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

25/7-2

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.
    25/7-2
    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
    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.
    25/7-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    CN 8525 - 6 SP 390
    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.
    Conoco Norway Inc.
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    628-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    161
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    08.02.1990
    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.
    18.07.1990
    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.
    18.07.1992
    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.
    17.12.2003
    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.
    GAS/CONDENSATE
    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 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.
    INTRA DRAUPNE FM SS
    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.
    HUGIN FM
    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.
    124.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4850.0
    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).
    4847.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    12.9
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    163
    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.
    MIDDLE 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.
    SLEIPNER FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    59° 16' 28.59'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 12' 26.09'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6571051.25
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    454816.14
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1494

  • Brønnhistorie
    General
    Norwegian Continental Shelf Block 25/7 is located west of the Utsira basement High on the eastern flank of the Southern Viking Graben. The location is 5.3 km southwest of 25/7-1 which drilled into basement after the Cretaceous section without penetrating any Jurassic sediments and thus failed to test its target, Late Jurassic sandstones. With the 25/7-2 location further to the west one expected to penetrate a complete Brae analogue sequence. The main objectives of the well were to test the hydrocarbon potential of the Late Jurassic sands, the hydrocarbon potential of a structural closure at the Middle Jurassic sand level, and the hydrocarbon bearing potential of the Paleocene Heimdal sands. Trapping at Late and Middle Jurassic was assumed by sealing basement rocks to the east, and by dip closure elsewhere. Events interpreted as possible gas bearing sands occur between 200 and 300 m below sea level.
    Operations and results
    Wildcat well 25/7-2 was spudded 8 February 1990by the semi-submersible rig Dyvi Stena, and completed 18 July 1990 at a depth of 4850 m in the Middle Jurassic Sleipner Formation. The well was drilled with Seawater and hi-vis pills down to 1220 m and with KCl Polymer WBS/200 mud from 1220 m to TD. Drilling took 131 days from spud and 142 days from taking over the rig. A further 29 days were used to log, test, and plug and abandon the well. The rig was on contract for a total of 171 days. One hundred and thirty days were used for planned operations while wait-on-weather, fishing operations, and equipment trouble accounted for the NPT. No indications of shallow gas were observed.
    Forty-seven metres of Cenomanian sand was encountered in the well. A gross thickness of 174 meters of hydrocarbon bearing Late Jurassic conglomerates and sandstones were encountered in the well. The Late Jurassic conglomerates and sandstones represent deposition by debris-flows, slumps and slides and minor turbidites on a fault-scarp submarine slope apron. The sequence had poor reservoir properties in the 25/7-2 location. Sedimentological interpretation and modelling as well as the DST analysis have shown the reservoir to be of limited size. It was therefore concluded that the 25/7-2 well encountered the Upper Jurassic conglomerate/sandstone sequence in a non-producible reservoir facies. The Middle Jurassic Hugin formation was 206 meters thick and was composed of sands deposited in an overall transgressive coastal barrier system. Hydrocarbons were present down to the base of the sands; however, the reservoir quality was extremely poor. The sandstones were intensely cemented and contained large amounts of fibrous illite. The Middle Jurassic Sleipner Formation had a very low sand/shale ratio. The FMS evaluation showed the sandstones to be intensely cemented. No net sand was interpreted from the log analysis.
    A total of 210 sidewall cores were attempted and 91 were recovered. Four conventional cores were cut in the interval from 4125 to 4169.2 m, and two in the interval from 4345 to 4488 m. No fluid samples were taken on wire line. The well was permanently plugged and abandoned on 18 July 1990 as gas and condensate discovery.
    Testing
    A single drill stem test was conducted over the hydrocarbon-bearing interval of the Late Jurassic Intra Draupne and Intra Heather -Formation Sandstone. The perforated intervals were 4148 m to 4173 m, 4194 m to 4219 m, and 4248 m to 4273 m. Contribution to flow was from the Intra Draupne Formation Sandstone in the upper set of perforations (4148 ? 4173 m). Initial flow rates through a 40/64" choke were 255700 Sm3 gas, 228 Sm3 condensate, and 2.7 Sm3 water pr day through a 15.9 mm choke. Initial GOR was 1121 Sm3/ Sm3. Pressure and flow rates declined while GOR increased during the test. Separator condensate density was 0.784 g/cm3 (at 15°C) while separator gas gravity was 0.710 (air = 1). From PVT analyses the stock tank oil density was found to be 0.775 g/cm3 and the stock tank gas gravity 0.756 (air = 1).

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1230.00
    4850.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    4125.0
    4136.3
    [m ]
    2
    4136.2
    4145.7
    [m ]
    3
    4145.7
    4154.6
    [m ]
    4
    4154.7
    4169.2
    [m ]
    5
    4345.0
    4347.4
    [m ]
    6
    4461.5
    4488.6
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    73.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 4125-4130m
    Kjerne bilde med dybde: 4130-4135m
    Kjerne bilde med dybde: 4135-4136m
    Kjerne bilde med dybde: 4136-4141m
    Kjerne bilde med dybde: 4141-4145m
    4125-4130m
    4130-4135m
    4135-4136m
    4136-4141m
    4141-4145m
    Kjerne bilde med dybde: 4145-4150m
    Kjerne bilde med dybde: 4150-4154m
    Kjerne bilde med dybde: 4154-4159m
    Kjerne bilde med dybde: 4159-4164m
    Kjerne bilde med dybde: 4164-4169m
    4145-4150m
    4150-4154m
    4154-4159m
    4159-4164m
    4164-4169m
    Kjerne bilde med dybde: 4169-4347m
    Kjerne bilde med dybde: 4461-4466m
    Kjerne bilde med dybde: 4466-4471m
    Kjerne bilde med dybde: 4471-4476m
    Kjerne bilde med dybde: 4476-4481m
    4169-4347m
    4461-4466m
    4466-4471m
    4471-4476m
    4476-4481m
    Kjerne bilde med dybde: 4481-4486m
    Kjerne bilde med dybde: 4486-4488m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    4481-4486m
    4486-4488m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    4109.0
    [m]
    DC
    RRI
    4115.0
    [m]
    DC
    RRI
    4125.1
    [m]
    C
    RRI
    4127.4
    [m]
    C
    RRI
    4162.6
    [m]
    C
    RRI
    4163.3
    [m]
    C
    RRI
    4164.4
    [m]
    C
    RRI
    4226.0
    [m]
    C
    RRI
    4245.0
    [m]
    C
    RRI
    4265.0
    [m]
    C
    RRI

  • 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
    4148.00
    4273.00
    11.07.1990 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.71

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.26
    pdf
    0.91

  • 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
    0.27

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    34.48

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    4148
    4273
    15.9
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    9.000
    129
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    228
    255700
    0.781
    0.732
    1121

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CST
    1225
    2691
    CST
    3952
    4121
    CST
    4176
    4310
    CST
    4300
    4340
    CST
    4365
    4839
    DIL GR SLS SP AMS
    3911
    4851
    DIL LSS MSFL GR SP AMS
    1210
    2963
    DIL SLS GR SP AMS
    3911
    4344
    DLL MSFL GR SP
    4050
    4849
    DLL MSFL NGS CAL SP
    3911
    4012
    DLL MSFL NGS CAL SP
    3911
    4340
    FMS GR
    4010
    4852
    LDL CNL GR CAL
    3911
    4345
    LDL CNL NGL CAL
    4050
    4852
    LDL DIL LSS GR CAL SP AMS
    259
    1925
    LDL DIL SLS MSFL GR CAL AMS
    2969
    3918
    LDL GR CAL
    1210
    2964
    MWD DPR
    3914
    4345
    MWD RGD
    265
    1030
    MWD RGD
    3589
    3914
    MWD RGD
    4349
    4850
    MWD RGD-M
    1030
    3440
    RFT
    4138
    4292
    RFT
    4255
    4567

  • 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
    259.0
    36
    265.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    1210.5
    26
    1220.0
    1.57
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2965.0
    17 1/2
    2974.0
    1.94
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3906.0
    12 1/4
    3914.0
    1.96
    LOT
    LINER
    7
    4850.0
    8 1/2
    4850.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    195
    1.92
    26.0
    12.0
    WATER BASED
    17.07.1990
    195
    1.92
    22.0
    11.0
    WATER BASED
    17.07.1990
    265
    1.07
    WATER BASED
    12.02.1990
    265
    1.06
    WATER BASED
    09.02.1990
    342
    1.07
    WATER BASED
    12.02.1990
    1030
    1.07
    WATER BASED
    12.02.1990
    1030
    1.08
    WATER BASED
    13.02.1990
    1050
    1.08
    WATER BASED
    14.02.1990
    1050
    1.08
    WATER BASED
    15.02.1990
    1218
    1.08
    WATER BASED
    16.02.1990
    1220
    1.08
    WATER BASED
    19.02.1990
    1220
    1.20
    17.0
    20.0
    WATER BASED
    20.02.1990
    1220
    1.20
    17.0
    11.5
    WATER BASED
    21.02.1990
    1220
    1.02
    19.0
    11.5
    WATER BASED
    23.02.1990
    1220
    1.20
    18.0
    10.5
    WATER BASED
    26.02.1990
    1220
    1.20
    19.0
    11.5
    WATER BASED
    26.02.1990
    1220
    1.20
    19.0
    11.0
    WATER BASED
    27.02.1990
    1220
    1.20
    19.0
    10.5
    WATER BASED
    28.02.1990
    1220
    1.20
    18.0
    12.0
    WATER BASED
    22.02.1990
    1220
    1.20
    18.0
    11.5
    WATER BASED
    26.02.1990
    1250
    1.20
    16.0
    10.0
    WATER BASED
    01.03.1990
    1476
    1.25
    15.0
    9.5
    WATER BASED
    02.03.1990
    1684
    1.29
    19.0
    9.0
    WATER BASED
    06.03.1990
    1938
    1.35
    21.0
    9.5
    WATER BASED
    06.03.1990
    1938
    1.39
    21.0
    9.5
    WATER BASED
    06.03.1990
    1938
    1.39
    21.0
    9.5
    WATER BASED
    06.03.1990
    1940
    1.41
    22.0
    9.5
    WATER BASED
    07.03.1990
    1940
    1.41
    21.0
    8.5
    WATER BASED
    08.03.1990
    1958
    1.41
    24.0
    8.0
    WATER BASED
    09.03.1990
    2005
    1.41
    27.0
    9.0
    WATER BASED
    12.03.1990
    2113
    1.25
    29.0
    13.5
    WATER BASED
    12.03.1990
    2130
    1.41
    29.0
    11.0
    WATER BASED
    12.03.1990
    2178
    1.41
    27.0
    9.5
    WATER BASED
    13.03.1990
    2315
    1.25
    32.0
    11.0
    WATER BASED
    14.03.1990
    2437
    1.40
    30.0
    11.5
    WATER BASED
    16.03.1990
    2440
    1.40
    31.0
    11.0
    WATER BASED
    16.03.1990
    2504
    1.40
    39.0
    12.0
    WATER BASED
    20.03.1990
    2545
    1.40
    29.0
    12.5
    WATER BASED
    20.03.1990
    2545
    1.40
    29.0
    11.0
    WATER BASED
    20.03.1990
    2566
    1.40
    27.0
    13.0
    WATER BASED
    20.03.1990
    2630
    1.40
    27.0
    13.0
    WATER BASED
    21.03.1990
    2695
    1.40
    33.0
    11.0
    WATER BASED
    22.03.1990
    2707
    1.40
    26.0
    9.0
    WATER BASED
    23.03.1990
    2707
    1.40
    27.0
    9.0
    WATER BASED
    26.03.1990
    2707
    1.40
    26.0
    9.0
    WATER BASED
    26.03.1990
    2707
    1.40
    22.0
    10.0
    WATER BASED
    26.03.1990
    2737
    1.40
    30.0
    11.5
    WATER BASED
    27.03.1990
    2747
    1.40
    35.0
    12.5
    WATER BASED
    28.03.1990
    2747
    1.40
    30.0
    11.0
    WATER BASED
    29.03.1990
    2747
    1.40
    29.0
    11.0
    WATER BASED
    30.03.1990
    2747
    1.40
    28.0
    11.0
    WATER BASED
    02.04.1990
    2747
    1.40
    27.0
    10.5
    WATER BASED
    02.04.1990
    2811
    1.40
    23.0
    11.5
    WATER BASED
    02.04.1990
    2843
    1.40
    27.0
    11.5
    WATER BASED
    05.04.1990
    2843
    1.40
    22.0
    10.0
    WATER BASED
    04.04.1990
    2864
    1.41
    29.0
    10.0
    WATER BASED
    06.04.1990
    2895
    1.40
    28.0
    10.5
    WATER BASED
    09.04.1990
    2924
    1.40
    32.0
    12.0
    WATER BASED
    10.04.1990
    2958
    1.40
    27.0
    12.0
    WATER BASED
    10.04.1990
    2974
    1.40
    27.0
    10.5
    WATER BASED
    11.04.1990
    2974
    1.40
    28.0
    11.0
    WATER BASED
    18.04.1990
    2974
    1.40
    26.0
    10.0
    WATER BASED
    18.04.1990
    2974
    1.40
    22.0
    9.0
    WATER BASED
    18.04.1990
    2974
    1.34
    16.0
    2.5
    WATER BASED
    18.04.1990
    2974
    1.40
    21.0
    8.5
    WATER BASED
    18.04.1990
    2974
    1.40
    28.0
    11.0
    WATER BASED
    10.04.1990
    2974
    1.40
    26.0
    10.0
    WATER BASED
    18.04.1990
    3034
    1.34
    22.0
    7.5
    WATER BASED
    18.04.1990
    3135
    1.34
    21.0
    8.5
    WATER BASED
    19.04.1990
    3250
    1.34
    23.0
    12.0
    WATER BASED
    23.04.1990
    3349
    1.34
    25.0
    12.5
    WATER BASED
    23.04.1990
    3422
    1.44
    26.0
    13.0
    WATER BASED
    23.04.1990
    3440
    1.44
    26.0
    12.0
    WATER BASED
    24.04.1990
    3445
    1.44
    26.0
    12.0
    WATER BASED
    25.04.1990
    3506
    1.44
    19.0
    9.0
    WATER BASED
    26.04.1990
    3561
    1.47
    21.0
    10.0
    WATER BASED
    27.04.1990
    3589
    1.47
    22.0
    10.0
    WATER BASED
    30.04.1990
    3642
    1.51
    24.0
    11.5
    WATER BASED
    30.04.1990
    3713
    1.92
    20.0
    5.0
    WATER BASED
    16.07.1990
    3912
    1.65
    21.0
    6.5
    WATER BASED
    03.05.1990
    3914
    1.65
    16.0
    6.0
    WATER BASED
    08.05.1990
    3914
    1.65
    16.0
    5.5
    WATER BASED
    08.05.1990
    3914
    1.65
    20.0
    5.5
    WATER BASED
    04.05.1990
    3920
    1.68
    17.0
    4.5
    WATER BASED
    08.05.1990
    3969
    1.76
    18.0
    5.5
    WATER BASED
    08.05.1990
    4031
    1.87
    21.0
    6.0
    WATER BASED
    09.05.1990
    4079
    1.92
    21.0
    7.0
    WATER BASED
    10.05.1990
    4120
    1.92
    18.0
    7.5
    WATER BASED
    11.05.1990
    4125
    1.92
    19.0
    9.5
    WATER BASED
    15.05.1990
    4131
    1.92
    17.0
    8.0
    WATER BASED
    15.05.1990
    4136
    1.92
    18.0
    5.5
    WATER BASED
    15.05.1990
    4146
    1.92
    17.0
    5.0
    WATER BASED
    15.05.1990
    4155
    1.92
    16.0
    4.5
    WATER BASED
    16.05.1990
    4169
    1.92
    18.0
    5.5
    WATER BASED
    18.05.1990
    4195
    1.92
    17.0
    6.0
    WATER BASED
    21.05.1990
    4240
    1.92
    15.0
    7.0
    WATER BASED
    21.05.1990
    4302
    1.94
    16.0
    8.0
    WATER BASED
    21.05.1990
    4342
    1.98
    14.0
    7.5
    WATER BASED
    22.05.1990
    4345
    1.95
    15.0
    7.0
    WATER BASED
    23.05.1990
    4345
    1.92
    14.0
    7.0
    WATER BASED
    25.05.1990
    4345
    1.92
    14.0
    7.5
    WATER BASED
    29.05.1990
    4345
    1.92
    14.0
    7.0
    WATER BASED
    29.05.1990
    4345
    1.92
    14.0
    7.5
    WATER BASED
    29.05.1990
    4345
    1.92
    13.0
    6.0
    WATER BASED
    30.05.1990
    4345
    1.92
    13.0
    11.0
    WATER BASED
    01.06.1990
    4345
    1.92
    15.0
    9.0
    WATER BASED
    06.06.1990
    4345
    1.92
    14.0
    9.0
    WATER BASED
    06.06.1990
    4345
    1.98
    14.0
    8.0
    WATER BASED
    22.05.1990
    4345
    1.92
    14.0
    7.5
    WATER BASED
    25.05.1990
    4345
    1.92
    14.0
    4.5
    WATER BASED
    31.05.1990
    4345
    1.92
    14.0
    9.0
    WATER BASED
    05.06.1990
    4349
    1.92
    15.0
    10.0
    WATER BASED
    06.06.1990
    4349
    1.92
    15.0
    10.0
    WATER BASED
    07.06.1990
    4349
    1.92
    14.0
    10.0
    WATER BASED
    08.06.1990
    4398
    1.92
    18.0
    14.0
    WATER BASED
    08.06.1990
    4462
    1.92
    17.0
    12.0
    WATER BASED
    08.06.1990
    4489
    1.92
    16.0
    13.0
    WATER BASED
    12.06.1990
    4495
    1.92
    16.0
    11.0
    WATER BASED
    12.06.1990
    4520
    1.92
    16.0
    10.0
    WATER BASED
    12.06.1990
    4624
    1.92
    17.0
    12.0
    WATER BASED
    12.06.1990
    4643
    1.92
    17.0
    15.0
    WATER BASED
    13.06.1990
    4727
    1.92
    17.0
    7.5
    WATER BASED
    14.06.1990
    4739
    1.92
    10.0
    11.0
    WATER BASED
    15.06.1990
    4769
    1.92
    15.0
    5.0
    WATER BASED
    19.06.1990
    4802
    1.92
    14.0
    6.0
    WATER BASED
    19.06.1990
    4809
    1.92
    16.0
    8.5
    WATER BASED
    19.06.1990
    4812
    1.92
    12.0
    5.0
    WATER BASED
    05.07.1990
    4812
    1.93
    12.0
    5.0
    WATER BASED
    09.07.1990
    4812
    1.92
    13.0
    5.0
    WATER BASED
    10.07.1990
    4812
    1.92
    10.0
    5.0
    WATER BASED
    10.07.1990
    4812
    1.92
    11.0
    6.0
    WATER BASED
    02.07.1990
    4812
    1.92
    11.0
    5.5
    WATER BASED
    02.07.1990
    4812
    1.92
    12.0
    5.5
    WATER BASED
    03.07.1990
    4812
    1.92
    12.0
    5.0
    WATER BASED
    10.07.1990
    4812
    1.92
    12.0
    7.0
    WATER BASED
    16.07.1990
    4830
    1.92
    14.0
    7.5
    WATER BASED
    19.06.1990
    4850
    1.92
    14.0
    7.0
    WATER BASED
    20.06.1990
    4850
    1.92
    14.0
    7.5
    WATER BASED
    21.06.1990
    4850
    1.92
    13.0
    7.5
    WATER BASED
    25.06.1990
    4850
    1.92
    12.0
    7.5
    WATER BASED
    25.06.1990
    4850
    1.92
    13.0
    6.5
    WATER BASED
    27.06.1990
    4850
    1.92
    14.0
    5.5
    WATER BASED
    28.06.1990
    4850
    1.92
    12.0
    5.5
    WATER BASED
    04.07.1990
    4850
    1.92
    10.0
    5.0
    WATER BASED
    10.07.1990
    4850
    1.92
    8.0
    14.0
    WATER BASED
    11.07.1990
    4850
    1.92
    12.0
    7.5
    WATER BASED
    12.07.1990
    4850
    1.92
    20.0
    7.0
    WATER BASED
    02.07.1990
    4850
    1.92
    13.0
    6.5
    WATER BASED
    02.07.1990
    4850
    1.92
    12.0
    7.5
    WATER BASED
    13.07.1990
    4850
    1.92
    15.0
    6.5
    WATER BASED
    22.06.1990
    4850
    1.92
    12.0
    8.0
    WATER BASED
    25.06.1990
    4850
    1.92
    12.0
    5.5
    WATER BASED
    26.06.1990

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    4131.00
    [m ]
    4146.25
    [m ]
    4148.25
    [m ]
    4152.75
    [m ]
    4160.25
    [m ]
    4166.00
    [m ]
    4168.00
    [m ]

  • 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