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

7/7-3

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.
    7/7-3
    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.
    NORTH 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.
    7/7-3
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    AHN 8707-211. SP. 402
    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.
    759-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    76
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    20.04.1993
    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.
    04.07.1993
    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.
    04.07.1995
    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.
    19.10.2006
    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).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    82.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3584.0
    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).
    3582.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    5.5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    144
    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 PERMIAN
    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.
    ZECHSTEIN GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    57° 27' 41.61'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 16' 20.96'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6369143.60
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    456352.15
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2113

  • Brønnhistorie
    Well 7/7-3 is located ca 5 km east of the UK border on the Jæren High in the North Sea. It was drilled to appraise the Late Jurassic discovery in well 7/7-2 and was designed to test seismic interpretations, reservoir thickness and properties, pressure regime, and volume of recoverable oil. The well was planned as a future injector, but since the reservoir only indicated traces of hydrocarbons it was permanently plugged.
    Operations and results
    Well 7/7-3 was spudded with the semi-submersible installation Deepsea Bergen on 20 April 1993 and drilled to TD at 3584 m in the Late Permian Zechstein Group. The well took 17 days more than planned to drill, mainly due to a 8,5 days downtime related to BOP repair and loss of circulation at end of 12 1/4" section. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 918 m, and with ANCO 2000 mud from 918 m to 2677 m. From 2677 m to 3354 m the mud was gradually displaced to an ANCOTHERM/Bentonite system. The ANCOTHERM/Bentonite system was used from 3354 m to TD.
    The 7/7-3 well penetrated the Ula Formation at 3490.5 m. The siltstone and the uppermost 2 metres of the sandstone showed only weak shows and the following logging and evaluation confirmed that the sandstone did not contain any moveable hydrocarbons.
    Three cores were cut from 3486 m to 3516 m, from base Farsund Formation, through the Ula Formation and into the Triassic Group. Two segregated FMT fluid samples were taken at the same depth, 3497.3 m. All fluid chambers proved to contain mud filtrate and water and did not contain any hydrocarbons.
    The well was permanently abandoned on 4 July 1993 as dry with 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]
    930.00
    3584.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3486.0
    3489.3
    [m ]
    2
    3489.3
    3490.0
    [m ]
    3
    3491.0
    3516.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    29.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3486-3489m
    Kjerne bilde med dybde: 3489-3490m
    Kjerne bilde med dybde: 3491-3496m
    Kjerne bilde med dybde: 3496-3501m
    Kjerne bilde med dybde: 3501-3506m
    3486-3489m
    3489-3490m
    3491-3496m
    3496-3501m
    3501-3506m
    Kjerne bilde med dybde: 3506-3511m
    Kjerne bilde med dybde: 3511-3516m
    Kjerne bilde med dybde: 3516-3516m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3506-3511m
    3511-3516m
    3516-3516m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1500.0
    [m]
    DC
    MILL
    1520.0
    [m]
    DC
    MILL
    1540.0
    [m]
    DC
    MILL
    1560.0
    [m]
    DC
    MILL
    1580.0
    [m]
    DC
    MILL
    1600.0
    [m]
    DC
    MILL
    1620.0
    [m]
    DC
    MILL
    1640.0
    [m]
    DC
    MILL
    1660.0
    [m]
    DC
    MILL
    1680.0
    [m]
    DC
    MILL
    1700.0
    [m]
    DC
    MILL
    1720.0
    [m]
    DC
    MILL
    1740.0
    [m]
    DC
    MILL
    1760.0
    [m]
    DC
    MILL
    1780.0
    [m]
    DC
    MILL
    1800.0
    [m]
    DC
    MILL
    1820.0
    [m]
    DC
    MILL
    1840.0
    [m]
    DC
    MILL
    1860.0
    [m]
    DC
    MILL
    1880.0
    [m]
    DC
    MILL
    1900.0
    [m]
    DC
    MILL
    1920.0
    [m]
    DC
    MILL
    1940.0
    [m]
    DC
    MILL
    1960.0
    [m]
    DC
    MILL
    1980.0
    [m]
    DC
    MILL
    2000.0
    [m]
    DC
    MILL
    2020.0
    [m]
    DC
    MILL
    2040.0
    [m]
    DC
    MILL
    2055.0
    [m]
    DC
    MILL
    2070.0
    [m]
    DC
    MILL
    2090.0
    [m]
    DC
    MILL
    2110.0
    [m]
    DC
    MILL
    2140.0
    [m]
    DC
    MILL
    2150.0
    [m]
    DC
    MILL
    2170.0
    [m]
    DC
    MILL
    2190.0
    [m]
    DC
    MILL
    2205.0
    [m]
    DC
    MILL
    2220.0
    [m]
    DC
    MILL
    2235.0
    [m]
    DC
    MILL
    2250.0
    [m]
    DC
    MILL
    2268.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2280.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2295.0
    [m]
    DC
    MILL
    2310.0
    [m]
    DC
    MILL
    2325.0
    [m]
    DC
    MILL
    2340.0
    [m]
    DC
    MILL
    2355.0
    [m]
    DC
    MILL
    2370.0
    [m]
    DC
    MILL
    2385.0
    [m]
    DC
    MILL
    2400.0
    [m]
    DC
    MILL
    2415.0
    [m]
    DC
    MILL
    2430.0
    [m]
    DC
    MILL
    2445.0
    [m]
    DC
    MILL
    2460.0
    [m]
    DC
    MILL
    2475.0
    [m]
    DC
    MILL
    2490.0
    [m]
    DC
    MILL
    2505.0
    [m]
    DC
    MILL
    2520.0
    [m]
    DC
    MILL
    2535.0
    [m]
    DC
    MILL
    2550.0
    [m]
    DC
    MILL
    2565.0
    [m]
    DC
    MILL
    2580.0
    [m]
    DC
    MILL
    2591.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2601.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2615.0
    [m]
    DC
    MILL
    2630.0
    [m]
    DC
    MILL
    2646.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2660.0
    [m]
    DC
    MILL
    2675.0
    [m]
    DC
    MILL
    2690.0
    [m]
    DC
    MILL
    2705.0
    [m]
    DC
    MILL
    2720.0
    [m]
    DC
    MILL
    2735.0
    [m]
    DC
    MILL
    2750.0
    [m]
    DC
    MILL
    2765.0
    [m]
    DC
    MILL
    2780.0
    [m]
    DC
    MILL
    2795.0
    [m]
    DC
    MILL
    2800.0
    [m]
    DC
    MILL
    2805.0
    [m]
    DC
    MILL
    2810.0
    [m]
    DC
    MILL
    3286.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3301.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3335.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3350.0
    [m]
    DC
    MILL
    3370.0
    [m]
    DC
    MILL
    3385.0
    [m]
    DC
    MILL
    3400.0
    [m]
    DC
    MILL
    3412.0
    [m]
    DC
    MILL
    3413.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3424.0
    [m]
    DC
    MILL
    3433.0
    [m]
    DC
    MILL
    3442.0
    [m]
    DC
    MILL
    3456.5
    [m]
    SWC
    STATO
    3459.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3466.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3471.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3479.5
    [m]
    SWC
    STATO
    3481.5
    [m]
    SWC
    STATO
    3486.1
    [m]
    C
    STATO
    3486.2
    [m]
    C
    STATO
    3486.3
    [m]
    C
    STATO
    3488.0
    [m]
    SWC
    STATO
    3489.5
    [m]
    C
    STATO
    3495.6
    [m]
    C
    STATO
    3498.1
    [m]
    C
    STATO
    3553.0
    [m]
    DC
    MILL
    3571.0
    [m]
    DC
    MILL
    3584.0
    [m]
    DC
    MILL

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.46

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    2.19

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    10.55

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    ACL GR
    2661
    3351
    CBL VDL GR
    2100
    2661
    CBL VDL GR
    2575
    3340
    COREGUN
    2268
    2667
    COREGUN
    3225
    3335
    COREGUN
    3354
    3540
    DIFL ACL MLL GR CAL
    3340
    3587
    DIFL ACL ZDL CNL GR CAL
    2661
    3351
    DIFL ACL ZDL GR CAL
    903
    2677
    DIPS GR
    3340
    3578
    FMT CHT GR
    3496
    3505
    FMT CHT GR
    3497
    0
    MWD - GR RES DIR
    172
    3584
    VSP
    510
    3547
    ZDL CNL GR
    3340
    3587

  • 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
    164.5
    36
    165.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    903.5
    26
    905.0
    2.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2661.0
    17 1/2
    2663.0
    1.95
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3339.0
    12 1/4
    3340.0
    2.04
    LOT
    OPEN HOLE
    3584.0
    8 1/2
    3584.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    170
    1.03
    DUMMY
    22.04.1993
    651
    1.03
    DUMMY
    23.04.1993
    920
    1.03
    DUMMY
    26.04.1993
    920
    1.03
    DUMMY
    26.04.1993
    920
    1.20
    17.0
    6.5
    DUMMY
    26.04.1993
    920
    1.03
    DUMMY
    27.04.1993
    940
    1.50
    46.0
    8.0
    WATER BASED
    07.05.1993
    1350
    1.50
    51.0
    11.5
    WATER BASED
    10.05.1993
    1665
    1.50
    51.0
    10.5
    WATER BASED
    10.05.1993
    1850
    1.60
    47.0
    9.5
    WATER BASED
    10.05.1993
    1850
    1.60
    51.0
    11.5
    WATER BASED
    11.05.1993
    1982
    1.60
    47.0
    9.5
    WATER BASED
    10.05.1993
    2180
    1.60
    51.0
    11.5
    WATER BASED
    11.05.1993
    2677
    1.65
    40.0
    7.5
    WATER BASED
    18.05.1993
    2677
    1.65
    37.0
    7.0
    WATER BASED
    18.05.1993
    2677
    1.65
    39.0
    7.0
    WATER BASED
    18.05.1993
    2677
    1.65
    38.0
    7.0
    WATER BASED
    18.05.1993
    2677
    1.65
    40.0
    7.0
    WATER BASED
    19.05.1993
    2677
    1.60
    44.0
    9.0
    WATER BASED
    18.05.1993
    2677
    1.65
    37.0
    7.0
    WATER BASED
    24.05.1993
    2694
    1.65
    36.0
    7.5
    WATER BASED
    24.05.1993
    2789
    1.65
    44.0
    7.5
    WATER BASED
    24.05.1993
    2836
    1.65
    52.0
    9.0
    WATER BASED
    24.05.1993
    2894
    1.65
    46.0
    9.0
    WATER BASED
    24.05.1993
    2930
    1.65
    49.0
    8.5
    WATER BASED
    25.05.1993
    3005
    1.85
    67.0
    10.5
    WATER BASED
    02.06.1993
    3029
    1.65
    47.0
    7.0
    WATER BASED
    27.05.1993
    3054
    1.85
    50.0
    7.0
    WATER BASED
    02.06.1993
    3094
    1.73
    53.0
    8.0
    WATER BASED
    28.05.1993
    3116
    1.73
    54.0
    9.0
    WATER BASED
    28.05.1993
    3237
    1.79
    58.0
    10.5
    WATER BASED
    02.06.1993
    3354
    1.82
    51.0
    7.0
    WATER BASED
    03.06.1993
    3354
    1.82
    41.0
    4.5
    WATER BASED
    03.06.1993
    3354
    1.82
    56.0
    7.5
    WATER BASED
    07.06.1993
    3354
    1.82
    51.0
    7.5
    WATER BASED
    07.06.1993
    3354
    1.82
    41.0
    4.0
    WATER BASED
    07.06.1993
    3354
    1.82
    40.0
    4.0
    WATER BASED
    08.06.1993
    3354
    1.82
    35.0
    4.0
    WATER BASED
    09.06.1993
    3354
    1.82
    41.0
    4.0
    WATER BASED
    14.06.1993
    3354
    1.82
    26.0
    3.5
    WATER BASED
    14.06.1993
    3354
    1.82
    52.0
    7.0
    DUMMY
    15.06.1993
    3354
    1.82
    52.0
    6.0
    DUMMY
    15.06.1993
    3355
    1.85
    59.0
    12.0
    WATER BASED
    02.06.1993
    3357
    1.82
    46.0
    7.0
    DUMMY
    15.06.1993
    3377
    1.87
    47.0
    7.5
    DUMMY
    15.06.1993
    3435
    1.92
    48.0
    8.0
    DUMMY
    16.06.1993
    3486
    1.92
    42.0
    7.5
    DUMMY
    17.06.1993
    3489
    1.92
    36.0
    7.5
    DUMMY
    21.06.1993
    3504
    1.92
    33.0
    7.0
    DUMMY
    22.06.1993
    3518
    1.92
    29.0
    6.5
    DUMMY
    22.06.1993
    3584
    1.95
    29.0
    8.5
    DUMMY
    22.06.1993
    3584
    1.92
    32.0
    7.5
    DUMMY
    22.06.1993

  • 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