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

31/2-15

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.
    31/2-15
    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).
    APPRAISAL
    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
    Felt
    Navn på feltet som brønnbanen er relatert til.
    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.
    31/2-15
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    8007 - 154 SP. 290
    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.
    A/S Norske Shell
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    434-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    67
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    10.09.1984
    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.
    15.11.1984
    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.
    15.11.1986
    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.
    06.06.2006
    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.
    APPRAISAL
    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.
    NO
    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.
    NO FORMAL NAME
    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.
    LATE 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.
    SOGNEFJORD 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.
    343.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    1677.0
    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).
    1677.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    3.5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    37
    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.
    MIDDLE 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.
    FENSFJORD FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 55' 25.45'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 34' 2.57'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6754585.85
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    530762.08
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    439

  • Brønnhistorie
    General
    Well 31/2-15 was drilled in the northern part of the Troll West oil and gas province to evaluate reservoir quality and development in the northern part of the Troll West accumulation, and to establish fluid contacts in an undrilled fault compartment.
    Operations and results
    Appraisal well 31/2-15 was spudded with the semi-submersible installation Borgny Dolphin on 10 September 1984 and drilled to TD at 1677 m in the Middle Jurassic Fensfjord Formation. No major problems were encountered in the operations. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 810 m, with KCl/polymer mud from 810 m to 1460 m, and with chalk mud (calcium chloride/calcium carbonate) from 1460 m to TD.
    Top reservoir was encountered at 1482 m as prognosed, but the age of the upper part was found to be of  Paleocene and not Late Jurassic age. The expected Sognefjord Formation came in at 1515 m. The well thus correlate with the situation in well 31/2-18 and 31/2-18 A. Both the Paleocene sand and the Sognefjord Formation sand were gas filled, and the gas continued down to a low permeable micaceous gas/oil transition zone at 1561 m to 1567 m. Testing and sampling proved no mobile oil down to at least 1567 m, and the free oil level was concluded to be very close to the Field-GOC at 1572 m (1547 m SS). The OWC was unambiguously placed at 1583 m, in a highly permeable sand. No shows were recorded above 1482 m or below 1583 m. From petrophysical analysis there were indications of gas saturation in poor quality formation within a 10 m interval below top Fensfjord. However an RFT sample from his interval contained no oil, only gas and brine.
    Twelve cores were cut from 1486 m to 1595 m from the lower Paleocene, the Late Jurassic and Sognefjord Formation, and into the Heather Formation. A total of 4 RFT samples were taken. Of these 2 initial failed because of tight formation and seal failure while brine and gas were recovered from the samples at 1637 and 1568 m.
    The well was permanently abandoned on 15 November as a gas and oil appraisal.
    Testing
    Two tests were performed in the Late Jurassic sequence. Test 1 from 1572 m to 1580 m produced oil at rates up to 570 Sm3 /day. The GOR was 54 Sm3/Sm3 and the oil gravity was 28 deg API. Test 2 from 1564 m to 1567 m had the objective to establish hydrocarbon type in the gas/oil transition zone. It gave initially no flow, but after displacing the tubing content partially to nitrogen a small flow of gas was established (10000 m3 gas/day). The gas contained only trace amounts of condensate.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    490.00
    1676.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1486.0
    1491.6
    [m ]
    2
    1493.0
    1499.8
    [m ]
    3
    1501.0
    1501.9
    [m ]
    4
    1503.0
    1507.5
    [m ]
    5
    1510.0
    1516.6
    [m ]
    6
    1516.5
    1520.5
    [m ]
    7
    1520.0
    1528.9
    [m ]
    8
    1530.0
    1532.5
    [m ]
    9
    1533.0
    1540.2
    [m ]
    10
    1541.0
    1559.0
    [m ]
    11
    1559.0
    1574.4
    [m ]
    12
    1577.0
    1588.2
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    91.6
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1486-1491m
    Kjerne bilde med dybde: 1493-1499m
    Kjerne bilde med dybde: 1499-1500m
    Kjerne bilde med dybde: 1501-1502m
    Kjerne bilde med dybde: 1503-1507m
    1486-1491m
    1493-1499m
    1499-1500m
    1501-1502m
    1503-1507m
    Kjerne bilde med dybde: 1510-1516m
    Kjerne bilde med dybde: 1516-1517m
    Kjerne bilde med dybde: 1516-1520m
    Kjerne bilde med dybde: 1520-1526m
    Kjerne bilde med dybde: 1526-1528m
    1510-1516m
    1516-1517m
    1516-1520m
    1520-1526m
    1526-1528m
    Kjerne bilde med dybde: 1530-1532m
    Kjerne bilde med dybde: 1533-1539m
    Kjerne bilde med dybde: 1539-1540m
    Kjerne bilde med dybde: 1541-1547m
    Kjerne bilde med dybde: 1547-1553m
    1530-1532m
    1533-1539m
    1539-1540m
    1541-1547m
    1547-1553m
    Kjerne bilde med dybde: 1553-1559m
    Kjerne bilde med dybde: 1559-1565m
    Kjerne bilde med dybde: 1565-1571m
    Kjerne bilde med dybde: 1571-1574m
    Kjerne bilde med dybde: 1577-1583m
    1553-1559m
    1559-1565m
    1565-1571m
    1571-1574m
    1577-1583m
    Kjerne bilde med dybde: 1583-1588m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    1583-1588m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1493.1
    [m]
    C
    OD
    1493.2
    [m]
    C
    OD
    1493.3
    [m]
    C
    OD
    1493.6
    [m]
    C
    OD
    1493.6
    [m]
    C
    OD
    1493.7
    [m]
    C
    OD

  • 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
    TEST1
    1572.00
    1584.00
    18.10.1984 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.27

  • 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
    0.22
    pdf
    0.18

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    7.84
    pdf
    1.27
    pdf
    0.41
    pdf
    1.79
    pdf
    0.95
    pdf
    1.94
    pdf
    3.22
    pdf
    1.32
    pdf
    1.33
    pdf
    1.14
    pdf
    0.88
    pdf
    0.72
    pdf
    0.89
    pdf
    1.18
    pdf
    0.59
    pdf
    17.91
    pdf
    2.99
    pdf
    2.19
    pdf
    0.26
    pdf
    0.45

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    625
    1442
    CBL VDL GR
    850
    1631
    DLL MSFL GR
    1444
    1671
    ISF BHC GR
    466
    808
    ISF BHC GR
    800
    1437
    ISF BHC GR
    1444
    1676
    LDL CNL GR
    466
    808
    LDL CNL GR
    800
    1100
    LDL CNL GR
    1100
    1436
    LDL CNL SGR
    1444
    1676
    PCT
    1540
    1600
    RFT
    1496
    1562
    RFT
    1496
    1662
    RFT
    1496
    1662
    RFT
    1562
    1637
    RFT
    1562
    1637
    SHDT GR
    1444
    1674
    SWS
    58
    0
    VELOCITY
    450
    1676
    WST
    680
    1660

  • 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
    466.0
    36
    477.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    800.5
    26
    810.0
    1.38
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1444.0
    17 1/2
    1460.0
    1.62
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1663.0
    12 1/4
    1677.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    430
    1.03
    9.0
    34.0
    WATER BASED
    11.09.1984
    477
    1.03
    WATER BASED
    12.09.1984
    480
    1.03
    15.0
    60.0
    WATER BASED
    13.09.1984
    810
    1.03
    6.0
    31.0
    WATER BASED
    14.09.1984
    810
    1.03
    6.0
    31.0
    WATER BASED
    16.09.1984
    810
    1.03
    WATER BASED
    17.09.1984
    810
    1.26
    20.0
    19.0
    WATER BASED
    18.09.1984
    810
    1.03
    6.0
    31.0
    WATER BASED
    16.09.1984
    810
    1.03
    WATER BASED
    16.09.1984
    810
    1.03
    WATER BASED
    17.09.1984
    810
    1.26
    20.0
    19.0
    WATER BASED
    18.09.1984
    810
    1.03
    WATER BASED
    16.09.1984
    1069
    1.26
    27.0
    18.0
    WATER BASED
    19.09.1984
    1440
    1.29
    18.0
    18.0
    WATER BASED
    20.09.1984
    1460
    1.29
    16.0
    16.0
    WATER BASED
    23.09.1984
    1460
    1.27
    14.0
    16.0
    WATER BASED
    23.09.1984
    1460
    1.27
    14.0
    16.0
    WATER BASED
    23.09.1984
    1474
    1.21
    14.0
    18.0
    WATER BASED
    25.09.1984
    1493
    1.21
    15.0
    19.0
    WATER BASED
    25.09.1984
    1510
    1.21
    15.0
    19.0
    WATER BASED
    26.09.1984
    1521
    1.21
    15.0
    19.0
    WATER BASED
    27.09.1984
    1530
    1.21
    15.0
    19.0
    WATER BASED
    29.09.1984
    1538
    1.21
    15.0
    19.0
    WATER BASED
    29.09.1984
    1562
    1.21
    18.0
    19.0
    WATER BASED
    29.09.1984
    1564
    1.20
    WATER BASED
    01.11.1984
    1572
    1.20
    WATER BASED
    17.10.1984
    1595
    1.21
    17.0
    20.0
    WATER BASED
    01.10.1984
    1634
    1.20
    WATER BASED
    14.10.1984
    1634
    1.20
    WATER BASED
    15.10.1984
    1634
    1.20
    WATER BASED
    16.10.1984
    1634
    1.20
    WATER BASED
    15.10.1984
    1634
    1.20
    WATER BASED
    16.10.1984
    1638
    1.23
    18.0
    21.0
    WATER BASED
    08.10.1984
    1638
    1.22
    17.0
    19.0
    WATER BASED
    10.10.1984
    1638
    1.23
    18.0
    21.0
    WATER BASED
    11.10.1984
    1638
    1.23
    18.0
    21.0
    WATER BASED
    14.10.1984
    1638
    1.20
    WATER BASED
    14.10.1984
    1638
    1.22
    17.0
    19.0
    WATER BASED
    10.10.1984
    1638
    1.23
    18.0
    21.0
    WATER BASED
    11.10.1984
    1638
    1.23
    18.0
    21.0
    WATER BASED
    14.10.1984
    1638
    1.20
    WATER BASED
    14.10.1984
    1663
    0.00
    WATER BASED
    21.10.1984
    1663
    1.22
    12.0
    19.0
    WATER BASED
    10.10.1984
    1677
    1.23
    18.0
    21.0
    WATER BASED
    08.10.1984
    1677
    1.24
    19.0
    21.0
    WATER BASED
    08.10.1984
    1677
    1.24
    20.0
    21.0
    WATER BASED
    08.10.1984
    1677
    1.24
    19.0
    21.0
    WATER BASED
    08.10.1984
    1677
    1.23
    19.0
    21.0
    WATER BASED
    03.10.1984
    1677
    1.24
    20.0
    21.0
    WATER BASED
    08.10.1984
    1677
    1.23
    18.0
    21.0
    WATER BASED
    08.10.1984

  • 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
    0.15