Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
31.10.2024 - 01:27
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

30/9-11

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.
    30/9-11
    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.
    30/9-11
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH 8502-187 CDP-LINJE 158 - COL 745
    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.
    Norsk Hydro Produksjon AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    652-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    24
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    27.10.1990
    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.
    19.11.1990
    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.
    19.11.1992
    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.
    06.01.2014
    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.
    DRY
    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.
    109.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2570.0
    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).
    2568.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    5.3
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    98
    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° 19' 27.89'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 55' 44'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6687700.50
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    496072.29
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1673

  • Brønnhistorie
    General
    Well 30/9-11was drilled on the eastern segment of the J-structure on the Oseberg Sør field in the North Sea. Neighbouring wells 30/9-9 on the J-West and 30/9-5 S on the J-Central proved oil and gas, respectively. The primary objective of well 30/9-11 was to prove reservoir sands and oil within the Brent Group of the J-East segment and define oil/water contacts for the Tarbert/Ness and Oseberg-Rannoch-Etive reservoirs. The well was planned to be drilled 50 m into the Dunlin Formation to a total depth of approximately 2540 m.
    Operations and results
    Wildcat well 30/9-11 was spudded with the semi-submersible installation Vildkat on 27 October 1990 and drilled to TD at 2570 m in the Early Jurassic Drake Formation. No significant problem was encountered in the operations. The well was drilled with spud mud down to 922 m and with KCl/polymer mud from 922 m to TD.
    Top Viking Group, Heather Formation was encountered at 2291 m. Top Brent Group, Tarbert Formation was encountered at 2384 m. The Brent Group was entirely water bearing. Poor, patchy shows on thin sandstone lamina in the Heather Formation were the only indications of hydrocarbons in the well.
    Four cores were cut with good recovery. Core 1 was cut from 2382 m to 2403 m in the Tarbert and Ness formations, cores 2 and 3 were cut from 2450 to 2464.5 m in the Ness Formation, and core 4 was cut from 2484 m to 2511 m in the Ness and Rannoch formations. RFT water samples were taken at 2493 m in the Ness Formation.
    The well was plugged back for sidetracking on 19 November 1990. It is classified as a dry well.
    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
    2570.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2382.0
    2402.0
    [m ]
    2
    2450.0
    2454.0
    [m ]
    3
    2455.0
    2464.0
    [m ]
    4
    2484.0
    2511.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    60.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2382-2387m
    Kjerne bilde med dybde: 2387-2392m
    Kjerne bilde med dybde: 2392-2397m
    Kjerne bilde med dybde: 2397-2402m
    Kjerne bilde med dybde: 2450-2454m
    2382-2387m
    2387-2392m
    2392-2397m
    2397-2402m
    2450-2454m
    Kjerne bilde med dybde: 2455-2460m
    Kjerne bilde med dybde: 2460-2465m
    Kjerne bilde med dybde: 2484-2489m
    Kjerne bilde med dybde: 2489-2494m
    Kjerne bilde med dybde: 2494-2499m
    2455-2460m
    2460-2465m
    2484-2489m
    2489-2494m
    2494-2499m
    Kjerne bilde med dybde: 2499-2504m
    Kjerne bilde med dybde: 2504-2509m
    Kjerne bilde med dybde: 2509-2511m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2499-2504m
    2504-2509m
    2509-2511m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    930.0
    [m]
    DC
    STRAT
    950.0
    [m]
    DC
    STRAT
    960.0
    [m]
    DC
    STRAT
    980.0
    [m]
    DC
    STRAT
    990.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1010.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1020.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1040.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1050.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1080.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1100.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1110.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1130.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1140.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1160.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1170.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1190.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1200.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1230.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1250.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1260.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1280.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1290.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1310.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1320.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1340.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1350.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1380.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1400.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1410.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1430.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1440.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1460.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1490.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1510.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1540.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1550.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1570.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1580.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1600.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1610.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1630.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1640.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1660.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1690.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1700.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1720.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1730.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1740.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1760.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1770.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1790.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1800.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1830.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1850.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1860.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1880.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1890.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1900.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1910.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1920.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1930.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1950.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1960.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1970.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1980.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1990.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2000.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2010.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2020.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2040.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2055.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2065.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2086.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2090.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2100.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2110.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2120.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2130.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2140.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2150.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2160.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2180.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2200.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2220.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2230.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2240.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2254.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2260.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2277.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2282.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2290.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2297.6
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2300.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2308.8
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2316.6
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2326.1
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2334.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2339.8
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2346.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2351.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2358.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2360.4
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2365.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2368.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2370.8
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2371.4
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2378.1
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2380.4
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2382.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2382.1
    [m]
    C
    HYDRO
    2384.9
    [m]
    C
    HYDRO
    2387.2
    [m]
    C
    HYDRO
    2388.4
    [m]
    C
    HYDRO
    2390.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2392.9
    [m]
    C
    HYDRO
    2397.5
    [m]
    C
    HYDRO
    2401.8
    [m]
    C
    HYDRO
    2416.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2428.3
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2450.7
    [m]
    C
    HYDRO
    2452.7
    [m]
    C
    HYDRO
    2457.9
    [m]
    C
    HYDRO
    2459.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2461.5
    [m]
    C
    HYDRO
    2464.2
    [m]
    C
    HYDRO
    2468.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2476.9
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2480.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2499.1
    [m]
    C
    HYDRO
    2501.7
    [m]
    C
    HYDRO
    2504.6
    [m]
    C
    HYDRO
    2505.1
    [m]
    C
    HYDRO
    2506.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2507.8
    [m]
    C
    HYDRO
    2509.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2510.3
    [m]
    C
    HYDRO
    2512.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2515.3
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2520.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2530.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2540.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2557.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2567.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2570.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2694.5
    [m]
    C
    HYDRO

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.96

  • 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
    0.19
    pdf
    0.17

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    2.13
    pdf
    29.77

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL
    1000
    2242
    CST GR
    2244
    2530
    DIL LSS SP GR AMS
    905
    2247
    DIL LSS SP GR AMS
    2242
    2565
    FMS4 NGT AMS
    2243
    2562
    LDL CNL GR
    905
    2247
    LDL CNL GR
    2242
    2565
    MWD - GR RES DIR
    0
    0
    RFTB GR
    2275
    2504
    VSP
    1000
    2560

  • 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
    243.0
    36
    245.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    906.0
    17 1/2
    922.0
    1.56
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2242.0
    12 1/4
    2260.0
    1.58
    LOT
    OPEN HOLE
    2570.0
    8 1/2
    2570.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    245
    1.05
    WATER BASED
    31.10.1990
    758
    1.05
    WATER BASED
    01.11.1990
    922
    1.05
    WATER BASED
    02.11.1990
    922
    1.20
    22.0
    8.0
    WATER BASED
    05.11.1990
    1041
    1.42
    14.0
    7.0
    WATER BASED
    19.11.1990
    1164
    1.20
    23.0
    10.0
    WATER BASED
    05.11.1990
    1417
    1.30
    16.0
    8.0
    WATER BASED
    05.11.1990
    1918
    1.40
    18.0
    9.0
    WATER BASED
    06.11.1990
    2140
    1.24
    15.0
    6.0
    WATER BASED
    19.11.1990
    2224
    1.40
    18.0
    9.0
    WATER BASED
    08.11.1990
    2260
    1.40
    21.0
    9.0
    WATER BASED
    08.11.1990
    2260
    1.40
    19.0
    8.0
    WATER BASED
    09.11.1990
    2260
    1.40
    19.0
    8.0
    WATER BASED
    13.11.1990
    2351
    1.40
    13.0
    6.0
    WATER BASED
    13.11.1990
    2403
    1.22
    14.0
    7.0
    WATER BASED
    13.11.1990
    2455
    1.60
    16.0
    6.0
    WATER BASED
    13.11.1990
    2465
    1.60
    16.0
    7.0
    WATER BASED
    14.11.1990
    2511
    1.22
    15.0
    7.0
    WATER BASED
    16.11.1990
    2570
    1.23
    15.0
    7.0
    WATER BASED
    16.11.1990
    2570
    1.23
    15.0
    6.0
    WATER BASED
    19.11.1990

  • 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