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

6506/12-7

Eksport: PDF ikon PDF

  • Generell informasjon
    Generell informasjon
    Attributt Verdi
    Brønnbane navn
    Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    6506/12-7
    Type
    Brønnbanetype. Lovlige verdier: EXPLORATION, DEVELOPMENT, OTHER (se 'Formål' for mer informasjon)
    EXPLORATION
    Formål
    Endelig klassifisering av brønnbanen.

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

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

    Lovlig verdier for andre brønnbaner:
    SOIL DRILLING (boring ifm trase og andre grunnundersøkelser som gjøres for å undersøke grunnforholdene i forkant av plassering av innretninger),
    SHALLOW GAS (undersøke grunn gass før første boring på lokasjon),
    PILOT (undersøke geologi og væskekontakter for plassering av hovedbrønnbanen),
    SCIENTIFIC (bores ihhtLov om vitenskapelige undersøkelser),
    STRATIGRAPHIC (bores ihht Petroleumsloven §2-1).
    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.
    6506/12-7
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST 8403 - 463 SP. 322
    Utvinningstillatelse
    Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).
    Boreoperatør
    Navn på rettighetshaver som på vegne av den aktive utvinningstillatelsen (ved brønnhodeposisjon) starter boreoperasjonen. Dette tilsvarer vanligvis operatørselskapet for den aktuelle utvinningstillatelsen.
    Den norske stats oljeselskap a.s
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    544-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    101
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    04.05.1987
    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.
    12.08.1987
    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.
    12.08.1989
    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.
    28.06.2007
    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.
    NO
    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
    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.
    EARLY 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.
    TILJE FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    29.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    267.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4840.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    167
    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.
    TILJE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    65° 10' 4.38'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    6° 54' 38.87'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7228966.15
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    402107.96
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    300

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6506/12-7 was drilled as an exploration well on the Northeast Smørbukk structure. The primary purpose was to find hydrocarbon accumulations of significant amounts in the Middle and Early Jurassic sandstone reservoirs. Secondary objectives were to check for hydrocarbon accumulations deeper than the structural closure of the main field. The well should also verify the geophysical and structural interpretation and improve the geological, paleontological and geochemical understanding of the area. Total depth was to be in rocks of Triassic age or 4000 m in order to satisfy the licence commitment.
    Operations and results
    Well 6506/12-7 was spudded with the semi-submersible installation Dyvi Delta on 7 April 1987 and drilled to TD at 4840 m in the Early Jurassic Tilje Formation. Drilling proceeded without significant problems. The well was drilled with spud mud down to 597 m, with gypsum/polymer mud from 597 m to 4427 m, and with a pre-hydrated Bentonite/Lignosulphonate mud system from 4427 m to TD. No shallow gas was encountered.
    The first show appeared in the Lange Formation at 3791 - 3794 m. During coring there were oil shows in Garn and Ile Formations, while Ti1je only contained small traces of oil. Both cores and logs indicated that Garn and Ile Formations were hydrocarbon bearing down to ca 4538 m, while Ti1je Formation was indicated to be water bearing. The porosity was assumed to be between 8 and 12 %. Mobil wanted to test the Ti1je Formation to get a fluid sample to understand the logs better. This was a wise decision because the formation produced oil at very good rates. The Garn Formation on the other hand did not produce any formation fluid when tested. The oil/water contact in the Tilje Formation was not found because the logs did not give clear data.
    Eight cores were cut in the well with a total recovery of 62.6 m core. One core was cut in the interval 4053 - 4058 m (Spekk Formation), two cores from 4427.5 to 4439.2 m bas Garn Formation), four cores in the interval 4467 - 4502 m (Not-Ile Formations), and one core from 4672 to 4700 m (all of Ror Formation with base Tofte and top Tilje). RFT fluid samples were taken at 4420 m (Garn), 4496.5 m (Ile), and 4708 m (Tilje).
    The well was permanently abandoned on 12 August 1987 as a gas/condensate appraisal.
    Testing
    Four DSTs were performed in this well.
    DST 1 in the interval 4741 - 4748 m in the Tilje Formation produced 520 Sm3 condensate, 230000 Sm3 gas and no water through a 32/64" choke. The GOR was 442 Sm3/Sm3, the condensate density was 0.820 g/cm3, and the gas gravity was 0.770 (air = 1). Maximum down-hole temperature recorded in the test was 164 deg C.
    DST 2 in the interval 4702 - 4707 m in the Tilje Formation produced 200 Sm3 condensate, 145000 Sm3 gas and no water through a 20/64" choke. The GOR was 725 Sm3/Sm3, the condensate density was 0.818 g/cm3, and the gas gravity was 0.785 (air = 1). Maximum down-hole temperature recorded in the test was 164 deg C.
    DST 3 in the interval 4474 - 4514 m in the Ile Formation produced 70 Sm3 condensate, 110000 Sm3 gas and 4 - 20% water through a 20/64" choke. The GOR was 1570 Sm3/Sm3, the condensate density was 0.790 g/cm3, and the gas gravity was 0.745 (air = 1). Maximum down-hole temperature recorded in the test was 136 deg C.
    DST 4 in the interval 4414 - 4439 m in the lower Garn Formation flowed 1.7 m3 fluids into the well bore. Only gas and mud came to surface during reverse circulation. No formation fluid was observed.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    610.00
    4840.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    4053.0
    4053.5
    [m ]
    2
    4427.5
    4435.5
    [m ]
    3
    4436.0
    4439.1
    [m ]
    4
    4467.0
    4468.1
    [m ]
    5
    4468.5
    4475.8
    [m ]
    6
    4477.5
    4483.0
    [m ]
    7
    4483.5
    4502.5
    [m ]
    8
    4672.0
    4700.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    72.6
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 4053-4430m
    Kjerne bilde med dybde: 4430-4435m
    Kjerne bilde med dybde: 4435-4439m
    Kjerne bilde med dybde: 4461-4471m
    Kjerne bilde med dybde: 4471-4475m
    4053-4430m
    4430-4435m
    4435-4439m
    4461-4471m
    4471-4475m
    Kjerne bilde med dybde: 4477-4482m
    Kjerne bilde med dybde: 4482-4487m
    Kjerne bilde med dybde: 4487-4492m
    Kjerne bilde med dybde: 4492-4497m
    Kjerne bilde med dybde: 4497-4502m
    4477-4482m
    4482-4487m
    4487-4492m
    4492-4497m
    4497-4502m
    Kjerne bilde med dybde: 4502-4676m
    Kjerne bilde med dybde: 4676-4681m
    Kjerne bilde med dybde: 4681-4686m
    Kjerne bilde med dybde: 4686-4691m
    Kjerne bilde med dybde: 4691-4696m
    4502-4676m
    4676-4681m
    4681-4686m
    4686-4691m
    4691-4696m
    Kjerne bilde med dybde: 4696-4700m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    4696-4700m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    4388.0
    [m]
    DC
    RRI
    4394.0
    [m]
    DC
    RRI
    4397.0
    [m]
    DC
    RRI
    4412.0
    [m]
    DC
    RRI
    4418.0
    [m]
    DC
    RRI
    4424.0
    [m]
    DC
    RRI
    4439.0
    [m]
    C
    RRI
    4445.0
    [m]
    DC
    RRI
    4451.0
    [m]
    DC
    RRI
    4457.0
    [m]
    DC
    RRI
    4463.0
    [m]
    DC
    RRI
    4467.0
    [m]
    C
    RRI
    4505.0
    [m]
    DC
    RRI
    4511.0
    [m]
    DC
    RRI
    4517.0
    [m]
    DC
    RRI
    4523.0
    [m]
    DC
    RRI
    4529.0
    [m]
    DC
    RRI
    4535.0
    [m]
    DC
    RRI
    4541.0
    [m]
    DC
    RRI
    4547.0
    [m]
    DC
    RRI
    4559.0
    [m]
    DC
    RRI
    4565.0
    [m]
    DC
    RRI
    4571.0
    [m]
    DC
    RRI
    4577.0
    [m]
    DC
    RRI
    4583.0
    [m]
    DC
    RRI
    4589.0
    [m]
    DC
    RRI
    4595.0
    [m]
    DC
    RRI
    4601.0
    [m]
    DC
    RRI
    4607.0
    [m]
    DC
    RRI
    4613.0
    [m]
    DC
    RRI
    4619.0
    [m]
    DC
    RRI
    4625.0
    [m]
    DC
    RRI
    4631.0
    [m]
    DC
    RRI
    4637.0
    [m]
    DC
    RRI
    4643.0
    [m]
    DC
    RRI
    4655.0
    [m]
    DC
    RRI
    4661.0
    [m]
    DC
    RRI
    4781.0
    [m]
    DC
    RRI
    4787.0
    [m]
    DC
    RRI
    4793.0
    [m]
    DC
    RRI
    4799.0
    [m]
    DC
    RRI
    4805.0
    [m]
    DC
    RRI
    4811.0
    [m]
    DC
    RRI
    4818.0
    [m]
    DC
    RRI
    4823.0
    [m]
    DC
    RRI
    4829.0
    [m]
    DC
    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
    TEST1
    4741.00
    4748.00
    18.07.1982 - 02:00
    YES
    DST
    TEST2
    4702.00
    4707.00
    24.07.1982 - 14:25
    YES
    DST
    TEST3
    4474.00
    4512.00
    30.07.1982 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.77

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.12
    pdf
    2.46
    pdf
    0.16
    pdf
    0.41

  • 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
    0.44
    pdf
    0.37

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    30.60

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    4741
    4748
    12.7
    2.0
    4702
    4707
    7.9
    3.0
    4474
    4514
    15.9
    4.0
    4414
    4439
    0.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    3.0
    4.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    520
    145000
    0.820
    0.770
    442
    2.0
    200
    145000
    0.818
    0.785
    725
    3.0
    70
    110000
    0.790
    0.745
    1571
    4.0

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CDL CNL SPL GR
    4387
    4840
    DIFL ACL CDL
    589
    4379
    DIFL ACL GR
    4200
    4841
    DLL MLL GR
    4387
    4841
    HPFM
    4420
    4813
    HPFM GR
    4420
    4705
    HRDIP
    4385
    4840
    MWD - GR RES DIR
    410
    3321
    VELOCITY
    270
    4800

  • 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
    406.5
    36
    410.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    589.0
    26
    596.0
    1.51
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2203.0
    17 1/2
    2221.0
    1.81
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    4389.0
    12 1/4
    4427.0
    1.80
    LOT
    LINER
    7
    4838.0
    8 1/2
    4840.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    463
    1.45
    1700.0
    6.3
    WATER BASED
    11.08.1987
    2050
    1.65
    1500.0
    2.5
    WATER BASED
    10.08.1987
    2221
    1.45
    1700.0
    7.2
    WATER BASED
    21.05.1987
    2450
    1.62
    2100.0
    6.7
    WATER BASED
    03.06.1987
    2450
    1.62
    2200.0
    7.2
    WATER BASED
    01.06.1987
    2450
    1.62
    2100.0
    5.9
    WATER BASED
    01.06.1987
    2450
    1.62
    2300.0
    7.2
    WATER BASED
    02.06.1987
    2450
    1.62
    2300.0
    8.5
    WATER BASED
    04.06.1987
    2450
    1.62
    2300.0
    5.9
    WATER BASED
    05.06.1987
    2815
    1.62
    670.0
    8.0
    WATER BASED
    25.05.1987
    2934
    1.62
    560.0
    7.6
    WATER BASED
    25.05.1987
    2974
    1.62
    520.0
    7.2
    WATER BASED
    25.05.1987
    3150
    1.62
    630.0
    8.0
    WATER BASED
    27.05.1987
    3231
    1.62
    560.0
    8.9
    WATER BASED
    29.05.1987
    3300
    1.62
    550.0
    8.0
    WATER BASED
    29.05.1987
    3379
    1.62
    2000.0
    8.9
    WATER BASED
    01.06.1987
    3760
    1.62
    2300.0
    7.2
    WATER BASED
    09.06.1987
    3841
    1.62
    1900.0
    8.0
    WATER BASED
    09.06.1987
    3934
    1.62
    2200.0
    6.8
    WATER BASED
    09.06.1987
    4016
    1.62
    2300.0
    6.8
    WATER BASED
    09.06.1987
    4053
    1.62
    2400.0
    6.4
    WATER BASED
    10.06.1987
    4058
    1.67
    2200.0
    7.6
    WATER BASED
    11.06.1987
    4092
    1.65
    1800.0
    5.9
    WATER BASED
    12.06.1987
    4167
    1.65
    1900.0
    5.9
    WATER BASED
    15.06.1987
    4182
    1.65
    1500.0
    2.5
    WATER BASED
    10.08.1987
    4260
    1.65
    1900.0
    5.5
    WATER BASED
    15.06.1987
    4354
    1.65
    2500.0
    5.9
    WATER BASED
    15.06.1987
    4369
    1.20
    1400.0
    4.2
    WATER BASED
    25.06.1987
    4408
    1.25
    900.0
    1.7
    WATER BASED
    10.08.1987
    4425
    1.65
    2400.0
    5.1
    WATER BASED
    16.06.1987
    4427
    1.65
    2200.0
    4.2
    WATER BASED
    17.06.1987
    4427
    1.65
    2200.0
    3.8
    WATER BASED
    18.06.1987
    4427
    1.65
    2000.0
    4.2
    WATER BASED
    19.06.1987
    4427
    1.65
    2000.0
    4.2
    WATER BASED
    22.06.1987
    4428
    1.25
    1600.0
    4.2
    WATER BASED
    22.06.1987
    4436
    1.25
    1000.0
    3.4
    WATER BASED
    23.06.1987
    4452
    1.25
    1000.0
    3.4
    WATER BASED
    24.06.1987
    4455
    1.25
    1000.0
    1.7
    WATER BASED
    05.08.1987
    4455
    1.25
    800.0
    1.7
    WATER BASED
    07.08.1987
    4478
    1.25
    1600.0
    4.2
    WATER BASED
    26.06.1987
    4502
    1.25
    1300.0
    4.2
    WATER BASED
    29.06.1987
    4560
    1.25
    1500.0
    4.7
    WATER BASED
    29.06.1987
    4620
    1.25
    1600.0
    5.1
    WATER BASED
    29.06.1987
    4656
    1.25
    1700.0
    5.1
    WATER BASED
    30.06.1987
    4672
    1.25
    800.0
    1.3
    WATER BASED
    28.07.1987
    4672
    1.25
    800.0
    1.7
    WATER BASED
    29.07.1987
    4672
    1.25
    800.0
    1.3
    WATER BASED
    31.07.1987
    4672
    1.25
    900.0
    2.1
    WATER BASED
    03.08.1987
    4672
    1.25
    900.0
    1.7
    WATER BASED
    04.08.1987
    4688
    1.25
    1500.0
    4.7
    WATER BASED
    01.07.1987
    4692
    1.25
    800.0
    1.3
    WATER BASED
    27.07.1987
    4720
    1.25
    800.0
    1.7
    WATER BASED
    23.07.1987
    4720
    1.25
    900.0
    1.3
    WATER BASED
    24.07.1987
    4720
    1.25
    400.0
    1.7
    WATER BASED
    27.07.1987
    4720
    1.25
    800.0
    1.3
    WATER BASED
    27.07.1987
    4720
    1.25
    900.0
    1.7
    WATER BASED
    22.07.1987
    4730
    1.25
    900.0
    1.7
    WATER BASED
    21.07.1987
    4752
    1.25
    1600.0
    4.2
    WATER BASED
    02.07.1987
    4838
    1.25
    1900.0
    5.1
    WATER BASED
    13.07.1987
    4838
    1.25
    1300.0
    2.5
    WATER BASED
    13.07.1987
    4838
    1.26
    1200.0
    2.5
    WATER BASED
    13.07.1987
    4838
    1.26
    1100.0
    2.5
    WATER BASED
    13.07.1987
    4838
    1.26
    1100.0
    2.5
    WATER BASED
    14.07.1987
    4838
    1.25
    1000.0
    5.2
    WATER BASED
    15.07.1987
    4838
    1.26
    1000.0
    2.5
    WATER BASED
    17.07.1987
    4838
    1.25
    900.0
    1.7
    WATER BASED
    20.07.1987
    4838
    1.25
    2300.0
    7.6
    WATER BASED
    13.07.1987
    4838
    1.25
    1600.0
    3.8
    WATER BASED
    16.07.1987
    4838
    1.25
    1000.0
    2.1
    WATER BASED
    20.07.1987
    4840
    1.25
    1900.0
    5.1
    WATER BASED
    03.07.1987
    4840
    1.25
    2300.0
    4.6
    WATER BASED
    06.07.1987
    4840
    1.25
    2200.0
    4.2
    WATER BASED
    06.07.1987
    4840
    1.25
    2400.0
    7.2
    WATER BASED
    06.07.1987
    4840
    1.25
    2100.0
    6.3
    WATER BASED
    07.07.1987

  • 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
    0.29