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

7216/11-1 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.
    7216/11-1 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
    Pressemelding
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    BARENTS SEA
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    7216/11-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH9803 INLINE A 2940 & X-LINE A 4882
    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.
    980-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    53
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    24.07.2000
    Boreslutt
    Letebrønner fra flyttbare innretninger:
    For flytende innretninger - dato når ankerhåndteringen startet.For oppjekkbare innretninger - dato for oppstart av nedjekking.
    Letebrønner fra faste innretninger og alle utvinningsbrønner:
    Dato for når totalt dyp er nådd og siste foringsrør, casing eller screen er satt. Ved umiddelbar plugging av brønnbanen, tilsvarer boreslutt datoen siste plugg er satt.
    14.09.2000
    Frigitt dato
    Dato for når rådata som er innrapportert til myndighetene fra brønnen ikke lenger er undergitt taushetsplikt. Normalt ca 2 år etter boreslutt. Kan være tidligere hvis arealet for utvinningstillatelsen er tilbakelevert.
    14.09.2002
    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.
    11.04.2003
    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.
    DRY
    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.
    361.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4239.0
    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).
    3733.2
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    52.4
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    114
    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.
    PALEOCENE
    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.
    TORSK FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    72° 0' 56.72'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    16° 36' 22'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7991645.42
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    555345.64
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    33
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    4129

  • Brønnhistorie
    General
    The objective for well 7216/11-1 S was to test the hydrocarbon potential of the A-structure in PL221. Three target horizons were defined in the Palaeogene Lower Torsk Formation (Sotbakken Group). The primary objective was to test the hydrocarbon potential of the A1 prospect, defined as a closure along the flanks of the "A1" horst block at Early Eocene & Late Palaeocene level. The secondary and tertiary objectives were to test the reservoir and hydrocarbon potential of the "A2" and "A3" prospects in the horst block further to the west. The well was originally planned as a straight vertical well east of the horst. The volumes that would be left up dip were, however, considerable. Early in the planning stage the licence therefore decided to drill the well as a deviated borehole.
    Operations and results
    Exploration well 7216/11-1 S was spudded with the semi-submersible installation "Transocean Arctic" on 24 July 2000 and drilled deviated to TD at 4239 m (3733.2 m TVD) in Late Palaeocene sediments of the Torsk Formation. The well was drilled water based with bentonite mud down to 1004 m, and with the "GLYDRIL" mud system from 1004 m to TD. A total of 30 m gross reservoir sequence of excellent quality turbidite sandstone was penetrated in the Late Palaeocene A1 Structure. The reservoirs of the prognosed A2 and A3 prospects were not developed. No HC was encountered in the A1 Formations. No shows were observed while drilling the well. No shows were recorded at well site. After core no 1 was brought onshore and slabbed a bright blue yellow fluorescence was observed in the interval 2991 - 2991.5 m. Neither oil stain nor petroleum odour was observed on the cores. The cuttings gas log indicated an increase in wetness through the claystones above the A1 reservoir, with a maximum wetness in the top of A1. The MWD logs indicated, however, that this sequence was water bearing. Two conventional cores were cut in the Torsk Formation: Core 1 recovered claystone / sandstone from 2988.0 m - 2996.4 m, while core 2 recovered claystone / shale from 4230.0 m & 4238.0 m. One MDT (Modular formation Dynamics Tester) was carried out, but fluid samples were not taken. Due to an obstruction in hole at 2806 m MD, neither logging on wire, TLC or CST was performed in the 8 1/2" section. Thus, only MWD / LWD logs exist from this section. No fluid contacts or fluid gradients was identified from the log and pressure data. A thin gas bearing sand was however observed from density/neutron log at 2012 m. The well was permanently abandoned as a dry well on 14 September 2000.
    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]
    1010.00
    4230.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2988.0
    2996.4
    [m ]
    2
    4230.0
    4238.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    16.4
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2988-2993m
    Kjerne bilde med dybde: 2993-2997m
    Kjerne bilde med dybde: 4230-4231m
    Kjerne bilde med dybde: 4231-4236m
    Kjerne bilde med dybde: 4236-4238m
    2988-2993m
    2993-2997m
    4230-4231m
    4231-4236m
    4236-4238m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1450.0
    [m]
    SWC
    OD
    1550.0
    [m]
    SWC
    OD
    1640.0
    [m]
    SWC
    OD
    1700.0
    [m]
    SWC
    OD
    1760.0
    [m]
    SWC
    OD
    1820.0
    [m]
    SWC
    OD
    1880.0
    [m]
    SWC
    OD
    1940.0
    [m]
    SWC
    OD
    2000.0
    [m]
    SWC
    OD
    2000.0
    [m]
    DC
    OD
    2010.0
    [m]
    DC
    OD
    2020.0
    [m]
    DC
    OD
    2030.0
    [m]
    DC
    OD
    2040.0
    [m]
    DC
    OD
    2050.0
    [m]
    DC
    OD
    2060.0
    [m]
    DC
    OD
    2070.0
    [m]
    DC
    OD
    2080.0
    [m]
    DC
    OD
    2090.0
    [m]
    DC
    OD
    2090.0
    [m]
    SWC
    OD
    2100.0
    [m]
    DC
    OD
    2110.0
    [m]
    DC
    OD
    2120.0
    [m]
    DC
    OD
    2130.0
    [m]
    DC
    OD
    2140.0
    [m]
    DC
    OD
    2150.0
    [m]
    SWC
    OD
    2150.0
    [m]
    DC
    OD
    2160.0
    [m]
    DC
    OD
    2170.0
    [m]
    DC
    OD
    2180.0
    [m]
    SWC
    OD
    2180.0
    [m]
    DC
    OD
    2190.0
    [m]
    DC
    OD
    2200.0
    [m]
    DC
    OD
    2205.0
    [m]
    DC
    OD
    2210.0
    [m]
    DC
    OD
    2215.0
    [m]
    DC
    OD
    2220.0
    [m]
    DC
    OD
    2225.0
    [m]
    DC
    OD
    2230.0
    [m]
    DC
    OD
    2235.0
    [m]
    DC
    OD
    2240.0
    [m]
    SWC
    OD
    2240.0
    [m]
    DC
    OD
    2245.0
    [m]
    DC
    OD
    2250.0
    [m]
    DC
    OD
    2255.0
    [m]
    DC
    OD
    2255.0
    [m]
    DC
    OD
    2260.0
    [m]
    DC
    OD
    2265.0
    [m]
    DC
    OD
    2270.0
    [m]
    DC
    OD
    2275.0
    [m]
    DC
    OD
    2280.0
    [m]
    DC
    OD
    2285.0
    [m]
    DC
    OD
    2290.0
    [m]
    DC
    OD
    2295.0
    [m]
    DC
    OD
    2300.0
    [m]
    SWC
    OD
    2300.0
    [m]
    DC
    OD
    2305.0
    [m]
    DC
    OD
    2310.0
    [m]
    DC
    OD
    2315.0
    [m]
    DC
    OD
    2320.0
    [m]
    SWC
    OD
    2320.0
    [m]
    DC
    OD
    2325.0
    [m]
    DC
    OD
    2330.0
    [m]
    SWC
    OD
    2330.0
    [m]
    DC
    OD
    2335.0
    [m]
    DC
    OD
    2340.0
    [m]
    DC
    OD
    2345.0
    [m]
    DC
    OD
    2350.0
    [m]
    DC
    OD
    2355.0
    [m]
    DC
    OD
    2360.0
    [m]
    SWC
    OD
    2360.0
    [m]
    DC
    OD
    2365.0
    [m]
    DC
    OD
    2370.0
    [m]
    DC
    OD
    2375.0
    [m]
    DC
    OD
    2380.0
    [m]
    SWC
    OD
    2380.0
    [m]
    DC
    OD
    2385.0
    [m]
    DC
    OD
    2390.0
    [m]
    SWC
    OD
    2390.0
    [m]
    DC
    OD
    2395.0
    [m]
    DC
    OD
    2400.0
    [m]
    DC
    OD
    2402.0
    [m]
    SWC
    OD
    2405.0
    [m]
    DC
    OD
    2410.0
    [m]
    DC
    OD
    2415.0
    [m]
    DC
    OD
    2420.0
    [m]
    SWC
    OD
    2420.0
    [m]
    DC
    OD
    2425.0
    [m]
    DC
    OD
    2430.0
    [m]
    DC
    OD
    2435.0
    [m]
    DC
    OD
    2440.0
    [m]
    DC
    OD
    2445.0
    [m]
    DC
    OD
    2450.0
    [m]
    DC
    OD
    2455.0
    [m]
    DC
    OD
    2460.0
    [m]
    DC
    OD
    2465.0
    [m]
    DC
    OD
    2470.0
    [m]
    DC
    OD
    2475.0
    [m]
    DC
    OD
    2480.0
    [m]
    SWC
    OD
    2480.0
    [m]
    DC
    OD
    2485.0
    [m]
    DC
    OD
    2490.0
    [m]
    DC
    OD
    2495.0
    [m]
    DC
    OD
    2500.0
    [m]
    DC
    OD
    2505.0
    [m]
    DC
    OD
    2510.0
    [m]
    SWC
    OD
    2510.0
    [m]
    DC
    OD
    2515.0
    [m]
    DC
    OD
    2520.0
    [m]
    DC
    OD
    2525.0
    [m]
    DC
    OD
    2530.0
    [m]
    DC
    OD
    2535.0
    [m]
    DC
    OD
    2540.0
    [m]
    DC
    OD
    2545.0
    [m]
    DC
    OD
    2550.0
    [m]
    SWC
    OD
    2550.0
    [m]
    DC
    OD
    2555.0
    [m]
    DC
    OD
    2560.0
    [m]
    DC
    OD
    2565.0
    [m]
    DC
    OD
    2570.0
    [m]
    DC
    OD
    2575.0
    [m]
    DC
    OD
    2580.0
    [m]
    DC
    OD
    2585.0
    [m]
    DC
    OD
    2590.0
    [m]
    DC
    OD
    2595.0
    [m]
    DC
    OD
    2600.0
    [m]
    SWC
    OD
    2600.0
    [m]
    DC
    OD
    2605.0
    [m]
    DC
    OD
    2610.0
    [m]
    DC
    OD
    2615.0
    [m]
    DC
    OD
    2620.0
    [m]
    DC
    OD
    2625.0
    [m]
    DC
    OD
    2630.0
    [m]
    DC
    OD
    2635.0
    [m]
    DC
    OD
    2640.0
    [m]
    DC
    OD
    2645.0
    [m]
    DC
    OD
    2650.0
    [m]
    DC
    OD
    2655.0
    [m]
    DC
    OD
    2660.0
    [m]
    SWC
    OD
    2660.0
    [m]
    DC
    OD
    2660.0
    [m]
    DC
    OD
    2665.0
    [m]
    DC
    OD
    2670.0
    [m]
    DC
    OD
    2675.0
    [m]
    DC
    OD
    2680.0
    [m]
    DC
    OD
    2685.0
    [m]
    DC
    OD
    2690.0
    [m]
    SWC
    OD
    2690.0
    [m]
    DC
    OD
    2695.0
    [m]
    DC
    OD
    2700.0
    [m]
    DC
    OD
    2750.0
    [m]
    SWC
    OD

  • Litostratigrafi
    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    385
    2397
    2397

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.67

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.80
    pdf
    1.97
    pdf
    1.84
    pdf
    1.95
    pdf
    1.95
    pdf
    1.83
    pdf
    0.83

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    .pdf
    1.71
    .PDF
    8.38

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CST - TLC
    1440
    2686
    CST - WIRELINE
    2570
    2750
    MDT
    1435
    1586
    MWD MPR - GR RES DIR
    386
    4239
    MWD ORD/CNN - SON DENS POR
    2758
    4239
    PEX DSI SP
    999
    2752
    SWC
    1390
    2750
    VSP
    1100
    2750

  • 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
    507.0
    36
    507.0
    1.46
    LOT
    SURF.COND.
    20
    999.0
    26
    1000.0
    1.58
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1390.0
    17 1/2
    1437.0
    1.58
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2750.0
    12 1/4
    2758.0
    1.72
    LOT
    OPEN HOLE
    4239.0
    8 1/2
    4239.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    450
    1.38
    13.0
    WATER BASED
    685
    1.46
    23.0
    WATER BASED
    1004
    1.03
    WATER BASED
    1012
    1.30
    WATER BASED
    1094
    1.30
    15.0
    WATER BASED
    1337
    1.38
    16.0
    WATER BASED
    1390
    1.39
    16.0
    WATER BASED
    1395
    0.00
    16.0
    WATER BASED
    1437
    1.38
    16.0
    WATER BASED
    1650
    1.39
    14.0
    WATER BASED
    1841
    1.46
    18.0
    WATER BASED
    1888
    1.46
    23.0
    WATER BASED
    2195
    1.46
    17.0
    WATER BASED
    2400
    1.46
    18.0
    WATER BASED
    2618
    1.46
    20.0
    WATER BASED
    2696
    1.55
    25.0
    WATER BASED
    2758
    1.46
    22.0
    WATER BASED
    2793
    1.30
    13.0
    WATER BASED
    2941
    0.00
    14.0
    WATER BASED
    2988
    1.30
    14.0
    WATER BASED
    3011
    0.00
    14.0
    WATER BASED
    3170
    1.31
    15.0
    WATER BASED
    3273
    1.46
    17.0
    WATER BASED
    3511
    1.52
    19.0
    WATER BASED
    3604
    1.52
    23.0
    WATER BASED
    3861
    1.52
    24.0
    WATER BASED
    4041
    1.52
    25.0
    WATER BASED
    4183
    1.52
    24.0
    WATER BASED
    4230
    1.55
    27.0
    WATER BASED
    4239
    1.55
    25.0
    WATER BASED

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    2988.03
    [m ]
    2989.03
    [m ]
    2991.50
    [m ]
    2992.75
    [m ]
    2993.02
    [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
    0.27