 1988. It was drilled with the semi-submersible installation Polar Pioneer to TD at 3230 m (3091 m TVD) in the Early Jurassic Cook Formation. During logging before setting of 9 5/8", the tool got stuck at 1284 m. The string was cut, and the instrument was fished. The well was drilled with KCl/polymer mud from kick-off to TD.
    Spotted hydrocarbon shows were described on cuttings in the interval 2550 to 2660 m in the Kyrre Formation. Top Draupne Formation was encountered at 3003 m. Under Draupne, the sidetrack penetrated a 19 m thick Heather Formation sequence that was not present in the primary well bore. The Brent Group, Tarbert Formation was encountered at 3031 m (2900 m TVD), deeper than prognosed due to the unexpected Heather. The Brent Formation contained gas down to a gas/oil contact at 3059 m (2927 m TVD and oil down to a clear oil/water contact at 3099.5 m (2966 m TVD). Oil shows continued down to 3162 m. The Cook Formation was found water bearing. The RFT pressures in both the primary well and the sidetrack proved higher pressure in the hydrocarbon zone than on the A-South compartment, but with pressure communication in the water zone.
    Five cores were cut in the interval 3034 to 3148.5 m. The drill string got stuck during cutting of the 5th core and further coring was abandoned.  RFT fluid samples were taken at 3073.2 m (0.4 Sm3 gas and 2.6 litres oil in 2 3/4 gallon chamber), and 3093.0 (1 Sm3 gas and 7 litres oil 2 3/4 gallon chamber).
    The well was permanently abandoned on 31 October 1988 as an oil and gas appraisal well.
    Testing
    Two drill stem test was performed in the oil zone in the Ness Formation.
    DST 1A tested the interval 3087 - 3093 m. It produced 746 Sm3 oil and 152640 Sm3 gas /day through a 12.7 mm (32/64") choke. The GOR was 205 Sm3/Sm3, the oil density was 0.850 g/cm3, and the gas gravity was 0.646 (air = 1) with 2 % CO2 and 1ppm H2S. The bottom hole temperature was 108.7 deg C, measured at 3020 m.
    DST 1B tested the intervals 3071.6 - 3078.6 m plus 3081.7 - 3093.0 m. It produced 782 Sm3 oil and 155620 Sm3 gas /day through a 12.7 mm (32/64") choke. The GOR was 199 Sm3/Sm3, the oil density was 0.850 g/cm3, and the gas gravity was 0.650 (air = 1) with 2 % CO2 and 1.2 ppm H2S. The bottom hole temperature was 109.6 deg C, measured at 3020 m.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1000.00
    3230.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3034.0
    3061.9
    [m ]
    2
    3062.0
    3079.9
    [m ]
    3
    3081.0
    3101.8
    [m ]
    4
    3103.0
    3130.9
    [m ]
    5
    3131.0
    3148.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    111.9
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3034-3039m
    Kjerne bilde med dybde: 3039-3044m
    Kjerne bilde med dybde: 3044-3049m
    Kjerne bilde med dybde: 3049-3054m
    Kjerne bilde med dybde: 3054-3059m
    3034-3039m
    3039-3044m
    3044-3049m
    3049-3054m
    3054-3059m
    Kjerne bilde med dybde: 3059-3061m
    Kjerne bilde med dybde: 3062-3067m
    Kjerne bilde med dybde: 3067-3072m
    Kjerne bilde med dybde: 3072-3077m
    Kjerne bilde med dybde: 3077-3079m
    3059-3061m
    3062-3067m
    3067-3072m
    3072-3077m
    3077-3079m
    Kjerne bilde med dybde: 3081-3086m
    Kjerne bilde med dybde: 3086-3091m
    Kjerne bilde med dybde: 3091-3096m
    Kjerne bilde med dybde: 3096-3101m
    Kjerne bilde med dybde: 3101-3106m
    3081-3086m
    3086-3091m
    3091-3096m
    3096-3101m
    3101-3106m
    Kjerne bilde med dybde: 3106-3111m
    Kjerne bilde med dybde: 3111-3116m
    Kjerne bilde med dybde: 3116-3121m
    Kjerne bilde med dybde: 3121-3126m
    Kjerne bilde med dybde: 3126-3130m
    3106-3111m
    3111-3116m
    3116-3121m
    3121-3126m
    3126-3130m
    Kjerne bilde med dybde: 3126-3130m
    Kjerne bilde med dybde: 3131-3136m
    Kjerne bilde med dybde: 3136-3141m
    Kjerne bilde med dybde: 3141-3146m
    Kjerne bilde med dybde: 3146-3148m
    3126-3130m
    3131-3136m
    3136-3141m
    3141-3146m
    3146-3148m
    Kjerne bilde med dybde: 3078-3078m
    Kjerne bilde med dybde: 3078-3078m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3078-3078m
    3078-3078m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2665.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2760.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2885.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2978.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2981.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2990.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3005.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3007.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3008.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3011.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3016.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3018.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3023.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3025.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3029.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3035.8
    [m]
    CC
    HYDRO
    3043.6
    [m]
    CC
    HYDRO
    3053.9
    [m]
    CC
    HYDRO
    3057.0
    [m]
    DC
    RRI
    3057.9
    [m]
    CC
    HYDRO
    3059.0
    [m]
    DC
    RRI
    3061.0
    [m]
    DC
    RRI
    3063.0
    [m]
    DC
    RRI
    3063.2
    [m]
    CC
    HYDRO
    3064.0
    [m]
    DC
    RRI
    3065.0
    [m]
    DC
    RRI
    3068.0
    [m]
    DC
    RRI
    3069.0
    [m]
    DC
    RRI
    3069.7
    [m]
    CC
    HYDRO
    3070.0
    [m]
    DC
    RRI
    3074.0
    [m]
    DC
    RRI
    3075.0
    [m]
    CC
    HYDRO
    3075.0
    [m]
    DC
    RRI
    3076.0
    [m]
    DC
    RRI
    3077.5
    [m]
    CC
    HYDRO
    3078.0
    [m]
    DC
    RRI
    3082.0
    [m]
    DC
    RRI
    3082.3
    [m]
    CC
    HYDRO
    3084.0
    [m]
    DC
    RRI
    3084.7
    [m]
    CC
    HYDRO
    3094.0
    [m]
    DC
    RRI
    3094.5
    [m]
    CC
    HYDRO
    3095.0
    [m]
    DC
    RRI
    3095.5
    [m]
    CC
    HYDRO
    3098.2
    [m]
    CC
    HYDRO
    3112.5
    [m]
    CC
    HYDRO
    3120.7
    [m]
    CC
    HYDRO
    3126.0
    [m]
    DC
    RRI
    3126.5
    [m]
    CC
    HYDRO
    3128.0
    [m]
    DC
    RRI
    3129.0
    [m]
    DC
    RRI
    3129.9
    [m]
    CC
    HYDRO
    3130.0
    [m]
    DC
    RRI
    3132.8
    [m]
    CC
    HYDRO
    3136.8
    [m]
    CC
    HYDRO
    3146.8
    [m]
    CC
    HYDRO

  • 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
    3071.00
    3093.00
    20.10.1988 - 00:00
    YES
    DST
    DST1B
    3071.50
    3078.50
    23.10.1988 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.25
    pdf
    9.20

  • 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
    0.25
    pdf
    0.22

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    2.62
    pdf
    16.59

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3087
    3093
    12.7
    1.1
    3072
    3093
    12.7
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    1.1
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    746
    153000
    0.850
    0.646
    205
    1.1
    782
    156000
    0.850
    0.650
    199

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    1875
    3165
    CST GR
    2525
    3031
    DIL LSS GR SP
    405
    3229
    DLL MSFL GR SP
    3000
    3182
    LDT CNL
    2443
    3195
    MWD
    945
    3034
    MWD FE WD
    3062
    3230
    NGT AMS
    2443
    3186
    RFT GR AMS
    3034
    3162
    VSP
    1000
    3160

  • 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
    491.0
    36
    0.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    944.0
    17 1/2
    1475.0
    1.67
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    944.0
    17 1/2
    1475.0
    1.67
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2442.0
    12 1/4
    2486.0
    1.84
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2442.0
    12 1/4
    2486.0
    1.84
    LOT
    LINER
    7
    3227.0
    8 1/2
    3230.0
    0.00
    LOT
    LINER
    7
    3230.0
    8 1/2
    3230.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    944
    1.53
    20.0
    8.0
    WATER BASED
    19.09.1988
    949
    1.40
    21.0
    11.0
    WATER BASED
    20.09.1988
    951
    1.52
    22.0
    11.0
    WATER BASED
    19.09.1988
    966
    1.52
    23.0
    10.0
    WATER BASED
    19.09.1988
    989
    1.40
    22.0
    11.0
    WATER BASED
    22.09.1988
    1152
    1.40
    23.0
    11.0
    WATER BASED
    22.09.1988
    1255
    1.40
    21.0
    9.0
    WATER BASED
    19.09.1988
    1475
    1.40
    24.0
    10.0
    WATER BASED
    23.09.1988
    1795
    1.41
    24.0
    9.0
    WATER BASED
    27.09.1988
    2045
    1.40
    24.0
    8.0
    WATER BASED
    27.09.1988
    2390
    1.50
    24.0
    8.0
    WATER BASED
    27.09.1988
    2400
    1.40
    20.0
    7.0
    WATER BASED
    27.09.1988
    2486
    1.52
    18.0
    11.0
    WATER BASED
    28.09.1988
    2486
    1.52
    20.0
    12.0
    WATER BASED
    29.09.1988
    2486
    1.52
    22.0
    8.0
    WATER BASED
    30.09.1988
    2486
    1.52
    24.0
    7.0
    WATER BASED
    03.10.1988
    2489
    1.52
    23.0
    7.0
    WATER BASED
    03.10.1988
    2591
    1.52
    23.0
    8.0
    WATER BASED
    03.10.1988
    2674
    1.52
    21.0
    8.0
    WATER BASED
    04.10.1988
    2954
    1.55
    22.0
    8.0
    WATER BASED
    11.10.1988
    3034
    1.60
    24.0
    8.0
    WATER BASED
    11.10.1988
    3034
    1.60
    22.0
    8.0
    WATER BASED
    11.10.1988
    3103
    1.60
    25.0
    7.0
    WATER BASED
    11.10.1988
    3131
    1.60
    23.0
    6.0
    WATER BASED
    11.10.1988
    3148
    1.60
    24.0
    8.0
    WATER BASED
    12.10.1988
    3175
    1.70
    26.0
    10.0
    WATER BASED
    18.10.1988
    3175
    1.70
    26.0
    12.0
    WATER BASED
    17.10.1988
    3177
    1.70
    28.0
    7.0
    WATER BASED
    24.10.1988
    3177
    1.70
    27.0
    6.0
    WATER BASED
    25.10.1988
    3177
    1.70
    28.0
    6.0
    WATER BASED
    26.10.1988
    3177
    1.70
    29.0
    7.0
    WATER BASED
    19.10.1988
    3177
    1.70
    29.0
    7.0
    WATER BASED
    20.10.1988
    3177
    1.70
    29.0
    7.0
    WATER BASED
    24.10.1988
    3177
    1.70
    27.0
    6.0
    WATER BASED
    24.10.1988
    3177
    1.71
    30.0
    7.0
    WATER BASED
    27.10.1988
    3177
    1.71
    30.0
    7.0
    WATER BASED
    31.10.1988
    3177
    1.50
    15.0
    5.0
    WATER BASED
    31.10.1988
    3230
    1.60
    26.0
    8.0
    WATER BASED
    17.10.1988
    3230
    1.60
    26.0
    9.0
    WATER BASED
    14.10.1988
    3230
    1.60
    26.0
    8.0
    WATER BASED
    14.10.1988
    3230
    1.60
    24.0
    5.0
    WATER BASED
    17.10.1988

  • 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