Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
21.11.2024 - 01:28
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6407/7-5

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.
    6407/7-5
    Type
    Brønnbanetype. Lovlige verdier: EXPLORATION, DEVELOPMENT, OTHER (se 'Formål' for mer informasjon)
    EXPLORATION
    Formål
    Endelig klassifisering av brønnbanen.

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

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

    Lovlig verdier for andre brønnbaner:
    SOIL DRILLING (boring ifm trase og andre grunnundersøkelser som gjøres for å undersøke grunnforholdene i forkant av plassering av innretninger),
    SHALLOW GAS (undersøke grunn gass før første boring på lokasjon),
    PILOT (undersøke geologi og væskekontakter for plassering av hovedbrønnbanen),
    SCIENTIFIC (bores ihhtLov om vitenskapelige undersøkelser),
    STRATIGRAPHIC (bores ihht Petroleumsloven §2-1).
    APPRAISAL
    Status
    Status for brønnbanen. Lovlige verdier:

    BLOWOUT: Det har vært blowout i brønnen.
    CLOSED: Utvinningsbrønnbane som er stengt for produksjon/injeksjon i kortere eller lengre periode. Statusen er også brukt på ferdig borete brønnbaner, der månedlig produksjon/injeksjon ikke har blitt rapportert enda.
    DRILLING: Brønnen er i borefasen. Kan være i aktiv boring, logging, testing eller plugging.
    JUNKED: Boringen ble avsluttet pga tekniske problemer,
    P&A: For letebrønnbane: brønnbanen er plugget og forlatt, og kan ikke re-entres for videre bruk. For utvinningsbrønnbane: produksjon/injeksjon er avsluttet og brønnen er plugget. Brønnhodet er fjernet eller på annet vis gjort utilgjengelig for nye brønnoperasjoner.
    PLUGGED: Brønnbane som er plugget, men øvre deler av brønnbanen kan brukes til å bore nye sidesteg mot nye boremål.
    PRODUCING: Det ble produsert fra brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    INJECTING: Det ble injisert i brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    SUSPENDED: Brønnbane der boringen er midlertidig stoppet. Rettighetshaverne planlegger å fortsette boringen på et senere tidspunkt.
    WILL NEVER BE DRILLED: Brønnbane som er registrert med navn og WellID av Sokkeldirektoratet, men som av ulike årsaker ikke vil bli boret.
    P&A
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORWEGIAN SEA
    Felt
    Navn på feltet som brønnbanen er relatert til.
    Funn
    Navn på funnet som brønnbanen er relatert til.
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    6407/7-5
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH 8604- Row 342 & COL. 655
    Utvinningstillatelse
    Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).
    Boreoperatør
    Navn på rettighetshaver som på vegne av den aktive utvinningstillatelsen (ved brønnhodeposisjon) starter boreoperasjonen. Dette tilsvarer vanligvis operatørselskapet for den aktuelle utvinningstillatelsen.
    Norsk Hydro Produksjon AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    660-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    61
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    17.12.1990
    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.
    15.02.1991
    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.
    15.02.1993
    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.
    09.03.2009
    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.
    APPRAISAL
    Gjenåpnet
    Status om brønnbanen er gjenåpnet (YES) eller ikke (NO). Når en teller antall brønnbaner på norsk sokkel, teller en bare de som ikke er gjenåpnet (NO).
    NO
    Innhold
    For letebrønnbaner, funn status.

    Lovlige verdier: DRY, SHOWS (spor av hydrokarboner), GAS, GAS/CONDENSATE, OIL eller OIL/GAS.
    SHOWS (GAS SHOWS, OIL SHOWS eller OIL/GAS SHOWS) er oppdaget som fluorescerende kutt (organisk ekstrakt), lukt av petroleum, eller synlig belegg på borekaks eller borekjerner, eller som økte gassavlesninger i slamloggerens detekteringsutstyr.
    Lovlige verdier for WILDCAT-CCS og APPRAISAL-CCS: WATER

    For utvinningsbrønnbaner, type produsert eller injisert fluid.
    Lovlige verdier: WATER, CUTTINGS, NOT AVAILABLE, OIL, GAS/CONDENSATE, OIL/GAS, CO2, GAS, WATER/GAS, NOT APPLICABLE.
    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).
    24.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    327.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3725.0
    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).
    3716.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    11.3
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    140
    Eldste penetrerte alder
    Alder (iflg. Geologic Time Scale 2004 by F. M. Gradstein, et al. (2004)) til den eldste formasjonen det er blitt boret gjennom. Kan avvike fra alder ved TD for eksempel i avviksbrønner. Eksempler for lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EARLY PERMIAN, EARLY TRIASSIC, EOCENE.
    EARLY JURASSIC
    Eldste penetrerte formasjon
    Navn på den eldste litostratigrafiske enheten som brønnbanen har penetrert. Vises bare på brønner som er frigitt. I de fleste brønnbaner er dette formasjonen eller gruppen påtruffet i bunnen av brønnbanen. Kan avvike fra formasjonen eller gruppen ved TD for eksempel i brønnbaner som er boret med høy avvik eller gjennom forkastninger. Eksempler på lovlige verdier: AMUNDSEN FM, BALDER FM, BASEMENT, BLODØKS FM, BRYNE FM, BURTON FM, COOK FM, DRAKE FM, DRAUPNE FM, EKOFISK FM, SHETLAND GP.
    ÅRE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    64° 18' 24.34'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 10' 50.58'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7132634.02
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    411996.50
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1699

  • Brønnhistorie
    General
    The Njord Field is situated in the southern part of the Haltenbanken area in a down faulted position relative to the Trøndelag Platform and the Frøya High. Oil had been encountered in previous wells on Njord in the Ile, Tilje, and Åre Formations. Well 6407/7-5 is located on the North II fault segment on the North Flank of the Njord structure. The main objectives for the well were to test the resource potential of the Northern Flank, to clarify the number of production and injection wells needed for development, and to verify the reservoir quality and the sealing potential of faults. The pore pressure gradient was expected to be maximum 1.54 rd in the reservoir. Shallow gas warnings were given for 6 levels down to 650 m. Planned TD was 3725 m
    Operations and results
    Well 6407/7-5 was spudded with the semi-submersible installation Transocean 8 on 15 February 1991 and drilled to TD at 3725 m in Early Jurassic sediments of the Åre Formation. After coring the interval 3168 - 3215m the drilling assembly got stuck when running in the hole. Fishing the drilling assembly failed and the well was subsequently plugged back and side tracked from 3080 m. Indications of shallow gas were found in two of the six warned levels. The well was drilled with spud mud down to 1112 m and with KCl/polymer mud from 1112 m to TD.
    The reservoir sandstones of the Ile, Ror and Tilje Formations were found to be water bearing. RFT pressures and one segregated sample indicated very poor permeabilities in the sandstone intervals tested. From the data it was not possible to determine whether pressure communication exists between 6407/7-5 and 6407/7-3.
    Sporadic oil shows were recorded on sandstone stringers in the Nise Formation below 2267 m. Weak oil shows were recorded on claystones, limestones and sandstones of the Lysing Formation between 3000 - 3084 m. This interval also had high gas readings with gas peaks up to 10%. Some oil shows were seen on sandstones from 3163.5 to 3274 m in the Ile and Ror Formations. The deepest recorded show while drilling was at 3360 m in the Tilje Formation. Organic geochemical analyses confirmed that migrated hydrocarbons were present in the Cromer Knoll Group, and the Ile and Tilje Formations.
    A total of five conventional cores were cut in the well. Fifteen side wall cores were attempted and 5 were recovered. The RFT sample at 3412.8 m recovered only mud filtrate.
    The well was permanently abandoned on 15 February 1991 as a dry well.
    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]
    1120.00
    3725.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3075.0
    3083.7
    [m ]
    2
    3168.0
    3195.5
    [m ]
    3
    3195.5
    3214.5
    [m ]
    4
    3359.0
    3383.0
    [m ]
    5
    3410.0
    3437.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    106.2
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3075-3080m
    Kjerne bilde med dybde: 3080-3083m
    Kjerne bilde med dybde: 3168-3173m
    Kjerne bilde med dybde: 3173-3178m
    Kjerne bilde med dybde: 3178-3183m
    3075-3080m
    3080-3083m
    3168-3173m
    3173-3178m
    3178-3183m
    Kjerne bilde med dybde: 3183-3188m
    Kjerne bilde med dybde: 3188-3193m
    Kjerne bilde med dybde: 3193-3197m
    Kjerne bilde med dybde: 3197-3202m
    Kjerne bilde med dybde: 3202-3207m
    3183-3188m
    3188-3193m
    3193-3197m
    3197-3202m
    3202-3207m
    Kjerne bilde med dybde: 3207-3212m
    Kjerne bilde med dybde: 3212-3214m
    Kjerne bilde med dybde: 3359-3364m
    Kjerne bilde med dybde: 3364-3369m
    Kjerne bilde med dybde: 3369-3374m
    3207-3212m
    3212-3214m
    3359-3364m
    3364-3369m
    3369-3374m
    Kjerne bilde med dybde: 3374-3379m
    Kjerne bilde med dybde: 3379-3383m
    Kjerne bilde med dybde: 3410-3415m
    Kjerne bilde med dybde: 3415-3420m
    Kjerne bilde med dybde: 3420-3425m
    3374-3379m
    3379-3383m
    3410-3415m
    3415-3420m
    3420-3425m
    Kjerne bilde med dybde: 3425-3430m
    Kjerne bilde med dybde: 3430-3435m
    Kjerne bilde med dybde: 3435-3437m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3425-3430m
    3430-3435m
    3435-3437m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1180.0
    [m]
    DC
    RRI
    1240.0
    [m]
    DC
    RRI
    1300.0
    [m]
    DC
    RRI
    1330.0
    [m]
    DC
    RRI
    1390.0
    [m]
    DC
    RRI
    1420.0
    [m]
    DC
    RRI
    1450.0
    [m]
    DC
    RRI
    1750.0
    [m]
    DC
    RRI
    1870.0
    [m]
    DC
    RRI
    1900.0
    [m]
    DC
    RRI
    1930.0
    [m]
    DC
    RRI
    2035.0
    [m]
    DC
    RRI
    2050.0
    [m]
    DC
    RRI
    2070.0
    [m]
    DC
    RRI
    2130.0
    [m]
    DC
    RRI
    2530.0
    [m]
    DC
    RRI
    2560.0
    [m]
    DC
    RRI
    2590.0
    [m]
    DC
    RRI
    2640.0
    [m]
    DC
    RRI
    2650.0
    [m]
    DC
    RRI
    2660.0
    [m]
    DC
    RRI
    2670.0
    [m]
    DC
    RRI
    2680.0
    [m]
    DC
    RRI
    2690.0
    [m]
    DC
    RRI
    2700.0
    [m]
    DC
    RRI
    2710.0
    [m]
    DC
    RRI
    2730.0
    [m]
    DC
    RRI
    2750.0
    [m]
    DC
    RRI
    2770.0
    [m]
    DC
    RRI
    2780.0
    [m]
    DC
    RRI
    2795.0
    [m]
    DC
    RRI
    2825.0
    [m]
    DC
    RRI
    2830.0
    [m]
    DC
    RRI
    2840.0
    [m]
    DC
    RRI
    2850.0
    [m]
    DC
    RRI
    2860.0
    [m]
    DC
    RRI
    2875.0
    [m]
    DC
    RRI
    2880.0
    [m]
    DC
    RRI
    2890.0
    [m]
    DC
    RRI
    2900.0
    [m]
    DC
    RRI
    2910.0
    [m]
    DC
    RRI
    2920.0
    [m]
    DC
    RRI
    2930.0
    [m]
    DC
    RRI
    2940.0
    [m]
    DC
    RRI
    2950.0
    [m]
    DC
    RRI
    2960.0
    [m]
    DC
    RRI
    2970.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2980.0
    [m]
    DC
    RRI
    2990.0
    [m]
    DC
    RRI
    3005.0
    [m]
    DC
    RRI
    3010.0
    [m]
    DC
    RRI
    3020.0
    [m]
    DC
    RRI
    3035.0
    [m]
    DC
    RRI
    3040.0
    [m]
    DC
    RRI
    3050.0
    [m]
    DC
    RRI
    3060.0
    [m]
    DC
    RRI
    3070.0
    [m]
    DC
    RRI
    3075.0
    [m]
    C
    RRI
    3077.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3083.7
    [m]
    C
    RRI
    3090.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3100.0
    [m]
    DC
    RRI
    3110.0
    [m]
    DC
    RRI
    3122.0
    [m]
    C
    HYDRO
    3130.0
    [m]
    DC
    RRI
    3140.0
    [m]
    DC
    RRI
    3155.0
    [m]
    DC
    RRI
    3160.0
    [m]
    DC
    RRI
    3168.0
    [m]
    C
    RRI
    3169.5
    [m]
    C
    RRI
    3175.0
    [m]
    C
    RRI
    3185.0
    [m]
    C
    RRI
    3196.0
    [m]
    C
    RRI
    3206.0
    [m]
    C
    RRI
    3214.5
    [m]
    C
    RRI
    3280.0
    [m]
    DC
    RRI
    3290.0
    [m]
    DC
    RRI
    3300.0
    [m]
    DC
    RRI
    3310.0
    [m]
    DC
    RRI
    3320.0
    [m]
    DC
    RRI
    3330.0
    [m]
    DC
    RRI
    3340.0
    [m]
    DC
    RRI
    3350.0
    [m]
    DC
    RRI
    3359.0
    [m]
    C
    RRI
    3365.6
    [m]
    C
    RRI
    3371.0
    [m]
    C
    RRI
    3378.5
    [m]
    C
    RRI
    3381.0
    [m]
    C
    RRI
    3413.0
    [m]
    C
    RRI
    3426.0
    [m]
    C
    RRI
    3431.8
    [m]
    C
    RRI
    3435.0
    [m]
    C
    RRI
    3436.0
    [m]
    C
    RRI
    3447.0
    [m]
    DC
    RRI
    3460.0
    [m]
    DC
    RRI
    3470.0
    [m]
    DC
    RRI
    3490.0
    [m]
    DC
    RRI
    3530.0
    [m]
    DC
    RRI
    3540.0
    [m]
    DC
    RRI
    3560.0
    [m]
    DC
    RRI
    3570.0
    [m]
    DC
    RRI
    3580.0
    [m]
    DC
    RRI
    3590.0
    [m]
    DC
    RRI
    3600.0
    [m]
    DC
    RRI
    3610.0
    [m]
    DC
    RRI
    3620.0
    [m]
    DC
    RRI
    3680.0
    [m]
    DC
    RRI
    3720.0
    [m]
    DC
    RRI

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.16
    pdf
    1.30

  • 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
    0.50
    pdf
    0.17

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    14.76

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CST
    3970
    3122
    DIL LSS LDL CNL GR SP AMS
    2859
    3719
    DIL LSS LDL SP GR AMS
    1097
    2870
    FMS4 GR AMS
    2859
    3719
    LWD - GR RES DIR
    439
    3725
    MWD - GR RES DIR
    351
    394
    RFT GR AMS
    3004
    3171
    RFTB HP GR AMS
    3166
    3254
    RFTB HP GR AMS
    3412
    3412
    RFTB HP GR AMS
    3433
    3433
    VSP
    2840
    3510
    VSP
    2970
    3122

  • 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
    435.0
    36
    437.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1097.0
    17 1/2
    1100.0
    1.49
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2859.0
    12 1/4
    2866.0
    1.45
    LOT
    OPEN HOLE
    3725.0
    8 1/2
    3725.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    380
    1.60
    38.0
    16.0
    WATER BASED
    08.02.1991
    380
    1.60
    38.0
    16.0
    WATER BASED
    08.02.1991
    650
    1.05
    WATER BASED
    27.12.1990
    1112
    1.20
    WATER BASED
    27.12.1990
    1112
    1.40
    19.0
    10.0
    WATER BASED
    27.12.1990
    1112
    1.40
    20.0
    11.0
    WATER BASED
    27.12.1990
    1400
    1.46
    23.0
    13.0
    WATER BASED
    27.12.1990
    1902
    1.60
    28.0
    10.0
    WATER BASED
    27.12.1990
    2272
    1.60
    26.0
    10.0
    WATER BASED
    28.12.1990
    2519
    1.60
    21.0
    10.0
    WATER BASED
    03.01.1991
    2588
    1.60
    24.0
    10.0
    WATER BASED
    03.01.1991
    2723
    1.60
    24.0
    12.0
    WATER BASED
    03.01.1991
    2795
    1.61
    48.0
    23.0
    WATER BASED
    07.02.1991
    2824
    1.60
    26.0
    12.0
    WATER BASED
    03.01.1991
    2826
    1.60
    28.0
    11.0
    WATER BASED
    03.01.1991
    2834
    1.60
    20.0
    8.0
    WATER BASED
    03.01.1991
    2866
    1.60
    25.0
    11.0
    WATER BASED
    07.01.1991
    2870
    1.45
    26.0
    8.0
    WATER BASED
    09.01.1991
    2870
    1.45
    26.0
    8.0
    WATER BASED
    08.01.1991
    2870
    1.45
    18.0
    8.0
    WATER BASED
    11.01.1991
    2964
    1.45
    26.0
    10.0
    WATER BASED
    14.01.1991
    3026
    1.64
    29.0
    10.0
    WATER BASED
    23.01.1991
    3049
    1.40
    31.0
    12.0
    WATER BASED
    14.01.1991
    3075
    1.64
    27.0
    10.0
    WATER BASED
    14.01.1991
    3084
    1.67
    29.0
    9.0
    WATER BASED
    15.01.1991
    3090
    1.64
    31.0
    18.0
    WATER BASED
    25.01.1991
    3134
    1.64
    27.0
    8.0
    WATER BASED
    25.01.1991
    3168
    1.64
    29.0
    10.0
    WATER BASED
    16.01.1991
    3195
    1.64
    28.0
    10.0
    WATER BASED
    17.01.1991
    3214
    1.64
    28.0
    10.0
    WATER BASED
    18.01.1991
    3214
    1.64
    30.0
    10.0
    WATER BASED
    21.01.1991
    3214
    1.64
    29.0
    10.0
    WATER BASED
    21.01.1991
    3214
    1.64
    29.0
    9.0
    WATER BASED
    21.01.1991
    3359
    1.64
    30.0
    10.0
    WATER BASED
    29.01.1991
    3383
    1.64
    30.0
    8.0
    WATER BASED
    29.01.1991
    3410
    1.64
    29.0
    8.0
    WATER BASED
    29.01.1991
    3437
    1.64
    30.0
    11.0
    WATER BASED
    30.01.1991
    3716
    1.64
    27.0
    10.0
    WATER BASED
    30.01.1991
    3725
    1.64
    26.0
    10.0
    WATER BASED
    31.01.1991
    3725
    1.64
    27.0
    9.0
    WATER BASED
    01.02.1991
    3725
    1.64
    26.0
    9.0
    WATER BASED
    05.02.1991
    3725
    1.63
    28.0
    10.0
    WATER BASED
    05.02.1991
    3725
    1.63
    29.0
    10.0
    WATER BASED
    05.02.1991
    3725
    1.63
    29.0
    10.0
    WATER BASED
    06.02.1991
    3725
    1.63
    28.0
    10.0
    WATER BASED
    05.02.1991

  • 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
    0.27