Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
08.05.2024 - 01:33
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

35/10-2

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.
    35/10-2
    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.
    35/10-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST 9303-INLINE 3500 & CROSSLINE 2500
    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.
    843-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    103
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    16.04.1996
    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.
    22.08.1996
    Plugget og forlatt dato
    Dato P&A-operasjonen av brønnbanen var ferdig, som innmeldt av operatør til DDRS (Daily Drilling Reporting System). Forekommer bare en gang pr. brønnhode/overflateposisjon.
    22.08.1996
    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.
    22.08.1998
    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.
    15.12.2006
    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.
    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.
    TARBERT 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.
    MIDDLE 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.
    NESS FM
    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.
    372.5
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4677.0
    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).
    4675.0
    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.
    STATFJORD GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 2' 22.67'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 2' 30.6'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6767362.83
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    502259.88
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2783

  • Brønnhistorie
    General
    Wildcat well 35/10-2 is located on the Flatfisk Slope approximately mid-way between the Fram and the Kvitebj ørn Discoveries in the Northern North Sea. The primary objective for the well was to explore the hydrocarbon potential of the Middle Jurassic Brent reservoir. The secondary objective was to explore the hydrocarbon potential of the Paleocene sandstones of the Goliath -prospect. Furthermore, the well would test the reservoir potential of the "intra Dunlin" (Cook Formation) and Statfjord sandstones. Planned TD was 5000 m MSL.
    Operations and results
    Well 35/10-2 was spudded with the semi-submersible installation Transocean Arctic on 16 April 1996. The original well path, 35/10-2, was drilled down to a total depth of 3301 m, where the mud motor parted. A technical sidetrack, named 35/10-2 T2 was necessary. This was kicked off at 2563 and the well was drilled down to TD for the well at 4677 m in the Early Jurassic Statfjord Formation. In the 8 3/8" section, severe problems were encountered due to mud losses. The hole was cemented back once to try and seal off the loss zones. The well was drilled with bentonite down to 1460 m, with ANCO 2000 mud from 1460 m to 3990 m, and with AncoTherm mud from 3990 m to TD
    No reservoir quality sandstones of any thickness were found in the Tertiary. The seismic anomaly thought to represent the Goliath prospect, was in fact caused by a sequence of thin siltstones and very fine sandstones at 1953-1955 m in the Sele Formation. Good oil shows were observed in this interval. The top of the Brent Group was penetrated at 4149 m, almost 90 m higher than prognosed, and the reservoir proved to hold a gas column of approximately 72 m. The well penetrated sandstones in the Early Jurassic, (Cook, Amundsen and Statfjord Formations), but no hydrocarbons were observed in these. Due to this the well was not drilled to the planned TD.
    Nine conventional cores were cut in the well. Two of these were cut from 1960 m to 1974.5 m in the Lista Formation, one was cut from 2018 m to 2023.5 m in the Lista Formation, and the remaining 6 were cut from 4154 m to 4240 m in the Brent Group. FMT samples were taken in the Ness Formation at 4217.9 m (one sample: mix of mud filtrate and formation water) and at 4199.3 m (three samples: mainly mud filtrate with 1 litre gas in one of the samples).
    The well was permanently abandoned on 22 August 1996 as a gas discovery.
    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]
    1470.00
    4677.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1960.0
    1966.5
    [m ]
    2
    1966.5
    1974.0
    [m ]
    3
    2018.0
    2023.0
    [m ]
    4
    4154.0
    4162.3
    [m ]
    5
    4162.3
    4169.3
    [m ]
    6
    4169.5
    4184.6
    [m ]
    7
    4185.5
    4206.2
    [m ]
    8
    4207.0
    4223.2
    [m ]
    9
    4224.0
    4238.8
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    100.9
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1960-1965m
    Kjerne bilde med dybde: 1965-1966m
    Kjerne bilde med dybde: 1966-1971m
    Kjerne bilde med dybde: 1971-1974m
    Kjerne bilde med dybde: 2018-2022m
    1960-1965m
    1965-1966m
    1966-1971m
    1971-1974m
    2018-2022m
    Kjerne bilde med dybde: 4145-4159m
    Kjerne bilde med dybde: 4159-4162m
    Kjerne bilde med dybde: 4162-4167m
    Kjerne bilde med dybde: 4167-4169m
    Kjerne bilde med dybde: 4169-4174m
    4145-4159m
    4159-4162m
    4162-4167m
    4167-4169m
    4169-4174m
    Kjerne bilde med dybde: 4174-4179m
    Kjerne bilde med dybde: 4179-4184m
    Kjerne bilde med dybde: 4184-4185m
    Kjerne bilde med dybde: 4185-4190m
    Kjerne bilde med dybde: 4190-4195m
    4174-4179m
    4179-4184m
    4184-4185m
    4185-4190m
    4190-4195m
    Kjerne bilde med dybde: 4195-4200m
    Kjerne bilde med dybde: 4200-4205m
    Kjerne bilde med dybde: 4205-4206m
    Kjerne bilde med dybde: 4207-4212m
    Kjerne bilde med dybde: 4212-4217m
    4195-4200m
    4200-4205m
    4205-4206m
    4207-4212m
    4212-4217m
    Kjerne bilde med dybde: 4217-4222m
    Kjerne bilde med dybde: 4222-4223m
    Kjerne bilde med dybde: 4224-4229m
    Kjerne bilde med dybde: 4229-4234m
    Kjerne bilde med dybde: 4234-4238m
    4217-4222m
    4222-4223m
    4224-4229m
    4229-4234m
    4234-4238m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1470.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1490.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1510.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1530.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1550.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1570.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1590.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1610.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1630.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1650.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1670.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1690.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1710.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1730.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1750.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1770.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1780.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1794.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1806.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1821.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1836.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1845.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1860.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1875.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1887.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1896.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1905.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1914.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1923.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1932.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1941.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1950.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1959.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1968.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1977.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1986.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1995.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2004.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2013.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2025.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2034.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2043.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2052.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2064.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2073.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2082.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2091.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2100.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2115.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2130.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2150.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2170.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2190.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2210.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2230.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2250.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2270.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2290.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2310.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2330.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2350.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2370.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2390.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2410.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2430.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2450.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2470.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2490.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2510.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2530.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2550.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2570.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2590.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2610.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2630.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2650.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2670.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    2690.0
    [m]
    DC
    GEOCH

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    3.29

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    26.32

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    DIPL MAC GR
    3602
    4501
    DLL MAC CNL ZDL SL
    1452
    3450
    DLL ZDL GR
    3437
    3990
    DPIL MAC GR
    4236
    4663
    FMT QDYNE GR
    2015
    2016
    FMT QDYNE GR
    4148
    4154
    FMT QDYNE GR
    4150
    4473
    FMT QDYNE GR
    4150
    4473
    FMT QDYNE GR
    4199
    0
    FMT QDYNE GR
    4199
    0
    FMT QDYNE GR PT
    4157
    4636
    FMT QDYNE GR PT
    4395
    4663
    MAC GR
    3375
    3990
    MDT GR
    4395
    4485
    MWD - DPR
    483
    4579
    SWC GR
    1950
    2034
    SWC GR
    3474
    3821
    SWC GR
    3823
    3985
    SWC GR
    3985
    4322
    SWC GR
    3989
    4632
    SWC GR
    4317
    4672
    VSP GR
    640
    3440
    VSP GR
    3320
    4420
    ZDL CNL GR
    3925
    4501
    ZDL CNL GR
    4465
    4677

  • 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
    482.0
    36
    484.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    1452.0
    26
    1455.0
    1.69
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    3437.0
    17 1/2
    3438.0
    1.86
    LOT
    INTERM.
    9 7/8
    3978.0
    12 1/4
    3978.0
    2.04
    LOT
    OPEN HOLE
    4677.0
    8 3/8
    4677.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    483
    1.03
    DUMMY
    1050
    1.03
    DUMMY
    1439
    1.03
    DUMMY
    1752
    1.45
    ANCO 2000
    2018
    1.47
    20.0
    ANCO 2000
    2156
    1.47
    20.0
    ANCO 2000
    2581
    1.49
    30.0
    ANCO 2000
    2773
    1.49
    36.0
    ANCO 2000
    3026
    1.49
    28.0
    ANCO 2000
    3201
    1.49
    29.0
    ANCO 2000
    3301
    1.47
    21.0
    ANCO 2000
    3301
    1.47
    30.0
    ANCO 2000
    3450
    1.51
    32.0
    ANCO 2000
    3450
    1.51
    32.0
    ANCO 2000
    3958
    1.70
    36.0
    ANCO 2000
    3990
    1.81
    43.0
    ANCO 2000
    4097
    1.89
    33.0
    ANCO 2000
    4142
    1.84
    26.0
    ANCO 2000
    4149
    1.81
    28.0
    ANCO 2000
    4154
    1.84
    22.0
    ANCO 2000
    4233
    1.84
    25.0
    ANCO 2000
    4505
    1.84
    28.0
    ANCO 2000
    4538
    1.81
    25.0
    ANCO 2000
    4677
    1.81
    19.0
    ANCOTEMP/BENT.

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    4235.70
    [m ]
    4227.50
    [m ]
    4225.25
    [m ]
    4220.76
    [m ]
    4216.35
    [m ]
    4207.85
    [m ]
    4179.87
    [m ]
    4164.74
    [m ]
    4157.80
    [m ]
    4156.20
    [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
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.22