Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
31.12.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

30/9-21 A

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.
    30/9-21 A
    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.
    NORTH SEA
    Funn
    Navn på funnet som brønnbanen er relatert til.
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    30/9-21
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    Seismic 3 D survey:N9802.inline1141 & xline 2425
    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.
    StatoilHydro Petroleum AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1178-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    43
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    04.05.2008
    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.
    15.06.2008
    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.
    15.06.2010
    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.
    15.06.2010
    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.
    LATE JURASSIC
    1. nivå med hydrokarboner, formasjon.
    Navn på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor hydrokarboner er blitt påvist. Vises bare på brønner som er frigitt. Eksempler på lovlige verdier: BASEMENT, COOK FM, EKOFISK FM, HEIMDAL FM, SANDNES FM, SOGNEFJORD FM, TARBERT FM, BRENT GP. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    INTRA HEATHER FM SS
    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.
    106.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4086.0
    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).
    3410.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    49.9
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    132
    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.
    DRAKE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 25' 29.12'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 41' 38.47'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6698913.45
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    483151.56
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    5805

  • Brønnhistorie
    General
    Well 30/9-21 A was drilled in the Oseberg Field area in the northern Viking Graben. The objectives of the sidetrack was to evaluate play of the Late Jurassic Draupne and Heather sands (Richards prospect) and to collect enough data to be able to make development plans based on this data.
    Operations and results
    Wildcat well 30/9-21 A was drilled with the semi-submersible installation Transocean Winner. It was sidetracked from 30/9-21 S at 1233 m on 4 May 2008 and drilled to a total depth of 4086 m in the Early Jurassic Drake Formation. On the last wire line run (VSI-VSP) at final TD the tool string became stuck after logging the second station at 4020 m. The run was aborted, the cable was disconnected and pulled out of the hole and the tool string was left in the hole. No fishing attempts were made. The well was drilled with Paratech oil based mud from kick-off to TD. Chromatographic analyses of mud filtrate from the well (PVT report) indicated that the base oil consist of mainly n-alkanes in the range C13 to C20.
    The well penetrated rocks of Tertiary, Cretaceous and Jurassic age. The well penetrated the target Lower Draupne at 3616.8 m, on prognosis and Upper Heather at 3670 m, 36 m deeper than prognosis, hitting poor quality turbidite sandstones with weak oil shows. Wire line logs proved the well to be water bearing.
    Three cores were cut in the Draupne and Heather Formation in the interval from 3650 m to 3825 m driller's depth. For all cores a shift of - 4 m relative to drillers depth was necessary to get a match with the loggers depth. No wire line fluid samples were taken, only MDT pressure points.
    The well was permanently abandoned on 15 June 2008 as a dry well with oil shows.
    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]
    1260.00
    4086.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3650.0
    3667.4
    [m ]
    2
    3667.0
    3694.4
    [m ]
    3
    3798.0
    3824.6
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    71.3
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    3530.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3540.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3550.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3560.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3570.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3580.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3590.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3600.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3603.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3606.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3609.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3612.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3615.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3618.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3621.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3624.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3627.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3630.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3633.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3636.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3639.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3642.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3645.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3648.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3650.1
    [m]
    C
    FUGRO
    3653.2
    [m]
    C
    FUGRO
    3656.4
    [m]
    C
    FUGRO
    3659.4
    [m]
    C
    FUGRO
    3660.9
    [m]
    C
    FUGRO
    3663.7
    [m]
    C
    FUGRO
    3665.4
    [m]
    C
    FUGRO
    3668.9
    [m]
    C
    FUGRO
    3670.3
    [m]
    C
    FUGRO
    3671.9
    [m]
    C
    FUGRO
    3674.5
    [m]
    C
    FUGRO
    3677.7
    [m]
    C
    FUGRO
    3680.6
    [m]
    C
    FUGRO
    3683.6
    [m]
    C
    FUGRO
    3686.5
    [m]
    C
    FUGRO
    3689.5
    [m]
    C
    FUGRO
    3692.5
    [m]
    C
    FUGRO
    3694.3
    [m]
    C
    FUGRO
    3696.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3699.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3702.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3705.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3708.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3714.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3720.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3726.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3732.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3738.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3744.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3753.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3759.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3765.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3771.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3777.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3783.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3789.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3792.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3795.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3797.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3798.1
    [m]
    C
    FUGRO
    3801.9
    [m]
    C
    FUGRO
    3805.9
    [m]
    C
    FUGRO
    3809.9
    [m]
    C
    FUGRO
    3813.0
    [m]
    C
    FUGRO
    3816.7
    [m]
    C
    FUGRO
    3820.8
    [m]
    C
    FUGRO
    3824.4
    [m]
    C
    FUGRO
    3828.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3831.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3834.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3837.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3840.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3843.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3846.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3849.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3852.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3855.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3858.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3861.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3864.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3867.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3870.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3873.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3876.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3879.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3882.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3885.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3888.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3891.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3894.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3897.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3900.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3906.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3909.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3912.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3915.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3918.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3921.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3924.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3927.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3930.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3933.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3936.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3942.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3945.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3948.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3951.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3954.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3957.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3963.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3966.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3969.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3972.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3975.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3978.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3984.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3987.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3993.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    3996.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4002.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4005.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4011.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4017.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4023.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4026.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4029.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4032.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4035.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4038.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4041.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4044.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4047.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4050.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4053.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4056.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4065.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4068.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4074.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4077.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4083.0
    [m]
    DC
    FUGRO
    4086.0
    [m]
    DC
    FUGRO

  • Litostratigrafi

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CMR PEX ECS
    3598
    4065
    DSI AITGR
    3598
    4094
    LWD - ARC GR
    1322
    3602
    LWD - GVR ARC GR
    3602
    4086
    MDT
    3656
    3657
    VSP
    2234
    4080

  • 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
    INTERM.
    13 3/8
    2268.0
    17 1/2
    2275.0
    1.70
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3601.0
    12 1/4
    3601.0
    1.60
    LOT
    OPEN HOLE
    4086.0
    8 1/2
    4086.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    1136
    1.39
    32.0
    Paratec
    1181
    1.39
    32.0
    Paratec
    1216
    1.39
    33.0
    Paratec
    1247
    1.39
    33.0
    Paratec
    1258
    1.39
    32.0
    Paratec
    1301
    1.41
    36.0
    Paratec
    1316
    1.45
    35.0
    Paratec
    1325
    1.45
    38.0
    Paratec
    1339
    1.45
    39.0
    Paratec
    1470
    1.45
    40.0
    Paratec
    1538
    1.45
    41.0
    Paratec
    1696
    1.45
    44.0
    Paratec
    1734
    1.47
    45.0
    Paratec
    1745
    1.47
    46.0
    Paratec
    1810
    1.47
    48.0
    Paratec
    1917
    1.47
    54.0
    Paratec
    2118
    1.47
    40.0
    Paratec
    2242
    1.47
    41.0
    Paratec
    2267
    1.39
    34.0
    Paratec
    2275
    1.49
    42.0
    Paratec
    2294
    1.39
    33.0
    Paratec
    2600
    1.39
    39.0
    Paratec
    2692
    1.39
    38.0
    Paratec
    2765
    1.39
    37.0
    Paratec
    2824
    1.39
    36.0
    Paratec
    3300
    1.39
    41.0
    Paratec
    3441
    1.39
    43.0
    Paratec
    3558
    1.39
    43.0
    Paratec
    3602
    1.41
    41.0
    Paratec
    3649
    1.30
    31.0
    Paratec
    3786
    1.30
    32.0
    Paratec
    3797
    1.30
    34.0
    Paratec
    3825
    1.30
    34.0
    Paratec
    3971
    1.30
    37.0
    Paratec
    4086
    1.30
    32.0
    Paratec

  • Trykkplott
    Trykkplott
    Porertrykksdataene kommer fra logging i brønnen hvis ingen annen kilde er oppgitt. I noen brønner der trykk ikke er logget, er det brukt informasjon fra formasjonstester eller brønnspark. Trykkdataene er rapportert inn til Oljedirektoratet og videre prosessert og kvalitetssikret av IHS Markit.
    Trykkplott
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.22