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

6406/11-1 S

Eksport: PDF ikon PDF

  • Generell informasjon
    Generell informasjon
    Attributt Verdi
    Brønnbane navn
    Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    6406/11-1 S
    Type
    Brønnbanetype. Lovlige verdier: EXPLORATION, DEVELOPMENT, OTHER (se 'Formål' for mer informasjon)
    EXPLORATION
    Formål
    Endelig klassifisering av brønnbanen.

    Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS.

    Lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner:
    OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION, INJECTION-CCS, OBSERVATION-CCS.

    Lovlig verdier for andre brønnbaner:
    SOIL DRILLING (boring ifm trase og andre grunnundersøkelser som gjøres for å undersøke grunnforholdene i forkant av plassering av innretninger),
    SHALLOW GAS (undersøke grunn gass før første boring på lokasjon),
    PILOT (undersøke geologi og væskekontakter for plassering av hovedbrønnbanen),
    SCIENTIFIC (bores ihhtLov om vitenskapelige undersøkelser),
    STRATIGRAPHIC (bores ihht Petroleumsloven §2-1).
    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.
    NORWEGIAN 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.
    6406/11-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    DG M2-3D-90: ROW 243 & COL. 920
    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.
    Saga Petroleum ASA
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    651-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    123
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    19.10.1990
    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.
    18.02.1991
    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.
    18.02.1993
    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.
    OIL
    Funnbrønnbane
    Indikator som forteller om brønnbanen påviste et nytt funn. Lovlige verdier: YES, NO. For brønnbaner der resultatet ikke er pressemeldt eller på annet vis avklart, blir «NO» benyttet.
    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.
    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.
    ILE FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    26.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    315.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4185.0
    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).
    4131.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    28.8
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    150
    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.
    LATE TRIASSIC
    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.
    RED BEDS (INFORMAL)
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    64° 2' 45.9'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    6° 36' 14.16'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7104524.70
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    383011.32
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1539

  • Brønnhistorie
    General
    The well 6406/11-lS was drilled on a truncational/fault seal trap structure on the western slope of the Frøya High near the southern end of the Halten Terrace. The main objective of the well was to test the hydrocarbon potential in the Early to Middle Jurassic Fangst Group. Secondary objectives were to test the reservoir properties the underlying Tilje Formation, as well as possible sand development in the Tertiary. The well should also evaluate the source rock properties in the Early Jurassic Åre Formation. Planned total depth was 4526 m RKB TVD beneath a seismic marker interpreted as Triassic Evaporite. The well was the first well on a new block and the pressure prognosis was uncertain. Formation pressures were to be watched closely while drilling.
    Operations and results
    Wildcat well 6406/11-1 S was spudded with the semi-submersible installation Treasure Saga on 19 October 1990 and drilled to TD at 4185 m in the Late Triassic Red Beds. To avoid shallow gas the well was spudded and drilled deviated from a location 260 m NNW of the planned target location. During drilling the Nordland Group, two shallow gas intervals were penetrated at 893 - 897.5 m and 1148 - 1150 m. To get back to vertical drilling the well was deviated from 1235 m to 2165 m MD. Only minor problems occurred while drilling down to the 12 1/4" section. After drilling the 12 1/4" hole down to 3395 m, the VSP tool become stuck at 3383 m. A total of 5 days were spent recovering the wire line and miring the fish down. Only minor problems with tight spots occurred while drilling to TD.
    Formation pressure was hydrostatic down to ca 1520 m, from where a gradual pressure build up was indicated in the Hordaland Group down through the Rogaland Group, estimated to a maximum of 1.60 g/cc EMW at 2400 m in the upper part of the Shetland Group. From here a slight pressure depletion down to approximately 3000 m was indicated. From 3000 m down to the Jurassic sandstones of the Fangst Group, increasing gas levels and decreasing sonic velocity indicated a new pressure build up. The pressure build up continues down to 3630.8 m in the Ile Formation where a maximum pressure gradient of 1.71 g/cc EMW was estimated on the basis of FMT recordings. High gas levels in the Åre Formation of the Båt Group indicate a possible new pressure build up towards the bottom of the well.
    No significant sand development was seen in the Tertiary. The Fangst Group comprised shales of the Not Formation before penetrating the reservoir sands of the Ile Formation at 3599 m. The well drilled further through the Early Jurassic Båt Group comprising the Ror, Tilje and Åre Formations before penetrating the Triassic Grey Beds at 4134 m and Red Beds at 4149 m.
    FMT pressure measurements showed a possible gas/condensate gradient over the Ile Formation. The first appearance of C2+ components in the mud gas readings came at 3599 m in the Ile Formation. Sands of the Ile Formation contained moderate to good oil shows. Sands of the Tilje Formations also had weak oil shows, and weak, intermittent oil shows were recorded from 4025 m to 4100 m in the Åre Formation. Organic geochemical analyses showed that mainly gas-prone source rocks were penetrated in the well. These are the Upper Jurassic Melke Formation shales, which have a fair gas potential (and some condensate), and coals and shales within the Ile, Ror, and Åre Formation. Coal in the Ile Formation may have some minor potential for waxy oil. The well is immature (Ro < 0.5 %) down to about 2500 m, moderately mature (Ro 0.5 - 0.6 %) down to 3600 m and peak oil mature (~ 0.8 %) at about 4100 m, remaining within the oil window to TD at 4188 m. The analyses further confirmed oil stain from migrant hydrocarbons in the interval 3600 m to 4100 m. Extracts, FMT oil, and DST3A oil from the Ile Formation all showed a very waxy composition. PVT analyses of the FMT oil showed a pour point of 34 °C, bubble point pressure of 275 bar at 80 °C, and stock tank oil density of 0.8754 g/cm3. The GOR from single stage flash was 126.5 Sm3/Sm3.
    Three segregated FMT fluid samples were taken in the Ile Formation, and the sample from 3694.3 m contained 1.5 litres of oil and 7 litres of water. In the Tilje and Åre Formations no reliable pressure measurements were obtained due to tight formation and hole conditions. As the planned DST of the Tilje Formation was cancelled a cased hole RFT-tool was run here, with the objective to obtain fluid samples. This sampling was not conclusive as the chambers contained mainly filtrate water. A total of 11 conventional cores were cut in the Ile and Ror Formations, recovering a total of 109.7 m core. A total of 113 sidewall cores were attempted and 73 were recovered.
    The well was permanently abandoned on 18 February 1991 as a minor oil discovery.
    Testing
    3 DST tests were performed. Test 1 in the intervals 4027 - 4049 m and 4053 - 4060 m (Åre Formation) yielded 2 Sm3/d of water. Test 3A within the Ile Formation yielded 19 Sm3/d of waxy oil with formation water in the interval 3709 - 3723 m. Test 3B perforated the interval 3692 - 3705 m in addition to 3709 - 3723 m, and an immediate pressure increase followed. This test produced 610 Sm3/d water and no oil.
    >

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    440.00
    4184.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3604.0
    3605.5
    [m ]
    2
    3615.0
    3623.8
    [m ]
    3
    3625.0
    3637.7
    [m ]
    4
    3642.0
    3649.2
    [m ]
    5
    3653.0
    3664.0
    [m ]
    6
    3665.0
    3683.8
    [m ]
    7
    3684.0
    3692.2
    [m ]
    8
    3694.0
    3712.0
    [m ]
    9
    3712.0
    3721.0
    [m ]
    10
    3725.0
    3728.5
    [m ]
    11
    3733.0
    3747.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    112.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3604-3618m
    Kjerne bilde med dybde: 3618-3623m
    Kjerne bilde med dybde: 3623-3629m
    Kjerne bilde med dybde: 3629-3634m
    Kjerne bilde med dybde: 3634-3646m
    3604-3618m
    3618-3623m
    3623-3629m
    3629-3634m
    3634-3646m
    Kjerne bilde med dybde: 3646-3654m
    Kjerne bilde med dybde: 3654-3659m
    Kjerne bilde med dybde: 3659-3664m
    Kjerne bilde med dybde: 3665-3670m
    Kjerne bilde med dybde: 3670-3675m
    3646-3654m
    3654-3659m
    3659-3664m
    3665-3670m
    3670-3675m
    Kjerne bilde med dybde: 3675-3680m
    Kjerne bilde med dybde: 3680-3685m
    Kjerne bilde med dybde: 3685-3690m
    Kjerne bilde med dybde: 3690-3696m
    Kjerne bilde med dybde: 3696-3701m
    3675-3680m
    3680-3685m
    3685-3690m
    3690-3696m
    3696-3701m
    Kjerne bilde med dybde: 3701-3706m
    Kjerne bilde med dybde: 3706-3711m
    Kjerne bilde med dybde: 3711-3716m
    Kjerne bilde med dybde: 3716-3721m
    Kjerne bilde med dybde: 3725-3734m
    3701-3706m
    3706-3711m
    3711-3716m
    3716-3721m
    3725-3734m
    Kjerne bilde med dybde: 3734-3739m
    Kjerne bilde med dybde: 3739-3744m
    Kjerne bilde med dybde: 3744-3747m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3734-3739m
    3739-3744m
    3744-3747m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    607.5
    [m]
    SWC
    STRAT
    620.0
    [m]
    DC
    STRAT
    630.0
    [m]
    DC
    STRAT
    640.0
    [m]
    DC
    STRAT
    650.0
    [m]
    DC
    STRAT
    660.0
    [m]
    DC
    STRAT
    670.0
    [m]
    DC
    STRAT
    680.0
    [m]
    DC
    STRAT
    694.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    700.0
    [m]
    DC
    STRAT
    710.0
    [m]
    DC
    STRAT
    720.0
    [m]
    DC
    STRAT
    730.0
    [m]
    DC
    STRAT
    740.0
    [m]
    DC
    STRAT
    750.0
    [m]
    DC
    STRAT
    760.0
    [m]
    DC
    STRAT
    770.0
    [m]
    DC
    STRAT
    780.0
    [m]
    DC
    STRAT
    790.0
    [m]
    DC
    STRAT
    800.0
    [m]
    DC
    STRAT
    810.0
    [m]
    DC
    STRAT
    820.0
    [m]
    DC
    STRAT
    830.0
    [m]
    DC
    STRAT
    842.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    850.0
    [m]
    DC
    STRAT
    860.0
    [m]
    DC
    STRAT
    870.0
    [m]
    DC
    STRAT
    880.0
    [m]
    DC
    STRAT
    890.0
    [m]
    DC
    STRAT
    900.0
    [m]
    DC
    STRAT
    910.0
    [m]
    DC
    STRAT
    920.0
    [m]
    DC
    STRAT
    930.0
    [m]
    DC
    STRAT
    940.0
    [m]
    DC
    STRAT
    950.0
    [m]
    DC
    STRAT
    965.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    980.0
    [m]
    DC
    STRAT
    990.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1000.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1010.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1020.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1030.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1040.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1050.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1060.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1075.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    1090.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1100.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1110.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1120.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1130.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1140.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1150.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1160.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1170.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1186.5
    [m]
    SWC
    STRAT
    1203.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    1210.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1220.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1235.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1250.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1260.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1270.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1280.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1290.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1300.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1310.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1320.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1330.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1340.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1350.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1360.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1370.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1380.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1390.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1400.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1410.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1420.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1430.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1440.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1450.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1460.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1470.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1480.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1490.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1500.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1510.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1520.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1530.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1540.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1550.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1560.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1570.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1580.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1590.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1600.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1620.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1630.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1640.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1650.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1660.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1670.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1680.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1690.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1700.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1710.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1715.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    1720.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1730.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1740.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1750.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1760.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1770.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1775.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    1780.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1790.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1800.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1810.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1820.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1830.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1840.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1850.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1850.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    1860.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1870.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1880.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1890.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1900.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1910.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1920.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1935.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    1940.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1950.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1960.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1970.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1980.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1995.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2000.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2010.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2020.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2030.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2040.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2050.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2060.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2070.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2080.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2090.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2100.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2110.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2120.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2135.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2140.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2160.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2170.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2180.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2190.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2200.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2210.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2220.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2230.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2240.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2250.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2260.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2270.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2280.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2290.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2300.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2310.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2320.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2330.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2340.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2350.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2360.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2370.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2380.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2390.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2400.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2420.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2430.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2440.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2453.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2460.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2470.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2480.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2490.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2500.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2510.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2520.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2530.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2540.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2550.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2560.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2570.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2580.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2590.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2600.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2610.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2620.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2630.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2640.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2650.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2660.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2670.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2680.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2690.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2700.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2710.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2720.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2730.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2740.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2750.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2757.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2770.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2780.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2790.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2800.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2810.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2820.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2830.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2840.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2850.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2860.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2880.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2890.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2950.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2960.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2970.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2980.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2990.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3010.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3020.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3030.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3040.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3050.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3060.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3070.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3080.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3090.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3110.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3120.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3130.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3145.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    3150.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3160.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3170.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3180.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3195.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    3200.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3220.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3230.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3240.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3260.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3270.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3280.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3300.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3321.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3330.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3339.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3342.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3360.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3369.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3381.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3408.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3417.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3426.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3435.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3444.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3453.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3462.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3471.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3480.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3489.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3498.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3507.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3516.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3525.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3534.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3543.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3552.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3561.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3570.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3579.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3588.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3597.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3735.0
    [m]
    C
    STRAT
    3746.0
    [m]
    C
    STRAT
    3756.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3765.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3774.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3783.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3792.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3801.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3810.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3819.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3828.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3837.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3846.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3855.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3864.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3873.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3882.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3891.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3900.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3909.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3918.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3927.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3936.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3945.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3954.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3963.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3972.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3981.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3990.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3999.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4008.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4017.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4026.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4035.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4044.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4053.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4062.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4071.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4080.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4089.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4098.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4107.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4116.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4125.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4128.0
    [m]
    DC
    OD
    4134.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4143.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4152.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4161.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4170.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4179.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4179.0
    [m]
    DC
    OD
    4184.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4185.0
    [m]
    DC
    OD

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.54

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    3.60

  • 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
    0.57
    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
    2.56
    pdf
    15.41

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    4027
    4060
    6.4
    2.0
    3709
    3723
    31.8
    3.0
    3692
    3723
    16.7
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    1.000
    51.000
    141
    2.0
    2.000
    35.000
    134
    3.0
    2.300
    37.000
    139
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    2.0
    19
    3.0

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CDL CNL GR
    3269
    4183
    CDL CNL GR
    3408
    3923
    CDL CNL GR
    3550
    4125
    COREGUN
    495
    1203
    COREGUN
    1560
    2161
    COREGUN
    2453
    3355
    DIFL ACL CDL GR
    448
    1208
    DIFL ACL CDL GR
    1202
    2164
    DIFL ACL CDL GR
    2148
    3394
    DIFL ACL GR
    3269
    4183
    DIPLOG
    3266
    4173
    DLL MLL GR
    3562
    3923
    FMT
    3599
    3909
    FMT
    3650
    3978
    MWD RWD - GR RES DIR
    341
    4185
    VSP
    472
    4160

  • 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
    449.0
    36
    454.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    1202.0
    26
    1218.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2151.0
    17 1/2
    2165.0
    1.72
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3275.0
    12 1/4
    3395.0
    1.92
    LOT
    OPEN HOLE
    4185.0
    8 1/2
    4185.0
    1.98
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    934
    1.13
    5.0
    20.0
    WATER BASED
    22.10.1990
    1215
    1.15
    5.0
    19.0
    WATER BASED
    24.10.1990
    1215
    1.16
    6.0
    21.0
    WATER BASED
    25.10.1990
    1215
    1.18
    6.0
    22.0
    WATER BASED
    26.10.1990
    1215
    1.15
    5.0
    20.0
    WATER BASED
    24.10.1990
    1218
    1.18
    7.0
    25.0
    WATER BASED
    29.10.1990
    1218
    1.18
    7.0
    25.0
    WATER BASED
    29.10.1990
    1235
    1.30
    23.0
    34.0
    WATER BASED
    29.10.1990
    1920
    1.52
    28.0
    40.0
    WATER BASED
    31.10.1990
    2125
    1.59
    37.0
    23.0
    WATER BASED
    01.11.1990
    2165
    1.61
    36.0
    13.0
    WATER BASED
    05.11.1990
    2165
    1.61
    35.0
    15.0
    WATER BASED
    05.11.1990
    2165
    1.61
    34.0
    18.0
    WATER BASED
    05.11.1990
    2165
    1.61
    35.0
    15.0
    WATER BASED
    06.11.1990
    2297
    1.66
    30.0
    13.0
    WATER BASED
    08.11.1990
    2450
    1.71
    37.0
    21.0
    WATER BASED
    09.11.1990
    2636
    1.71
    30.0
    21.0
    WATER BASED
    13.11.1990
    2721
    1.71
    31.0
    15.0
    WATER BASED
    13.11.1990
    2827
    1.71
    31.0
    17.0
    WATER BASED
    13.11.1990
    2898
    1.71
    35.0
    20.0
    WATER BASED
    14.11.1990
    2992
    1.71
    37.0
    19.0
    WATER BASED
    15.11.1990
    3104
    1.71
    33.0
    23.0
    WATER BASED
    15.11.1990
    3159
    1.71
    34.0
    22.0
    WATER BASED
    16.11.1990
    3195
    1.71
    32.0
    20.0
    WATER BASED
    20.11.1990
    3244
    1.71
    28.0
    17.0
    WATER BASED
    20.11.1990
    3244
    1.71
    28.0
    17.0
    WATER BASED
    20.11.1990
    3295
    1.71
    29.0
    21.0
    WATER BASED
    20.11.1990
    3319
    1.72
    30.0
    11.0
    WATER BASED
    10.12.1990
    3319
    1.72
    30.0
    11.0
    WATER BASED
    10.12.1990
    3319
    1.72
    26.0
    10.0
    WATER BASED
    10.12.1990
    3319
    1.72
    30.0
    10.0
    WATER BASED
    10.12.1990
    3319
    1.72
    28.0
    21.0
    WATER BASED
    12.12.1990
    3319
    1.72
    32.0
    18.0
    WATER BASED
    13.12.1990
    3320
    1.72
    30.0
    15.0
    WATER BASED
    14.12.1990
    3324
    1.72
    30.0
    18.0
    WATER BASED
    14.12.1990
    3324
    1.72
    32.0
    12.0
    WATER BASED
    18.12.1990
    3324
    1.72
    30.0
    18.0
    WATER BASED
    18.12.1990
    3348
    1.71
    38.0
    25.0
    WATER BASED
    22.11.1990
    3389
    1.71
    32.0
    19.0
    WATER BASED
    22.11.1990
    3390
    1.72
    27.0
    12.0
    WATER BASED
    18.12.1990
    3395
    1.71
    34.0
    19.0
    WATER BASED
    26.11.1990
    3395
    1.71
    33.0
    22.0
    WATER BASED
    26.11.1990
    3395
    1.71
    31.0
    18.0
    WATER BASED
    27.11.1990
    3395
    1.71
    30.0
    18.0
    WATER BASED
    28.11.1990
    3395
    1.72
    36.0
    21.0
    WATER BASED
    30.11.1990
    3395
    1.72
    35.0
    13.0
    WATER BASED
    05.12.1990
    3395
    1.72
    36.0
    16.0
    WATER BASED
    05.12.1990
    3395
    1.72
    34.0
    17.0
    WATER BASED
    05.12.1990
    3395
    1.72
    35.0
    19.0
    WATER BASED
    05.12.1990
    3395
    1.72
    34.0
    17.0
    WATER BASED
    10.12.1990
    3395
    1.71
    33.0
    21.0
    WATER BASED
    23.11.1990
    3395
    1.71
    35.0
    19.0
    WATER BASED
    26.11.1990
    3395
    1.72
    35.0
    12.0
    WATER BASED
    05.12.1990
    3405
    1.72
    25.0
    12.0
    WATER BASED
    19.12.1990
    3455
    1.72
    26.0
    10.0
    WATER BASED
    19.12.1990
    3488
    1.72
    29.0
    15.0
    WATER BASED
    21.12.1990
    3532
    1.72
    30.0
    14.0
    WATER BASED
    21.12.1990
    3532
    1.72
    31.0
    16.0
    WATER BASED
    02.01.1991
    3532
    1.72
    32.0
    16.0
    WATER BASED
    02.01.1991
    3532
    1.72
    34.0
    17.0
    WATER BASED
    02.01.1991
    3532
    1.72
    36.0
    18.0
    WATER BASED
    02.01.1991
    3532
    1.72
    33.0
    16.0
    WATER BASED
    07.01.1991
    3532
    1.72
    27.0
    12.0
    WATER BASED
    02.01.1991
    3532
    1.72
    34.0
    17.0
    WATER BASED
    04.01.1991
    3576
    1.72
    29.0
    12.0
    WATER BASED
    31.12.1990
    3600
    1.72
    34.0
    11.0
    WATER BASED
    07.01.1991
    3600
    1.76
    40.0
    12.0
    WATER BASED
    07.01.1991
    3600
    1.72
    34.0
    16.0
    WATER BASED
    07.01.1991
    3615
    1.72
    28.0
    11.0
    WATER BASED
    31.12.1990
    3625
    1.72
    29.0
    11.0
    WATER BASED
    31.12.1990
    3653
    1.72
    29.0
    10.0
    WATER BASED
    31.12.1990
    3665
    1.72
    29.0
    10.0
    WATER BASED
    31.12.1990
    3684
    1.72
    29.0
    11.0
    WATER BASED
    31.12.1990
    3713
    1.72
    28.0
    11.0
    WATER BASED
    31.12.1990
    3875
    1.81
    28.0
    17.0
    WATER BASED
    19.02.1991
    3875
    1.85
    22.0
    9.0
    WATER BASED
    19.02.1991
    3945
    1.78
    26.0
    10.0
    WATER BASED
    11.01.1991
    3945
    1.78
    28.0
    11.0
    WATER BASED
    11.01.1991
    3945
    1.78
    29.0
    14.0
    WATER BASED
    11.01.1991
    3975
    1.83
    22.0
    8.0
    WATER BASED
    08.02.1991
    3975
    1.83
    23.0
    8.0
    WATER BASED
    08.02.1991
    3975
    1.83
    22.0
    8.0
    WATER BASED
    08.02.1991
    3975
    1.83
    23.0
    8.0
    WATER BASED
    08.02.1991
    3975
    1.83
    21.0
    4.0
    WATER BASED
    11.02.1991
    3975
    1.83
    22.0
    9.0
    WATER BASED
    11.02.1991
    3975
    1.83
    22.0
    9.0
    WATER BASED
    11.02.1991
    3975
    1.83
    22.0
    8.0
    WATER BASED
    12.02.1991
    3975
    1.83
    22.0
    8.0
    WATER BASED
    14.02.1991
    3975
    1.84
    22.0
    10.0
    WATER BASED
    14.02.1991
    4091
    1.87
    36.0
    18.0
    WATER BASED
    15.01.1991
    4091
    1.81
    36.0
    18.0
    WATER BASED
    16.01.1991
    4185
    1.83
    32.0
    14.0
    WATER BASED
    17.01.1991
    4185
    1.83
    28.0
    10.0
    WATER BASED
    18.01.1991
    4185
    1.83
    26.0
    10.0
    WATER BASED
    18.01.1991
    4185
    1.83
    25.0
    8.0
    WATER BASED
    21.01.1991
    4185
    1.83
    28.0
    9.0
    WATER BASED
    21.01.1991
    4185
    1.83
    24.0
    10.0
    WATER BASED
    21.01.1991
    4185
    1.83
    26.0
    14.0
    WATER BASED
    24.01.1991
    4185
    1.83
    22.0
    8.0
    WATER BASED
    25.01.1991
    4185
    1.83
    26.0
    8.0
    WATER BASED
    28.01.1991
    4185
    1.83
    25.0
    8.0
    WATER BASED
    29.01.1991
    4185
    1.83
    28.0
    9.0
    WATER BASED
    29.01.1991
    4185
    1.83
    28.0
    9.0
    WATER BASED
    30.01.1991
    4185
    1.83
    23.0
    8.0
    WATER BASED
    01.02.1991
    4185
    1.83
    23.0
    8.0
    WATER BASED
    04.02.1991
    4185
    1.83
    22.0
    10.0
    WATER BASED
    04.02.1991
    4185
    1.83
    22.0
    10.0
    WATER BASED
    04.02.1991
    4185
    1.83
    23.0
    8.0
    WATER BASED
    06.02.1991
    4185
    1.83
    22.0
    10.0
    WATER BASED
    07.02.1991
    4185
    1.83
    33.0
    13.0
    WATER BASED
    16.01.1991
    4185
    1.83
    22.0
    8.0
    WATER BASED
    24.01.1991
    4185
    1.83
    26.0
    8.0
    WATER BASED
    29.01.1991
    4185
    1.83
    22.0
    9.0
    WATER BASED
    30.01.1991
    4185
    1.83
    22.0
    10.0
    WATER BASED
    04.02.1991

  • 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
    0.28