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

33/12-7

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.
    33/12-7
    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.
    NORTH SEA
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    33/12-7
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NOD-8-87-012& SKUDDPUNKT 170
    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.
    601-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    65
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    22.02.1989
    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.
    27.04.1989
    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.
    27.04.1991
    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.
    30.06.2005
    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.
    DRY
    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).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    140.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3703.0
    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).
    3696.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    12.3
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    126
    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° 7' 35.72'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 54' 32.5'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6777538.47
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    441227.76
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1358

  • Brønnhistorie
    General
    Well 33/12-7 was designed to drill the Delta structure, a tilted fault block on the Tampen Spur, and was the only commitment well in licence 152. The primary objective was to test the hydrocarbon potential of the Brent group on the Delta structure. A secondary objective was to explore the Statfjord Formation on the same structure. The well was designed as a possible producer in case of a discovery. Shallow gas was predicted at 375 m MSL, 415 m MSL, and possibly in sand lenses on an erosion surface at 456 m MSL.
    Operations and results
    Wildcat well 33/12-7 was spudded with the semi-submersible installation Deepsea Bergen on 22 February 1989 and drilled to TD at 3703 m in Early Jurassic sediments of the Statfjord Formation. After drilling 26" section to 384 m fifteen days rig time were spent trouble shooting and repairing a leak in the BOP. Otherwise operations went without significant problems. The well was drilled with seawater and gel down to 383 m, with Newdrill/PAC/seawater from 383 m to 3034 m, and with gel/lignosulphonate from 3034 m to TD. No shallow gas was encountered in the well.
    Sands were encountered in the Tarbert, Rannoch, Cook and Statfjord Formations. No shows of hydrocarbons were recorded while drilling, except for some residuals in the Cook Formation. Post-well organic geochemical analyses established that the Draupne Formation has potential for generation of oil and gas and that the Heather Formation has potential for condensate/light oil and gas. Draupne is immature and Heather marginally mature in the well location. Tarbert and Cook Formations were analysed for migrated hydrocarbons but no significant abundance were found.
    One core was cut in the interval 3041 m to 3057.5 m. No fluid sampling was attempted.
    The well was permanently abandoned on 27 April 1989 as a dry hole.
    Testing
    No drill stem test was performed.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    390.00
    3703.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3035.0
    3051.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    16.5
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1700.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1800.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1830.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1860.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1890.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2010.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2020.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2030.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2060.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2100.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2140.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2180.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2220.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2260.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2300.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2340.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2380.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2420.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2460.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2500.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2540.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2580.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2620.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2660.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2700.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2740.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2780.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2820.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2859.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2901.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2916.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2922.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2928.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2931.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2946.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2961.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2976.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2991.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3006.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3021.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3027.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3039.7
    [m]
    C
    STAT
    3040.3
    [m]
    C
    STAT
    3046.6
    [m]
    C
    STAT
    3050.7
    [m]
    C
    STAT
    3069.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3081.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3096.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3111.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3126.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3141.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3156.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3171.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3186.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3201.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3216.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3231.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3237.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3246.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3252.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3267.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3282.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3288.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3294.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3303.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3318.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3333.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3348.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3363.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3378.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3389.0
    [m]
    SWC
    STAT
    3399.3
    [m]
    SWC
    STAT
    3407.0
    [m]
    SWC
    STAT
    3417.0
    [m]
    SWC
    STAT
    3427.5
    [m]
    SWC
    STAT
    3441.0
    [m]
    SWC
    STAT
    3461.0
    [m]
    SWC
    STAT
    3473.0
    [m]
    SWC
    STAT
    3484.0
    [m]
    SWC
    STAT
    3489.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3504.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3519.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3525.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3540.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3555.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3570.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3585.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3600.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3615.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3630.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3645.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3662.0
    [m]
    SWC
    STAT
    3664.0
    [m]
    SWC
    STAT
    3678.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3693.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3703.0
    [m]
    DC
    STRAT

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.53

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.70

  • 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
    0.23
    pdf
    0.21

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    23.60

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL
    160
    1600
    CBL VDL
    1400
    3018
    CDL CNL GR
    3017
    3701
    CDL GR
    364
    3036
    DIFF.TEMP
    1505
    1848
    DIFL ACL GR
    364
    3688
    DIPLOG
    3017
    3701
    FMT
    3388
    3041
    MWD - GR RES DIR
    226
    3703
    SWC GR
    3295
    3670
    VELOCITY
    1300
    3680

  • 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
    222.0
    36
    225.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    363.0
    26
    384.0
    1.43
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1610.0
    17 1/2
    1625.0
    1.76
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3017.0
    12 1/4
    3034.0
    1.85
    LOT
    OPEN HOLE
    3703.0
    8 1/2
    3703.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    208
    1.05
    WATER BASED
    23.02.1989
    225
    1.05
    25.0
    23.9
    WATER BASED
    27.02.1989
    332
    1.05
    25.0
    23.9
    WATER BASED
    27.02.1989
    383
    1.05
    25.0
    23.9
    WATER BASED
    27.02.1989
    384
    1.10
    12.0
    3.8
    WATER BASED
    03.03.1989
    384
    1.10
    10.0
    3.8
    WATER BASED
    28.02.1989
    773
    1.10
    14.0
    3.8
    WATER BASED
    16.03.1989
    1218
    1.20
    16.0
    3.4
    WATER BASED
    17.03.1989
    1545
    1.20
    21.0
    3.9
    WATER BASED
    20.03.1989
    1548
    1.20
    21.0
    3.8
    WATER BASED
    20.03.1989
    1613
    1.20
    16.0
    2.4
    WATER BASED
    20.03.1989
    1625
    1.20
    16.0
    3.8
    WATER BASED
    20.03.1989
    1625
    1.20
    15.0
    3.4
    WATER BASED
    21.03.1989
    1625
    1.12
    17.0
    3.8
    WATER BASED
    22.03.1989
    1625
    1.20
    17.0
    4.3
    WATER BASED
    20.03.1989
    1625
    1.13
    12.0
    3.8
    WATER BASED
    28.03.1989
    1630
    1.27
    12.0
    3.8
    WATER BASED
    28.03.1989
    1827
    1.27
    20.0
    3.8
    WATER BASED
    28.03.1989
    2139
    1.27
    20.0
    4.5
    WATER BASED
    28.03.1989
    2388
    1.27
    19.0
    3.4
    WATER BASED
    28.03.1989
    2422
    1.27
    18.0
    3.8
    WATER BASED
    28.03.1989
    2424
    1.27
    18.0
    3.4
    WATER BASED
    28.03.1989
    2439
    1.27
    15.0
    3.8
    WATER BASED
    29.03.1989
    2511
    1.27
    18.0
    2.9
    WATER BASED
    29.03.1989
    2587
    1.27
    21.0
    3.8
    WATER BASED
    29.03.1989
    2628
    1.27
    20.0
    3.8
    WATER BASED
    30.03.1989
    2682
    1.27
    17.0
    3.4
    WATER BASED
    30.03.1989
    2730
    1.27
    20.0
    2.8
    WATER BASED
    30.03.1989
    2760
    1.27
    19.0
    2.8
    WATER BASED
    30.03.1989
    2821
    1.27
    16.0
    3.4
    WATER BASED
    31.03.1989
    2879
    1.27
    13.0
    3.9
    WATER BASED
    31.03.1989
    2904
    1.27
    13.0
    3.4
    WATER BASED
    03.04.1989
    2917
    1.28
    15.0
    3.9
    WATER BASED
    03.04.1989
    2937
    1.52
    19.0
    5.3
    WATER BASED
    03.04.1989
    2961
    1.52
    18.0
    5.7
    WATER BASED
    03.04.1989
    2976
    1.52
    18.0
    6.2
    WATER BASED
    03.04.1989
    3034
    1.52
    16.0
    5.3
    WATER BASED
    03.04.1989
    3034
    1.55
    17.0
    5.3
    WATER BASED
    06.04.1989
    3034
    1.55
    16.0
    5.3
    WATER BASED
    05.04.1989
    3034
    1.52
    17.0
    4.8
    WATER BASED
    04.04.1989
    3034
    1.55
    18.0
    4.8
    WATER BASED
    07.04.1989
    3035
    1.47
    18.0
    4.8
    WATER BASED
    10.04.1989
    3052
    1.47
    27.0
    5.3
    WATER BASED
    10.04.1989
    3054
    1.47
    25.0
    5.3
    WATER BASED
    10.04.1989
    3170
    1.47
    27.0
    6.2
    WATER BASED
    11.04.1989
    3170
    1.47
    27.0
    6.2
    WATER BASED
    11.04.1989
    3291
    1.47
    28.0
    6.2
    WATER BASED
    12.04.1989
    3315
    1.47
    28.0
    4.7
    WATER BASED
    13.04.1989
    3383
    1.47
    31.0
    4.3
    WATER BASED
    14.04.1989
    3472
    1.47
    34.0
    4.7
    WATER BASED
    17.04.1989
    3472
    1.47
    34.0
    4.7
    WATER BASED
    17.04.1989
    3472
    1.47
    34.0
    4.7
    WATER BASED
    17.04.1989
    3505
    1.47
    35.0
    3.8
    WATER BASED
    17.04.1989
    3505
    1.47
    35.0
    3.8
    WATER BASED
    17.04.1989
    3505
    1.47
    35.0
    3.8
    WATER BASED
    17.04.1989
    3583
    1.47
    33.0
    4.8
    WATER BASED
    17.04.1989
    3583
    1.47
    33.0
    4.8
    WATER BASED
    17.04.1989
    3583
    1.47
    33.0
    4.8
    WATER BASED
    17.04.1989
    3595
    1.47
    34.0
    4.8
    WATER BASED
    18.04.1989
    3628
    1.47
    33.0
    3.8
    WATER BASED
    18.04.1989
    3650
    1.47
    32.0
    5.3
    WATER BASED
    19.04.1989
    3703
    1.47
    36.0
    5.3
    WATER BASED
    20.04.1989
    3703
    1.47
    36.0
    5.3
    WATER BASED
    20.04.1989
    3703
    1.47
    36.0
    3.4
    WATER BASED
    21.04.1989
    3703
    1.47
    35.0
    4.8
    WATER BASED
    24.04.1989
    3703
    1.47
    34.0
    3.4
    WATER BASED
    19.04.1989

  • 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
    0.23