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

16/1-3

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.
    16/1-3
    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).
    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
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    16/1-3
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    SC 75 - 30 2110
    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.
    340-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    61
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    29.07.1982
    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.
    27.09.1982
    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.
    27.09.1984
    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.
    24.09.2004
    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 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).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    108.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3498.0
    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).
    3496.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    1.2
    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.
    PRE-DEVONIAN
    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.
    BASEMENT
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    58° 48' 48.9'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 2' 56.45'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6519834.64
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    445067.06
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    84

  • Brønnhistorie
    General
    Well 16/1-3 is located on the Gudrun Terrace west of the Utsira High. The main objective of the well was to evaluate the hydrocarbon potential of Jurassic sand reservoirs. Eocene and Paleocene sands were secondary objectives. 16/1-3 was drilled on the flank of a seismically defined structure. The prime crestal location could not be tested due to the presence of a telephone cable on the sea floor.
    Operations and results
    Well 16/1-3 was spudded with the semi-submersible installation Glomar Biscay II on 29 July 1982 and drilled to TD at 3498 m in granite basement. After losing returns while drilling at 210 m, the 30" casing was re-cemented. Shallow gas was encountered between 400 and 444 meters. Tight hole, swabbing on trips and reaming were recurrent problems in the 12 1/4" hole due mainly to swelling of claystone and siltstone. Mud was lost when drilling through a flint layer at 2638 m. The well was drilled with seawater and bentonite down to 702 m, with a lignosulphonate/CMC mud from 702 m to 2282 m, and with lignosulphonate/lignite mud from 2282 m to TD.
    Mechanical log analysis over the Jurassic interval indicated the presence of about 60 meters of gross sand. Two thin zones of approximately 4 meters each in thickness were interpreted to be hydrocarbon bearing. The remaining sands were judged to be water bearing or non-reservoir. No reservoir was believed to be present in the Triassic sand, siltstones and shales. Minor shows, consisting of stain, fluorescence and/or mud gas manifestations were recorded in the Pliocene-Eocene, Miocene and Paleocene sections. In addition, oily mud was recovered in one of the MFT samples from the Jurassic Sleipner Formation. The Zechstein formation contained generally tight anhydritic dolomites at the top. A porous but interpreted water bearing limestone section was found in the middle portion of the Zechstein Group. Below the limestone a 36 m thick sandstone sequence was encountered. At the base of the Zechstein Group 3 m of Kupferschiefer Formation was encountered. The Kupferschiefer Formation is present in several wells in the area. The Permian Rotliegendes formation contained poor reservoir quality felspathic sandstones, siltstones and shales. Also the Permian reservoirs appeared to be water bearing on wire line logs.
    One core was cut from 2282 m to 2290.5 m in the Lista Formation. Two Multi Formation Test (MFT) samples were taken at 2742 m and 2742.5 m in a thin sand in the Jurassic Sleipner Formation. The first sample contained mud filtrate only. The second sample contained mud filtrate and 75 cc of light gravity oil. The well was permanently abandoned as a dry well with shows on 27 September 1982.
    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]
    200.00
    3498.50

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2282.0
    2291.8
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    9.8
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    500.0
    [unknown]
    DC
    530.0
    [unknown]
    DC
    560.0
    [unknown]
    DC
    590.0
    [unknown]
    DC
    620.0
    [unknown]
    DC
    650.0
    [unknown]
    DC
    680.0
    [unknown]
    DC
    710.0
    [unknown]
    DC
    740.0
    [unknown]
    DC
    770.0
    [unknown]
    DC
    800.0
    [unknown]
    DC
    840.0
    [unknown]
    DC
    860.0
    [unknown]
    DC
    890.0
    [unknown]
    DC
    920.0
    [unknown]
    DC
    950.0
    [unknown]
    DC
    980.0
    [unknown]
    DC
    1010.0
    [unknown]
    DC
    1040.0
    [unknown]
    DC
    1070.0
    [unknown]
    DC
    1100.0
    [unknown]
    DC
    1130.0
    [unknown]
    DC
    1160.0
    [unknown]
    DC
    1190.0
    [unknown]
    DC
    1220.0
    [unknown]
    DC
    1250.0
    [unknown]
    DC
    1280.0
    [unknown]
    DC
    1310.0
    [unknown]
    DC
    1340.0
    [unknown]
    DC
    1350.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    1370.0
    [unknown]
    DC
    1410.0
    [unknown]
    DC
    1410.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    1430.0
    [unknown]
    DC
    1460.0
    [unknown]
    DC
    1470.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    1490.0
    [unknown]
    DC
    1520.0
    [unknown]
    DC
    1530.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    1550.0
    [unknown]
    DC
    1580.0
    [unknown]
    DC
    1590.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    1610.0
    [unknown]
    DC
    1640.0
    [unknown]
    DC
    1650.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    1680.0
    [unknown]
    DC
    1700.0
    [unknown]
    DC
    1730.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    1730.0
    [unknown]
    DC
    1760.0
    [unknown]
    DC
    1762.0
    [unknown]
    SWC
    1790.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    1790.0
    [unknown]
    DC
    1820.0
    [unknown]
    DC
    1850.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    1850.0
    [unknown]
    DC
    1880.0
    [unknown]
    DC
    1910.0
    [unknown]
    DC
    1910.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    1930.0
    [unknown]
    DC
    1960.0
    [unknown]
    DC
    1970.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    1990.0
    [unknown]
    DC
    2010.0
    [unknown]
    DC
    2021.0
    [unknown]
    SWC
    2030.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    2040.0
    [unknown]
    DC
    2056.5
    [unknown]
    SWC
    2056.5
    [unknown]
    SWC
    OD
    2070.0
    [unknown]
    DC
    2090.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    2092.5
    [unknown]
    SWC
    2100.0
    [unknown]
    DC
    2101.5
    [unknown]
    SWC
    2110.0
    [unknown]
    SWC
    2130.0
    [unknown]
    DC
    2143.0
    [unknown]
    SWC
    2143.0
    [unknown]
    SWC
    OD
    2150.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    2156.0
    [unknown]
    SWC
    2160.0
    [unknown]
    DC
    2170.0
    [unknown]
    SWC
    OD
    2174.0
    [unknown]
    SWC
    OD
    2174.0
    [unknown]
    SWC
    2178.5
    [unknown]
    SWC
    2190.0
    [unknown]
    DC
    2200.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    2220.0
    [unknown]
    DC
    2231.0
    [unknown]
    DC
    2250.0
    [unknown]
    DC
    2257.0
    [unknown]
    SWC
    2278.5
    [unknown]
    SWC
    2279.3
    [unknown]
    SWC
    OD
    2279.3
    [unknown]
    SWC
    2280.0
    [unknown]
    DC
    2310.0
    [unknown]
    DC
    2316.0
    [unknown]
    SWC
    2340.0
    [unknown]
    DC
    2345.0
    [unknown]
    SWC
    2370.0
    [unknown]
    DC
    2372.5
    [unknown]
    SWC
    OD
    2372.5
    [unknown]
    SWC
    2399.0
    [unknown]
    SWC
    OD
    2399.0
    [unknown]
    SWC
    2400.0
    [unknown]
    DC
    2405.0
    [unknown]
    DC
    2410.0
    [unknown]
    DC
    ENTERPR
    2410.0
    [unknown]
    DC
    2419.0
    [unknown]
    SWC
    2430.0
    [unknown]
    DC
    2431.0
    [unknown]
    SWC
    2450.0
    [unknown]
    DC
    2465.0
    [unknown]
    DC
    2470.0
    [unknown]
    DC
    ENTERPR
    2500.0
    [unknown]
    DC
    2530.0
    [unknown]
    DC
    2560.0
    [unknown]
    DC
    2590.0
    [unknown]
    DC
    2620.0
    [unknown]
    DC
    2650.0
    [unknown]
    DC
    2680.0
    [unknown]
    DC
    2710.0
    [unknown]
    DC
    2710.0
    [unknown]
    SWC
    2710.0
    [unknown]
    SWC
    OD
    2713.5
    [unknown]
    SWC
    2713.5
    [unknown]
    SWC
    OD
    2722.0
    [unknown]
    SWC
    OD
    2722.0
    [unknown]
    SWC
    2728.0
    [unknown]
    SWC
    2728.0
    [unknown]
    SWC
    OD
    2740.0
    [unknown]
    DC
    2764.5
    [unknown]
    SWC
    2770.0
    [unknown]
    DC
    2800.0
    [unknown]
    DC
    2830.0
    [unknown]
    DC
    2857.0
    [unknown]
    DC
    2887.0
    [unknown]
    DC
    2917.0
    [unknown]
    DC
    2947.0
    [unknown]
    DC
    2977.0
    [unknown]
    DC
    3007.0
    [unknown]
    DC
    3037.0
    [unknown]
    DC
    3067.0
    [unknown]
    DC
    3090.0
    [unknown]
    SWC
    3091.0
    [unknown]
    DC
    3113.5
    [unknown]
    SWC
    3113.5
    [unknown]
    SWC
    OD
    3114.5
    [unknown]
    SWC
    3114.5
    [unknown]
    SWC
    OD
    3121.0
    [unknown]
    DC
    3151.0
    [unknown]
    DC
    3181.0
    [unknown]
    DC
    3211.0
    [unknown]
    DC
    3240.0
    [unknown]
    DC
    3271.0
    [unknown]
    DC
    3301.0
    [unknown]
    DC
    3331.0
    [unknown]
    DC
    3361.0
    [unknown]
    DC
    3391.0
    [unknown]
    DC
    3421.0
    [unknown]
    DC
    3451.0
    [unknown]
    DC
    3481.0
    [unknown]
    DC
    3498.5
    [unknown]
    C

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.62

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    3.24

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    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
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    2.30
    pdf
    22.20

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    4ARM CAL
    170
    521
    4ARM CAL
    506
    1201
    CDL CN GR
    2724
    3097
    CN CDL GR
    1242
    2737
    CNL CD GR
    3050
    3495
    CNL CDR GR
    3050
    3271
    DIPLOG
    2725
    3270
    DLL MLL GR
    2250
    2732
    IEL AC GR
    195
    520
    IEL AC GR
    506
    1277
    IEL AC GR
    1242
    2735
    IEL AC GR
    2724
    3095
    IEL AC GR
    2724
    3269
    IEL AC GR
    3200
    3495
    MFT
    1850
    2750
    MFT
    2741
    3073
    MFT
    2742
    3194
    MFT
    2742
    2742
    SRC
    2733
    3095
    SWC
    1762
    2729
    SWC
    2733
    3095
    SWC
    3101
    3266
    TEMP CCL
    10
    1237
    TEMP CCL
    1235
    2200
    VEL
    1242
    3495

  • 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
    192.0
    36
    194.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    506.0
    26
    521.0
    1.55
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1263.0
    17 1/2
    1278.0
    1.70
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2727.0
    12 1/4
    2738.0
    1.80
    LOT
    OPEN HOLE
    3498.0
    8 1/2
    3498.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    280
    1.02
    45.0
    water
    350
    1.06
    38.0
    water
    470
    1.08
    32.0
    water
    640
    1.18
    41.0
    water
    730
    1.16
    36.0
    water
    1240
    1.20
    37.0
    water
    1470
    1.18
    40.0
    water
    2090
    1.22
    48.0
    water
    2380
    1.26
    59.0
    water
    2650
    1.17
    50.0
    water
    2790
    1.50
    57.0
    water
    3040
    1.56
    60.0
    water
    3160
    1.19
    48.0
    water
    3460
    1.20
    49.0
    water

  • 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