Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
24.12.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

2/9-3

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.
    2/9-3
    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
    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.
    2/9-3
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ANO-8180-230 & SP 295
    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.
    Amoco Norway Oil Company
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    618-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    93
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    13.09.1989
    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.
    14.12.1989
    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.
    14.12.1991
    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.
    26.10.2009
    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 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).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    67.1
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4859.0
    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).
    4855.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    9.2
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    148
    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 PERMIAN
    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.
    ROTLIEGEND GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    56° 26' 3.38'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 47' 49.91'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6254838.58
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    549162.29
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1443

  • Brønnhistorie
    General
    Well 2/9-3 was drilled on the Piggvar Terrace, between the Central Graben to the west and the Mandal High and the Søgne Basin to the east. The primary objective was to test for hydrocarbons, reservoir quality, and source rock potential and maturation in Late and Middle Jurassic formations. Secondary objectives were to determine the Permian stratigraphy in this portion of the Piggvar Terrace, and the reservoir quality and possible hydrocarbon accumulation in Early Permian Rotliegendes sands.
    Operations and results
    Wildcat well 2/9-3 was spudded with the semi-submersible installation Dyvi Stena on13 September 1989. After drilling to 378 m the hole packed off, and the well had to be re-spudded. The re-spud took place 20 m from the original location on 15 September 1989 and the well was drilled to TD at 4859 m in the Early Permian Rotliegend Group. BHA component failures in the 12.25" and 8.5" hole sections accounted for 9.4 days of lost time, but generally drilling and operations went without significant problems, and the well was drilled within the scheduled time. Possible shallow gas had been warned pre-drill at 160, 425 and 535 m, but no shallow gas was encountered. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 850 m, with KCl/PHPA/PAC mud from 850 m to 3875 m, and with HRM/polymer mud from 3875 m to TD.
    The lowermost part of the chalk was of Santonian age. The Coniacian, Turonian and Cenomanian were apparently absent as they where in well 2/9-2. A 12 m thick Early Cretaceous section was penetrated, dating Valanginian to Early Barremian. No evidence of Albian, Aptian and Ryazanian was seen. Top Late Jurassic came in at 3846 m, close to prognosed depth. A seismic event at 4190 m, originally interpreted to mark the top of Middle Jurassic, occurs within the Late Jurassic shale. The Late Jurassic sequence proved to be a good source rock for oil, with maturity in the upper part of the oil window. The well penetrated 57 m of Bryne Formation at 4543 m, and the Triassic section came in at 4600 m, 175 m deep to prognosis. The well drilled from Triassic "Red Beds" directly into the Lower Permian, without any Zechstein salt being penetrated. The Permian section consisted of a brick red and medium grey claystone at the top grading into varicoloured sandstone from 4730 m downwards. This sandstone was fine grained, hard, well cemented with volcanic fragments scattered throughout. The Permian Volcanic Basement was penetrated at 4852 m, and the final TD reached 7 m deeper at 4859 m.
    Occasional weak shows were seen on claystones and limestone of the Tyne Group from 3874 m down to 4155 m. Shows were recorded on sandstones throughout the interval 4542 m to 4677 m in the Bryne Formation and into the Triassic.
    Two cores were cut at 4524.6 m to 4552.2 m in the lower part of the Late Jurassic section. Core 1 (10.8 m) consisted of very fine, well cemented and tight sandstone with poor reservoir quality. Core 2 (16.6 m) consisted of claystone/shale with minor siltstone at the top. No fluid samples were taken in the well.
    The well was permanently abandoned on 14 December 1989 as a dry hole with minor oil shows.
    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]
    850.00
    4857.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    4524.6
    4535.4
    [m ]
    2
    4535.6
    4552.2
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    27.4
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 4524-4529m
    Kjerne bilde med dybde: 4529-4534m
    Kjerne bilde med dybde: 4534-4538m
    Kjerne bilde med dybde: 4538-4543m
    Kjerne bilde med dybde: 4543-4548m
    4524-4529m
    4529-4534m
    4534-4538m
    4538-4543m
    4543-4548m
    Kjerne bilde med dybde: 4548-4552m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    4548-4552m

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.01

  • 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
    0.26
    pdf
    0.26

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    57.30

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    500
    2768
    CBL VDL GR CCL
    1660
    2824
    CST GR
    3028
    3870
    CST GR
    3874
    4848
    DIL BHC GR CAL
    840
    2758
    DIL BHC GR CAL SP
    2776
    3873
    DIL BHC GR MSFL CAL SP
    3864
    4847
    LDL CNLGR
    3864
    4861
    MWD - GR RES DIR
    92
    4859
    RECT
    4590
    4598
    RFT GR
    4528
    4597
    RFT GR
    4590
    4599
    RSCT
    4526
    4527
    RSCT
    4587
    4587
    RSCT
    4777
    4777
    SHDT GR
    2776
    3875
    SHDT GR
    3864
    4848
    VELOCITY
    500
    4843

  • 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
    299.0
    36
    313.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    840.0
    26
    850.0
    1.74
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2780.0
    17 1/2
    2800.0
    1.87
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3865.0
    12 1/4
    3875.0
    1.99
    LOT
    OPEN HOLE
    4859.0
    8 1/2
    4859.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    127
    1.03
    WATER BASED
    15.12.1989
    172
    1.20
    10.0
    21.5
    WATER BASED
    13.09.1989
    214
    1.03
    9.0
    30.6
    WATER BASED
    19.09.1989
    308
    1.03
    9.0
    24.4
    WATER BASED
    19.09.1989
    313
    1.03
    WATER BASED
    19.09.1989
    313
    1.03
    10.0
    23.0
    WATER BASED
    19.09.1989
    405
    1.03
    15.0
    20.1
    WATER BASED
    20.09.1989
    763
    1.03
    WATER BASED
    21.09.1989
    850
    1.03
    WATER BASED
    22.09.1989
    850
    1.03
    WATER BASED
    25.09.1989
    850
    1.03
    WATER BASED
    26.09.1989
    850
    1.20
    40.0
    9.6
    WATER BASED
    25.09.1989
    1047
    1.20
    16.0
    4.8
    WATER BASED
    27.09.1989
    1373
    1.28
    13.0
    4.8
    WATER BASED
    28.09.1989
    1560
    1.56
    27.0
    5.3
    WATER BASED
    29.09.1989
    1895
    1.56
    22.0
    3.8
    WATER BASED
    03.10.1989
    2090
    1.56
    24.0
    6.2
    WATER BASED
    03.10.1989
    2500
    1.56
    29.0
    10.0
    WATER BASED
    03.10.1989
    2698
    1.56
    24.0
    5.7
    WATER BASED
    03.10.1989
    2800
    1.57
    26.0
    7.2
    WATER BASED
    04.10.1989
    2800
    1.57
    30.0
    6.7
    WATER BASED
    05.10.1989
    2800
    1.57
    29.0
    4.3
    WATER BASED
    06.10.1989
    2800
    1.62
    25.0
    5.3
    WATER BASED
    10.10.1989
    2800
    1.62
    25.0
    4.8
    WATER BASED
    10.10.1989
    2800
    1.62
    23.0
    4.3
    WATER BASED
    10.10.1989
    2800
    1.62
    21.0
    4.3
    WATER BASED
    11.10.1989
    2800
    1.60
    24.0
    4.3
    WATER BASED
    10.10.1989
    2803
    1.62
    24.0
    6.7
    WATER BASED
    12.10.1989
    3016
    1.62
    32.0
    9.6
    WATER BASED
    13.10.1989
    3117
    1.62
    28.0
    6.2
    WATER BASED
    16.10.1989
    3201
    1.62
    23.0
    6.7
    WATER BASED
    16.10.1989
    3305
    1.62
    21.0
    6.7
    WATER BASED
    16.10.1989
    3321
    1.62
    18.0
    4.8
    WATER BASED
    17.10.1989
    3435
    1.62
    22.0
    5.7
    WATER BASED
    18.10.1989
    3546
    1.62
    21.0
    6.7
    WATER BASED
    19.10.1989
    3632
    1.62
    25.0
    5.3
    WATER BASED
    23.10.1989
    3632
    1.62
    25.0
    5.3
    WATER BASED
    23.10.1989
    3696
    1.62
    23.0
    6.7
    WATER BASED
    23.10.1989
    3696
    1.62
    23.0
    6.7
    WATER BASED
    23.10.1989
    3778
    1.62
    24.0
    5.7
    WATER BASED
    23.10.1989
    3778
    1.62
    24.0
    5.7
    WATER BASED
    23.10.1989
    3782
    1.62
    21.0
    5.3
    WATER BASED
    24.10.1989
    3807
    1.62
    22.0
    5.3
    WATER BASED
    25.10.1989
    3807
    1.62
    21.0
    5.7
    WATER BASED
    27.10.1989
    3808
    1.62
    22.0
    5.3
    WATER BASED
    27.10.1989
    3831
    1.62
    24.0
    5.7
    WATER BASED
    30.10.1989
    3831
    1.62
    23.0
    6.7
    WATER BASED
    30.10.1989
    3839
    1.62
    24.0
    5.3
    WATER BASED
    30.10.1989
    3841
    1.62
    23.0
    4.3
    WATER BASED
    02.11.1989
    3843
    1.62
    22.0
    5.3
    WATER BASED
    02.11.1989
    3843
    1.62
    20.0
    3.8
    WATER BASED
    02.11.1989
    3859
    1.03
    1.0
    WATER BASED
    14.12.1989
    3867
    1.62
    25.0
    3.3
    WATER BASED
    03.11.1989
    3875
    1.63
    21.0
    3.3
    WATER BASED
    06.11.1989
    3875
    1.62
    21.0
    4.3
    WATER BASED
    07.11.1989
    3875
    1.62
    21.0
    3.3
    WATER BASED
    06.11.1989
    3875
    1.62
    24.0
    4.8
    WATER BASED
    08.11.1989
    3875
    1.62
    23.0
    5.3
    WATER BASED
    09.11.1989
    3876
    1.63
    20.0
    3.3
    WATER BASED
    06.11.1989
    3877
    1.80
    19.0
    3.8
    WATER BASED
    10.11.1989
    3878
    1.80
    21.0
    2.9
    WATER BASED
    13.11.1989
    3901
    1.80
    25.0
    7.2
    WATER BASED
    13.11.1989
    3975
    1.80
    26.0
    3.8
    WATER BASED
    13.11.1989
    4040
    1.80
    28.0
    3.8
    WATER BASED
    14.11.1989
    4107
    1.80
    27.0
    3.8
    WATER BASED
    15.11.1989
    4169
    1.80
    27.0
    3.8
    WATER BASED
    16.11.1989
    4200
    1.80
    25.0
    3.3
    WATER BASED
    17.11.1989
    4218
    1.80
    25.0
    3.3
    WATER BASED
    20.11.1989
    4294
    1.80
    24.0
    3.8
    WATER BASED
    20.11.1989
    4353
    1.80
    23.0
    3.8
    WATER BASED
    20.11.1989
    4413
    1.80
    22.0
    3.8
    WATER BASED
    21.11.1989
    4488
    1.80
    20.0
    3.3
    WATER BASED
    22.11.1989
    4524
    1.80
    22.0
    3.3
    WATER BASED
    23.11.1989
    4524
    1.80
    20.0
    3.3
    WATER BASED
    24.11.1989
    4536
    1.80
    19.0
    3.8
    WATER BASED
    28.11.1989
    4564
    1.80
    17.0
    3.3
    WATER BASED
    28.11.1989
    4614
    1.80
    19.0
    3.3
    WATER BASED
    28.11.1989
    4682
    1.82
    20.0
    4.8
    WATER BASED
    28.11.1989
    4715
    1.82
    19.0
    4.3
    WATER BASED
    29.11.1989
    4715
    1.82
    18.0
    3.3
    WATER BASED
    30.11.1989
    4772
    1.82
    18.0
    5.3
    WATER BASED
    01.12.1989
    4858
    1.82
    19.0
    5.3
    WATER BASED
    04.12.1989
    4859
    1.82
    19.0
    4.3
    WATER BASED
    04.12.1989
    4859
    1.82
    17.0
    3.3
    WATER BASED
    04.12.1989
    4859
    1.85
    19.0
    3.3
    WATER BASED
    05.12.1989
    4859
    1.85
    19.0
    3.8
    WATER BASED
    06.12.1989
    4862
    1.85
    21.0
    4.3
    WATER BASED
    07.12.1989
    4862
    1.85
    22.0
    4.8
    WATER BASED
    08.12.1989
    4862
    1.85
    16.0
    3.8
    WATER BASED
    11.12.1989
    4862
    1.85
    18.0
    3.8
    WATER BASED
    11.12.1989
    4862
    1.85
    20.0
    5.3
    WATER BASED
    11.12.1989
    4862
    1.85
    210.0
    5.7
    WATER BASED
    12.12.1989
    4862
    1.03
    WATER BASED
    13.12.1989

  • 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
    0.21