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

30/6-16

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.
    30/6-16
    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.
    30/6-16
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH 82 - 344 SP. 300.
    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.
    442-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    74
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    09.11.1984
    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.
    21.01.1985
    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.
    21.01.1987
    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.
    29.03.2014
    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.
    OIL/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.
    ETIVE 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.
    EARLY 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.
    COOK FM
    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.
    114.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3300.0
    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).
    3300.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    1.8
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    126
    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.
    TRIASSIC
    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.
    HEGRE GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 39' 31.72'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 41' 37.64'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6724982.82
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    483260.18
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    333

  • Brønnhistorie
    General
    Wildcat well 30/6-16 was drilled on the Theta structure, immediately northwest of the main Oseberg Alpha North structure. The main objective of the well was to prove hydrocarbons in the Statfjord Formation. Planned TD was ca 3150 m or ca 225 m into the Statfjord Formation.
    Operations and results
    Wildcat well 30/6-16 was spudded with the semi-submersible installation Treasure scout on 9 November 1984 and drilled to TD at 3300 m in the Triassic Hegre Group. Drilling proceeded without significant problems. The well was drilled with spud mud down to 613 m and with KCl/polymer mud from 613 m to TD.
    Good oil shows were reported on dolomite and limestone beds and stringers from 1993 to 2333 m in the Rogaland and Shetland groups. From 2605 to 2853 (Shetland Group) good oil shows were recorded in sandstones and siltstones as well as in limestones. The Brent Group was encountered at 2856 m and consisted of 12 m Etive Formation only. The Etive Formation was found to be oil bearing over the entire interval. The net pay was 6.3 m with average log porosity of 19.1%. Also the 26 m thick Cook Formation with top at 2920 m was oil bearing all through. Net pay here was 12.6 m with average log porosity of 19.0%. No oil/water contacts could be established. The Statfjord Formation had weak shows in the top 10 m, but was found to be water bearing. RFT pressure recordings and sampling were recorded in 5 runs.  Different pressure regimes were proved for the Etive Formation, the Cook Formation and the Statfjord Group.
    Four cores were cut in the Etive and Drake Formations (2856 - 2909 m), two in the Cook and Amundsen/Burton formations (2923 - 2949 m) and one in the Statfjord Formation (2982 - 2990 m). RFT fluid samples were taken at 2857 m (oil, gas and water), 2929.5 m (water, gas and some oil) and 3194.5 m (water).
    The well was permanently abandoned on 21 January 1985 as an oil discovery.
    Testing
    Two Drill Stem Tests were performed. Overall test data indicated severe depletion effects in both reservoirs.
    DST 1 tested the interval: 2919.6 - 2943.6 m in the Cook Formation. The average production was 183 Sm3 oil and 25500 Sm3 gas /day through a 36/64" choke.  GOR was 139 Sm3/Sm3. Oil gravity was 29 deg API and gas gravity was 0.747 (rel. to air) with 2.4 % CO2 and no H2S. The bottom hole temperature in the test was 113.3 deg C.
    DST 2 tested the interval: 2855-2868 m in the Etive Formation. The average production was 685 Sm3 oil and 125000 Sm3 gas /day through a 68/64" choke. GOR was 182 Sm3/Sm3.  Oil gravity was 36 deg API and gas gravity was 0.76 (rel. to air) with 2.3% CO2 and no H2S. The bottom hole temperature in the test was 113.4 deg C.
    A rapid decrease in production rate and well head pressure in the Etive Formation test indicate that the reservoir is of very limited size.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    230.00
    3300.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2856.0
    2866.0
    [m ]
    2
    2866.0
    2877.2
    [m ]
    3
    2878.5
    2889.9
    [m ]
    4
    2890.0
    2906.0
    [m ]
    5
    2923.0
    2937.4
    [m ]
    6
    2937.4
    2948.4
    [m ]
    7
    2982.0
    2989.9
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    81.8
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2856-2861m
    Kjerne bilde med dybde: 2861-2768m
    Kjerne bilde med dybde: 2866-2871m
    Kjerne bilde med dybde: 2871-2876m
    Kjerne bilde med dybde: 2876-2877m
    2856-2861m
    2861-2768m
    2866-2871m
    2871-2876m
    2876-2877m
    Kjerne bilde med dybde: 2878-2883m
    Kjerne bilde med dybde: 2883-2888m
    Kjerne bilde med dybde: 2888-2889m
    Kjerne bilde med dybde: 2890-2895m
    Kjerne bilde med dybde: 2895-2900m
    2878-2883m
    2883-2888m
    2888-2889m
    2890-2895m
    2895-2900m
    Kjerne bilde med dybde: 2900-2905m
    Kjerne bilde med dybde: 2905-2906m
    Kjerne bilde med dybde: 2923-2928m
    Kjerne bilde med dybde: 2928-2933m
    Kjerne bilde med dybde: 2933-2937m
    2900-2905m
    2905-2906m
    2923-2928m
    2928-2933m
    2933-2937m
    Kjerne bilde med dybde: 2937-2942m
    Kjerne bilde med dybde: 2942-2947m
    Kjerne bilde med dybde: 2947-2948m
    Kjerne bilde med dybde: 2982-2987m
    Kjerne bilde med dybde: 2987-2989m
    2937-2942m
    2942-2947m
    2947-2948m
    2982-2987m
    2987-2989m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2817.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2837.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2847.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2850.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2852.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2884.1
    [m]
    C
    OD
    2898.1
    [m]
    C
    OD
    2914.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2926.8
    [m]
    C
    OD
    2956.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2960.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2975.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3013.0
    [m]
    SWC
    RRI

  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    DST
    DST1
    2944.00
    2920.00
    14.01.1985 - 00:00
    YES
    DST
    DST2
    2855.00
    2868.00
    18.01.1985 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.27
    pdf
    0.87

  • 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
    0.27
    pdf
    0.25

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    11.47

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2920
    2944
    15.9
    1.1
    2920
    2944
    14.3
    2.0
    2855
    2868
    27.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    3.000
    1.1
    3.000
    2.0
    10.000
    28.000
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    165
    2475
    0.880
    0.747
    15
    1.1
    175
    26000
    0.880
    0.747
    150
    2.0
    710
    142000
    0.840
    0.760
    200

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    400
    3221
    CBL VDL GR CCL
    2335
    2906
    CET CAL
    1500
    3221
    CST GR
    2002
    2851
    CST GR
    2852
    3293
    CST GR CCL
    1500
    3221
    DLL MSFL GR
    2820
    3230
    ISF LSS GR
    224
    3302
    ISF MSFL LSS GR
    2840
    2984
    LDL CNL GR
    597
    2985
    LDL CNL NGT
    2820
    3304
    RFT
    2855
    2861
    RFT
    2855
    3246
    RFT
    2926
    2932
    RFT
    2926
    2930
    RFT
    3194
    3194
    SAT VSP
    683
    3303
    SAT VSP
    2351
    2411
    SHDT
    2000
    3304
    WGR
    320
    597

  • 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
    223.5
    36
    224.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    598.5
    26
    613.0
    1.43
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1703.0
    17 1/2
    1715.0
    1.65
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3285.0
    12 1/4
    3300.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    224
    1.05
    WATER BASED
    12.11.1984
    224
    1.08
    WATER BASED
    13.11.1984
    224
    1.08
    WATER BASED
    13.11.1984
    302
    1.08
    WATER BASED
    14.11.1984
    613
    1.08
    12.0
    30.0
    WATER BASED
    15.11.1984
    613
    1.14
    14.0
    32.0
    WATER BASED
    16.11.1984
    613
    1.14
    14.0
    32.0
    WATER BASED
    16.11.1984
    627
    1.14
    19.0
    13.0
    WATER BASED
    21.11.1984
    1231
    1.16
    18.0
    12.0
    WATER BASED
    22.11.1984
    1241
    1.16
    18.0
    13.0
    WATER BASED
    23.11.1984
    1415
    1.17
    20.0
    12.0
    WATER BASED
    26.11.1984
    1715
    1.17
    19.0
    12.0
    WATER BASED
    26.11.1984
    1715
    1.19
    20.0
    13.0
    WATER BASED
    26.11.1984
    1715
    1.18
    22.0
    12.0
    WATER BASED
    27.11.1984
    1715
    1.19
    20.0
    13.0
    WATER BASED
    26.11.1984
    1715
    1.18
    22.0
    12.0
    WATER BASED
    27.11.1984
    1715
    1.20
    20.0
    10.0
    WATER BASED
    28.11.1984
    1715
    1.20
    20.0
    10.0
    WATER BASED
    28.11.1984
    1773
    1.30
    24.0
    13.0
    WATER BASED
    29.11.1984
    2000
    1.40
    32.0
    14.0
    WATER BASED
    30.11.1984
    2160
    1.40
    27.0
    10.0
    WATER BASED
    04.12.1984
    2168
    1.40
    33.0
    11.0
    WATER BASED
    04.12.1984
    2350
    1.40
    30.0
    10.0
    WATER BASED
    04.12.1984
    2462
    1.40
    32.0
    13.0
    WATER BASED
    04.12.1984
    2566
    1.40
    29.0
    10.0
    WATER BASED
    05.12.1984
    2672
    1.40
    28.0
    10.0
    WATER BASED
    06.12.1984
    2728
    1.40
    28.0
    10.0
    WATER BASED
    07.12.1984
    2804
    1.40
    30.0
    11.0
    WATER BASED
    11.12.1984
    2856
    1.40
    28.0
    WATER BASED
    11.12.1984
    2859
    1.40
    25.0
    11.0
    WATER BASED
    11.12.1984
    2860
    1.35
    28.0
    11.0
    WATER BASED
    12.12.1984
    2860
    0.00
    28.0
    12.0
    WATER BASED
    15.12.1984
    2860
    0.00
    30.0
    13.0
    WATER BASED
    15.12.1984
    2860
    0.00
    31.0
    12.0
    WATER BASED
    15.12.1984
    2860
    0.00
    29.0
    12.0
    WATER BASED
    15.12.1984
    2860
    1.35
    29.0
    12.0
    WATER BASED
    20.12.1984
    2860
    1.36
    30.0
    12.0
    WATER BASED
    20.12.1984
    2860
    1.35
    23.0
    10.0
    WATER BASED
    11.12.1984
    2860
    1.35
    28.0
    14.0
    WATER BASED
    11.12.1984
    2860
    1.35
    30.0
    13.0
    WATER BASED
    16.12.1984
    2860
    1.36
    30.0
    12.0
    WATER BASED
    20.12.1984
    2860
    1.35
    28.0
    14.0
    WATER BASED
    11.12.1984
    2860
    1.35
    28.0
    11.0
    WATER BASED
    12.12.1984
    2860
    1.35
    28.0
    12.0
    WATER BASED
    16.12.1984
    2860
    1.36
    31.0
    12.0
    WATER BASED
    16.12.1984
    2860
    1.35
    29.0
    12.0
    WATER BASED
    16.12.1984
    2860
    1.35
    29.0
    12.0
    WATER BASED
    20.12.1984
    2884
    1.32
    WATER BASED
    14.01.1985
    2884
    1.32
    WATER BASED
    18.01.1985
    2884
    1.32
    WATER BASED
    07.01.1985
    2884
    1.32
    WATER BASED
    15.01.1985
    2884
    1.32
    WATER BASED
    17.01.1985
    2884
    1.32
    WATER BASED
    21.01.1985
    2884
    1.32
    WATER BASED
    06.01.1985
    2884
    1.32
    WATER BASED
    07.01.1985
    2884
    1.32
    WATER BASED
    14.01.1985
    2884
    1.32
    WATER BASED
    15.01.1985
    2884
    1.32
    WATER BASED
    17.01.1985
    2884
    1.32
    WATER BASED
    18.01.1985
    2884
    1.32
    WATER BASED
    21.01.1985
    2926
    1.35
    28.0
    11.0
    WATER BASED
    13.12.1984
    3160
    1.36
    29.0
    12.0
    WATER BASED
    19.12.1984
    3160
    1.36
    29.0
    12.0
    WATER BASED
    18.12.1984
    3224
    1.32
    WATER BASED
    01.01.1985
    3224
    1.32
    WATER BASED
    01.01.1985
    3224
    1.32
    WATER BASED
    02.01.1985
    3224
    1.32
    WATER BASED
    03.01.1985
    3224
    1.32
    WATER BASED
    06.01.1985
    3224
    1.32
    WATER BASED
    03.01.1985
    3224
    1.36
    54.0
    WATER BASED
    01.01.1985
    3224
    1.32
    WATER BASED
    01.01.1985
    3224
    1.32
    WATER BASED
    01.01.1985
    3224
    1.32
    WATER BASED
    02.01.1985
    3224
    1.32
    WATER BASED
    06.01.1985
    3300
    1.35
    29.0
    12.0
    WATER BASED
    26.12.1984
    3300
    1.35
    WATER BASED
    26.12.1984
    3300
    1.35
    30.0
    12.0
    WATER BASED
    26.12.1984
    3300
    1.35
    30.0
    11.0
    WATER BASED
    26.12.1984
    3300
    1.36
    WATER BASED
    27.12.1984
    3300
    1.36
    29.0
    12.0
    WATER BASED
    26.12.1984
    3300
    1.36
    29.0
    12.0
    WATER BASED
    26.12.1984
    3300
    1.35
    WATER BASED
    26.12.1984
    3300
    1.35
    30.0
    12.0
    WATER BASED
    26.12.1984
    3300
    1.35
    30.0
    11.0
    WATER BASED
    26.12.1984
    3300
    1.36
    WATER BASED
    27.12.1984

  • 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