Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
21.11.2024 - 01:28
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6407/9-4

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.
    6407/9-4
    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.
    NORWEGIAN 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.
    6407/9-4
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    84 - 117 A SP. 630
    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.
    472-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    69
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    04.07.1985
    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.
    10.09.1985
    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.
    10.09.1987
    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.
    09.03.2009
    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
    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.
    LATE 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.
    ROGN 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.
    GARN FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    32.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    244.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    1820.0
    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).
    1820.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    47
    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.
    TILJE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    64° 22' 14'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 43' 21.84'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7139103.84
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    438354.84
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    480

  • Brønnhistorie
    General
    Appraisal well 6407/9-4 is the fourth well on the Draugen Field. The main objective was the Late Jurassic Rogn Formation. Wells 6407/9-1, 6407/9-2 and 6407/9-3 had previously encountered under-saturated 40 deg API oil in sandstones of the Late Jurassic Rogn Formation. Net oil sand thicknesses in the three previous wells were 39, 12 and 34 m, respectively. Precise definition of the OWC in well 6407/9-1 was precluded by poor quality lithology at the base of sequence. A clearly defined oil-water contact at 1638.5 m MSL was however encountered in well 6407/9-2. The purpose of this fourth well was to evaluate the reservoir quality and sand development on the north-west flank of the accumulation, and to evaluate the oil deliverability and water injection potential of the reservoir sands.
    Operations and results
    Well 6407/9-4 was spudded with the semi-submersible installation West Venture on 4 July 1985 and drilled to TD at 1820 m in the Early Jurassic Tilje Formation. No significant problems were encountered while drilling the well. The well was drilled with seawater and bentonite down to 820 m, with KCl/polymer mud from 820 m to 1635 m, and with chalk mud from 1635 m to TD.
    Light oil with low gas content was discovered in the Garn Formation, as the Rogn Formation proved to be only 2 m thick. The oil/water contact was found at 1672 m (1639 m MSL), the same contact that had been established in previous wells on the Draugen Field. This indicated communication in the Rogn and Garn Formations between the wells drilled so far on Draugen. No oil shows were recorded above the reservoir. Below OWC oil shows continued down to 1681 m, otherwise no further oil shows were observed.
    Five cores were cut from 1666 m to 1711.5 m in the Fangst Group. An RFT segregated fluid sample was taken at 1664.5 m in the upper Garn Formation.
    The well was permanently abandoned on 10 September 1985 as an oil appraisal well.
    Testing
    To Drill Stem Tests were performed. One injection test at 1708 - 1713 m in the water zone, and one production test at 1662 -1667 m in the oil zone. Maximum injection rate in the water test was 2080 m3 /day. The oil test produced at maximum 998 Sm3 oil /day on a 64/64" choke. The GOR was ca 35 Sm3/Sm3, the oil density was 0.82, and the gas gravity was 0.82 (air = 1). Temperature measurements in the test gave a reservoir formation temperature of 71.1 deg C (160 deg F).

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    390.00
    1820.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1666.0
    1671.1
    [m ]
    2
    1673.0
    1674.7
    [m ]
    3
    1676.3
    1684.0
    [m ]
    4
    1685.7
    1695.0
    [m ]
    5
    1695.5
    1711.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    39.4
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1666-1671m
    Kjerne bilde med dybde: 1671-1671m
    Kjerne bilde med dybde: 1673-1674m
    Kjerne bilde med dybde: 1676-1681m
    Kjerne bilde med dybde: 1681-1684m
    1666-1671m
    1671-1671m
    1673-1674m
    1676-1681m
    1681-1684m
    Kjerne bilde med dybde: 1685-1690m
    Kjerne bilde med dybde: 1690-1695m
    Kjerne bilde med dybde: 1695-1700m
    Kjerne bilde med dybde: 1700-1705m
    Kjerne bilde med dybde: 1705-1710m
    1685-1690m
    1690-1695m
    1695-1700m
    1700-1705m
    1705-1710m
    Kjerne bilde med dybde: 1710-1711m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    1710-1711m

  • 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
    TEST2A
    1662.00
    1667.00
    16.08.1985 - 23:30
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.36

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.14
    pdf
    1.19
    pdf
    0.37

  • 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
    0.30
    pdf
    0.14

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    17.79
    pdf
    1.01

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    1708
    1713
    0.0
    2.0
    1662
    1668
    25.4
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    2.0
    962
    0.820
    0.820
    36

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL
    1590
    1710
    CBL VDL
    700
    1620
    CST GR
    1258
    1753
    ISF LSS GR
    365
    816
    ISF LSS GR
    805
    1626
    ISF LSS GR
    1622
    1816
    LDL CNL GR
    365
    818
    LDL CNL GR
    805
    1628
    LDL CNL NGS
    1622
    1817
    MSFL DLL GR
    1622
    1813
    RFT
    1664
    1664
    SHDT
    1622
    1815
    SWC
    1666
    1710
    VSP
    365
    1818

  • 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
    365.5
    36
    375.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    804.5
    26
    820.0
    1.55
    LOT
    SURF.COND.
    20
    805.5
    26
    820.0
    1.55
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1622.0
    17 1/2
    1635.0
    1.81
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1793.0
    12 1/4
    1820.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    295
    1.03
    WATER BASED
    05.07.1985
    375
    1.03
    WATER BASED
    09.07.1985
    375
    0.00
    WATER BASED
    10.07.1985
    417
    1.06
    11.0
    59.0
    WATER BASED
    10.07.1985
    506
    1.20
    WATER BASED
    06.09.1985
    745
    1.06
    41.0
    16.0
    WATER BASED
    12.07.1985
    820
    1.09
    50.0
    26.0
    WATER BASED
    12.07.1985
    820
    1.10
    120.0
    WATER BASED
    15.07.1985
    820
    1.03
    WATER BASED
    15.07.1985
    820
    1.30
    WATER BASED
    18.07.1985
    820
    1.03
    WATER BASED
    15.07.1985
    820
    1.03
    WATER BASED
    16.07.1985
    820
    1.03
    WATER BASED
    16.07.1985
    820
    0.00
    WATER BASED
    18.07.1985
    820
    1.10
    120.0
    WATER BASED
    15.07.1985
    820
    1.30
    WATER BASED
    18.07.1985
    1000
    1.35
    43.0
    21.0
    WATER BASED
    19.07.1985
    1010
    1.20
    WATER BASED
    05.09.1985
    1076
    1.36
    53.0
    24.0
    water based
    22.07.1985
    1076
    1.36
    53.0
    24.0
    WATER BASED
    22.07.1985
    1084
    1.38
    53.0
    4.0
    WATER BASED
    22.07.1985
    1408
    1.40
    50.0
    5.0
    WATER BASED
    22.07.1985
    1470
    1.20
    WATER BASED
    04.09.1985
    1477
    1.15
    WATER BASED
    03.09.1985
    1510
    1.40
    47.0
    5.0
    WATER BASED
    23.07.1985
    1635
    1.20
    WATER BASED
    02.08.1985
    1635
    1.40
    50.0
    3.0
    WATER BASED
    25.07.1985
    1635
    1.40
    50.0
    3.0
    WATER BASED
    23.07.1985
    1635
    1.40
    50.0
    3.0
    WATER BASED
    25.07.1985
    1635
    1.40
    50.0
    3.0
    WATER BASED
    26.07.1985
    1635
    1.40
    50.0
    3.0
    WATER BASED
    26.07.1985
    1635
    1.20
    WATER BASED
    02.08.1985
    1635
    1.15
    WATER BASED
    20.08.1985
    1666
    1.19
    15.0
    20.0
    WATER BASED
    29.07.1985
    1673
    1.15
    WATER BASED
    20.08.1985
    1676
    1.19
    15.0
    18.0
    WATER BASED
    29.07.1985
    1683
    1.15
    WATER BASED
    20.08.1985
    1683
    1.15
    WATER BASED
    21.08.1985
    1683
    1.15
    WATER BASED
    21.08.1985
    1683
    1.15
    WATER BASED
    22.08.1985
    1683
    1.15
    WATER BASED
    23.08.1985
    1683
    1.15
    WATER BASED
    26.08.1985
    1683
    1.15
    WATER BASED
    27.08.1985
    1683
    1.15
    WATER BASED
    28.08.1985
    1683
    1.15
    WATER BASED
    29.08.1985
    1683
    1.15
    WATER BASED
    30.08.1985
    1683
    1.15
    WATER BASED
    02.09.1985
    1700
    1.20
    45.0
    4.0
    WATER BASED
    31.07.1985
    1755
    1.15
    WATER BASED
    19.08.1985
    1755
    1.15
    WATER BASED
    20.08.1985
    1755
    1.15
    WATER BASED
    19.08.1985
    1755
    1.15
    WATER BASED
    09.08.1985
    1793
    1.13
    WATER BASED
    09.08.1985
    1820
    1.20
    15.0
    19.0
    WATER BASED
    02.08.1985
    1820
    1.20
    17.0
    23.0
    WATER BASED
    05.08.1985
    1820
    1.20
    WATER BASED
    05.08.1985
    1820
    1.15
    WATER BASED
    09.08.1985
    1820
    1.20
    44.0
    4.0
    WATER BASED
    31.07.1985
    1820
    1.20
    15.0
    19.0
    WATER BASED
    02.08.1985
    1820
    1.20
    17.0
    23.0
    WATER BASED
    05.08.1985
    1820
    1.20
    WATER BASED
    05.08.1985
    1820
    1.15
    WATER BASED
    09.08.1985

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    1674.00
    [m ]
    1680.00
    [m ]
    1681.00
    [m ]
    1688.00
    [m ]
    1688.00
    [m ]
    1688.00
    [m ]
    1691.00
    [m ]
    1691.00
    [m ]
    1691.00
    [m ]
    1692.00
    [m ]
    1692.00
    [m ]
    1692.00
    [m ]
    1692.00
    [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
    Dokumentstørrelse [MB]
    PDF
    0.25