Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
25.11.2024 - 01:30
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

16/7-2

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.
    16/7-2
    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
    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.
    16/7-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH 8008 - 016 SP 1040
    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.
    Esso Exploration and Production Norway A/S
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    314-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    79
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    11.01.1982
    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.
    30.03.1982
    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.
    30.03.1984
    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.
    14.12.2006
    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.
    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
    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.
    PALEOCENE
    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.
    HEIMDAL FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    83.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3146.0
    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).
    3146.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.75
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    97
    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 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.
    ROTLIEGEND GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    58° 28' 26.5'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 2' 3.12'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6482040.15
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    443667.12
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    40

  • Brønnhistorie
    General
    The 16/7-2 well was drilled on the western flank of the Utsira High in the North Sea. The primary objective was to test the presence of a stratigraphic trap in Paleocene sandstones. Secondary objectives were to test the Mesozoic structure for possible Triassic sands, and also to test the Zechstein carbonate and Rotliegendes sandstone plays. The well was the first to be drilled in connection with the 6th. License Round awards.
    Operations and results
    Well 16/7-2 was spudded with the semi-submersible installation Glomar Biscay II on 11 January 1982 and drilled to TD at 3146 m in Early Permian, Rotliegendes Group sediments. Drilling of the 36" and 26" holes went forth without any specific problems. While cementing the 20" casing, the cement slurry was overdisplaced. A remedial squeeze job was necessary. Problems also occurred when logging the 12 1/4" section due to tight hole. In the 8 1/2" inch section problems with the BOP choke valve/controls led to close to 9 days lost time, a major reason for the 38% non-productive time in this well. The well was drilled with seawater gel down to 171 m, and with lignite/lignosulphonate mud from 171 m to TD.
    Top Lista Formation was encountered at 2268 m and contained 9.5 m net of gas from 2292 m in thin sandstone intervals, interbedded with shales. The average porosity is 22% and average water saturation is 47% in the net sand. The Heimdal Formation sandstones were massive, of very good reservoir quality, and contained 13.5 m of net gas sand in a gross gas sand interval of 13.5 m down to the gas/water contact at 2352 m. The average porosity is 26% and average water saturation is 34%. The well was drilled on the crest of a structurally limited trap and the gas accumulation is not connected to the 15/9 Paleocene Gamma discovery. In the Jurassic, 19 m of water wet Hugin Formation sand was encountered. The Zechstein dolomites and Rotliegendes sandstones were also water wet and of poor reservoir quality. The well also penetrated a 5 m thick sequence of the Permian Kupferschiefer at 3112 m.
    Three cores were taken in the Lista and Heimdal Formations from 2300 m to 2376 m. A fourth core core was taken from 2675 m to 2693 m in the Middle Jurassic Hugin Formation. MFT fluid samples were taken at 2680.5 m (content: mud filtrate), 2313 m (mud filtrate), and 2341 m (gas condensate; single flash to stock tank conditions gave GOR = 3042 Sm3/Sm3 and liquid gravity = 48.3 deg API).
    The well was permanently abandoned on 30 March 1982 as a gas discovery.
    Testing
    No drill stem test was performed

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    NO
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    180.00
    3146.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2300.0
    2301.5
    [m ]
    2
    2347.0
    2356.5
    [m ]
    3
    2356.5
    2375.0
    [m ]
    4
    2675.0
    2690.8
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    45.3
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2301-2302m
    Kjerne bilde med dybde: 2347-2353m
    Kjerne bilde med dybde: 2353-2356m
    Kjerne bilde med dybde: 2356-2362m
    Kjerne bilde med dybde: 2362-2368m
    2301-2302m
    2347-2353m
    2353-2356m
    2356-2362m
    2362-2368m
    Kjerne bilde med dybde: 2368-2374m
    Kjerne bilde med dybde: 2374-2375m
    Kjerne bilde med dybde: 2675-2681m
    Kjerne bilde med dybde: 2687-2690m
    Kjerne bilde med dybde: 2681-2687m
    2368-2374m
    2374-2375m
    2675-2681m
    2687-2690m
    2681-2687m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    600.0
    [m]
    DC
    700.0
    [m]
    DC
    701.0
    [m]
    C
    SNEA
    715.4
    [m]
    C
    SNEA
    715.8
    [m]
    C
    SNEA
    716.7
    [m]
    C
    SNEA
    717.7
    [m]
    C
    SNEA
    718.4
    [m]
    C
    SNEA
    720.4
    [m]
    C
    SNEA
    720.5
    [m]
    C
    SNEA
    721.5
    [m]
    C
    SNEA
    800.0
    [m]
    DC
    815.4
    [m]
    C
    SNEA
    817.8
    [m]
    C
    SNEA
    818.1
    [m]
    C
    SNEA
    900.0
    [m]
    DC
    1000.0
    [m]
    DC
    1100.0
    [m]
    DC
    1200.0
    [m]
    DC
    1300.0
    [m]
    DC
    1400.0
    [m]
    DC
    1500.0
    [m]
    DC
    1600.0
    [m]
    DC
    1700.0
    [m]
    DC
    1800.0
    [m]
    DC
    1900.0
    [m]
    DC
    1930.0
    [m]
    DC
    1960.0
    [m]
    DC
    1990.0
    [m]
    DC
    2020.0
    [m]
    DC
    2050.0
    [m]
    DC
    2080.0
    [m]
    DC
    2110.0
    [m]
    DC
    2140.0
    [m]
    DC
    2170.0
    [m]
    DC
    2200.0
    [m]
    DC
    2230.0
    [m]
    DC
    2235.0
    [m]
    DC
    2240.0
    [m]
    DC
    2250.0
    [m]
    DC
    2255.0
    [m]
    DC
    2260.0
    [m]
    DC
    2290.0
    [m]
    DC
    2295.0
    [m]
    SWC
    2298.0
    [m]
    SWC
    2300.0
    [m]
    DC
    2300.6
    [m]
    C
    2301.2
    [m]
    C
    2304.5
    [m]
    SWC
    2310.0
    [m]
    SWC
    2311.0
    [m]
    SWC
    2311.0
    [m]
    DC
    2315.0
    [m]
    SWC
    2320.0
    [m]
    SWC
    2320.0
    [m]
    DC
    2324.0
    [m]
    SWC
    2326.0
    [m]
    SWC
    2329.0
    [m]
    DC
    2338.0
    [m]
    DC
    2339.0
    [m]
    SWC
    2339.0
    [m]
    SWC
    2347.0
    [m]
    DC
    2359.0
    [m]
    DC
    2363.5
    [m]
    SWC
    2365.0
    [m]
    DC
    2366.5
    [m]
    SWC
    2375.5
    [m]
    SWC
    2378.8
    [m]
    SWC
    2380.0
    [m]
    SWC
    2395.0
    [m]
    DC
    2424.0
    [m]
    SWC
    2425.0
    [m]
    DC
    2455.0
    [m]
    DC
    2485.0
    [m]
    DC
    2515.0
    [m]
    DC
    2545.0
    [m]
    DC
    2575.0
    [m]
    DC
    2581.0
    [m]
    DC
    RRI
    2581.0
    [m]
    SWC
    2587.0
    [m]
    DC
    2590.0
    [m]
    DC
    RRI
    2593.0
    [m]
    SWC
    2596.0
    [m]
    DC
    2596.0
    [m]
    DC
    RRI
    2605.0
    [m]
    DC
    2610.0
    [m]
    DC
    2611.0
    [m]
    DC
    RRI
    2626.0
    [m]
    DC
    RRI
    2626.0
    [m]
    DC
    2635.0
    [m]
    DC
    2641.0
    [m]
    DC
    RRI
    2645.0
    [m]
    SWC
    2656.0
    [m]
    DC
    RRI
    2665.0
    [m]
    DC
    2668.0
    [m]
    DC
    RRI
    2675.0
    [m]
    C
    2675.5
    [m]
    DC
    2678.1
    [m]
    C
    RRI
    2679.0
    [m]
    C
    2681.0
    [m]
    C
    2683.0
    [m]
    C
    2685.0
    [m]
    C
    2687.0
    [m]
    C
    2687.6
    [m]
    C
    2688.0
    [m]
    C
    2689.0
    [m]
    C
    2689.2
    [m]
    C
    2689.2
    [m]
    C
    2690.7
    [m]
    C
    RRI
    2690.8
    [m]
    C
    2691.0
    [m]
    SWC
    2695.0
    [m]
    SWC
    2695.0
    [m]
    DC
    2701.0
    [m]
    DC
    RRI
    2725.0
    [m]
    DC
    2725.0
    [m]
    SWC
    2752.0
    [m]
    DC
    RRI
    2755.0
    [m]
    DC
    2785.0
    [m]
    DC
    2815.0
    [m]
    DC
    2845.0
    [m]
    DC
    2851.0
    [m]
    DC
    RRI
    2875.0
    [m]
    DC
    2875.0
    [m]
    SWC
    2903.0
    [m]
    SWC
    2905.0
    [m]
    DC
    2930.0
    [m]
    SWC
    2935.0
    [m]
    DC
    2965.0
    [m]
    DC
    2974.0
    [m]
    SWC
    2975.2
    [m]
    SWC
    2983.0
    [m]
    DC
    RRI
    2995.0
    [m]
    DC
    3001.0
    [m]
    DC
    RRI
    3003.0
    [m]
    SWC
    3013.0
    [m]
    SWC
    3025.0
    [m]
    DC
    3025.0
    [m]
    DC
    RRI
    3033.2
    [m]
    SWC
    3055.0
    [m]
    DC
    3085.0
    [m]
    DC
    3115.0
    [m]
    DC
    3115.0
    [m]
    DC
    RRI
    3118.0
    [m]
    DC
    RRI
    3146.0
    [m]
    DC

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.52

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.22
    pdf
    1.82
    pdf
    0.07

  • 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
    0.17
    pdf
    0.23

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    16.16
    pdf
    58.18
    pdf
    47.57
    pdf
    7.43
    pdf
    5.60
    pdf
    3.36
    pdf
    0.81

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    4-CAL
    82
    2271
    4-CAL
    100
    490
    CBL
    82
    2473
    CDL CNL
    82
    2273
    CDL CNL
    1192
    2528
    CDL FOR CAL
    485
    1209
    DIP
    2200
    2528
    DIP
    2504
    3135
    DLL MLL
    82
    2472
    IEL AC GR
    502
    1215
    IEL AC GR CAL
    82
    2273
    IEL AC GR CAL
    100
    338
    IEL AC GR CAL
    100
    519
    IEL AC GR CAL
    1120
    2391
    IEL AC GR CAL
    2285
    2527
    MFT
    2295
    2422
    MFT
    2675
    2918
    SWC
    2290
    2521
    SWC
    2545
    3130
    SWC
    2581
    3136
    TEMP
    108
    1064
    VELOCITY
    500
    3135

  • 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
    171.0
    36
    172.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    502.0
    26
    522.0
    1.73
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1201.0
    17 1/2
    1217.0
    1.88
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2510.0
    12 1/4
    2536.0
    2.00
    LOT
    OPEN HOLE
    3146.0
    8 1/2
    3146.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    250
    1.06
    48.0
    waterbased
    510
    1.15
    43.0
    waterbased
    760
    1.15
    44.0
    waterbased
    1150
    1.10
    45.0
    waterbased
    1320
    1.21
    51.0
    waterbased
    1440
    1.20
    43.0
    waterbased
    2650
    1.34
    54.0
    waterbased

  • 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
    0.23