Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
03.10.2024 - 01:28
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

34/7-7

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.
    34/7-7
    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.
    34/7-7
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    G/E - 116 SP. 505
    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.
    Saga Petroleum ASA
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    483-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    91
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    17.09.1985
    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.
    16.12.1985
    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.
    16.12.1987
    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.
    12.01.2015
    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
    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.
    EARLY 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.
    EIRIKSSON FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    26.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    302.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3526.0
    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).
    3524.0
    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.
    120
    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.
    LATE 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.
    LUNDE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 26' 54.53'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 5' 55.69'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6813237.29
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    451945.36
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    525

  • Brønnhistorie
    General
    Well 34/7-7 was drilled on the western side of the “Inner Main Fault” near the geographic centre of the Snorre Field. The objectives were to test the reservoir quality of the Statfjord Group and the Oil-Water Contact, expected to be at 2611 m. Further objectives were to test the subdivision and reservoir characteristics of the Triassic Lunde Formation.
    Operations and results
    Wildcat well 34/7-7 was spudded with the semi-submersible installation Treasure Saga on 17 September 1985 and drilled to TD at 3526 m in the Late Triassic Lunde Formation. A 17 1/2” pilot hole was drilled from 455 m to 995 m to check for shallow gas before opening up to 26”. No shallow gas was seen. Some fishing jobs were required during logging and testing, otherwise operations proceeded without significant problems. The well was drilled with spud mud down to 455 m, with gel mud from 455 m to 995 m, with gypsum/polymer mud from 995 m to 2562 m, and with gel mud from 2562 m to TD.
    Well 34/7-7 penetrated top reservoir at 2561.1 m. The OWC was defined at 2615 m in the Statfjord Group. The average log porosity in the oil zone is 26.2%, the net/gross is 0.37, and the average water saturation is 26.2%. Weak oil shows were seen from around 2140 m in sandstone and siltstone from early Campanian in the Shetland Group (top Kyrre Formation) and down to to the top Dunlin Group at 2455 m. Through the Dunlin Group down to the top Statfjord reservoir at 2561 m, the shows became stronger. Below the OWC, a sandstone interval at the bottom of the Statfjord (2640 - 2644 m) had good oil shows. Going into the Upper Lunde, the shows disappear.
    Nineteen cores were cut and recovered during drilling of the well. Core 1 to 8 were cut from 2563 to 2669.5 m through the whole Statfjord Group and the first meters of the Upper Lunde Formation. Core 9 to 19 were cut in the interval 2888.2 to 3336.7 m in the Upper Lunde Formation. Total core recovery was 197.25 m (94.1%). The core - log depth shifts for the individual cores varied from -0.6 m to +1.8 m. FMT oil samples were taken at 2613.5 m and 2564.8 m.
    The well was permanently abandoned on 16 December as an oil appraisal well.
    Testing
    Two Drill Stem Tests (DST) were carried out in the Statfjord Group, Eiriksson Formation.
    DST 1 tested the interval 2561.5-2569.5 m at the top of the oil zone. The test produced 1720 Sm3 oil /day through a 14.3 mm choke. At stock tank conditions the GOR was 68 Sm3/Sm3, the oil density was 0.8362 g/cm3, and the gas gravity was 1.059 (air = 1). The bottom hole temperature was 93 °C.
    DST 2 tested the interval 2611.7-2614.7 m just above the OWC. The test produced 980 Sm3 oil /day through a 71.8 mm choke. At stock tank conditions the GOR was 62.5 Sm3/Sm3, the oil density was 0.8403 g/cm3, and the gas gravity was 1.081 (air = 1). The bottom hole temperature was 93 °C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    460.00
    3526.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2562.0
    2568.0
    [m ]
    2
    2569.0
    2574.8
    [m ]
    3
    2585.0
    2593.5
    [m ]
    4
    2593.5
    2613.0
    [m ]
    5
    2614.0
    2623.3
    [m ]
    6
    2624.0
    2635.3
    [m ]
    7
    2635.5
    2655.0
    [m ]
    8
    2656.0
    2667.7
    [m ]
    9
    2877.0
    2886.4
    [m ]
    10
    2886.4
    2895.7
    [m ]
    11
    2895.7
    2905.0
    [m ]
    12
    2905.0
    2913.5
    [m ]
    13
    2913.7
    2923.1
    [m ]
    14
    2923.1
    2932.3
    [m ]
    15
    2932.4
    2941.6
    [m ]
    16
    2941.6
    2950.8
    [m ]
    17
    2951.1
    2963.8
    [m ]
    18
    3320.0
    3328.5
    [m ]
    19
    3329.0
    3337.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    194.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2562-2567m
    Kjerne bilde med dybde: 2567-2568m
    Kjerne bilde med dybde: 2569-2574m
    Kjerne bilde med dybde: 2574-2574m
    Kjerne bilde med dybde: 2574-2574m
    2562-2567m
    2567-2568m
    2569-2574m
    2574-2574m
    2574-2574m
    Kjerne bilde med dybde: 2585-2590m
    Kjerne bilde med dybde: 2590-2593m
    Kjerne bilde med dybde: 2593-2598m
    Kjerne bilde med dybde: 2598-2603m
    Kjerne bilde med dybde: 2603-2608m
    2585-2590m
    2590-2593m
    2593-2598m
    2598-2603m
    2603-2608m
    Kjerne bilde med dybde: 2608-2613m
    Kjerne bilde med dybde: 2613-2613m
    Kjerne bilde med dybde: 2614-2619m
    Kjerne bilde med dybde: 2619-2623m
    Kjerne bilde med dybde: 2624-2629m
    2608-2613m
    2613-2613m
    2614-2619m
    2619-2623m
    2624-2629m
    Kjerne bilde med dybde: 2629-2634m
    Kjerne bilde med dybde: 2634-2635m
    Kjerne bilde med dybde: 2635-2640m
    Kjerne bilde med dybde: 2640-2645m
    Kjerne bilde med dybde: 2645-2650m
    2629-2634m
    2634-2635m
    2635-2640m
    2640-2645m
    2645-2650m
    Kjerne bilde med dybde: 2650-2655m
    Kjerne bilde med dybde: 2655-2655m
    Kjerne bilde med dybde: 2656-2661m
    Kjerne bilde med dybde: 2661-2666m
    Kjerne bilde med dybde: 2666-2667m
    2650-2655m
    2655-2655m
    2656-2661m
    2661-2666m
    2666-2667m
    Kjerne bilde med dybde: 2877-2883m
    Kjerne bilde med dybde: 2883-2886m
    Kjerne bilde med dybde: 2886-2892m
    Kjerne bilde med dybde: 2892-2896m
    Kjerne bilde med dybde: 2895-2901m
    2877-2883m
    2883-2886m
    2886-2892m
    2892-2896m
    2895-2901m
    Kjerne bilde med dybde: 2901-2905m
    Kjerne bilde med dybde: 2905-2911m
    Kjerne bilde med dybde: 2911-2913m
    Kjerne bilde med dybde: 2913-2919m
    Kjerne bilde med dybde: 2919-2923m
    2901-2905m
    2905-2911m
    2911-2913m
    2913-2919m
    2919-2923m
    Kjerne bilde med dybde: 2923-2929m
    Kjerne bilde med dybde: 2929-2932m
    Kjerne bilde med dybde: 2932-2938m
    Kjerne bilde med dybde: 2938-2941m
    Kjerne bilde med dybde: 2941-2947m
    2923-2929m
    2929-2932m
    2932-2938m
    2938-2941m
    2941-2947m
    Kjerne bilde med dybde: 2947-2950m
    Kjerne bilde med dybde: 2951-2957m
    Kjerne bilde med dybde: 2957-2963m
    Kjerne bilde med dybde: 2963-2963m
    Kjerne bilde med dybde: 3320-3326m
    2947-2950m
    2951-2957m
    2957-2963m
    2963-2963m
    3320-3326m
    Kjerne bilde med dybde: 3326-3328m
    Kjerne bilde med dybde: 3329-3335m
    Kjerne bilde med dybde: 3335-3337m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3326-3328m
    3329-3335m
    3335-3337m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2443.0
    [m]
    SWC
    R.R.I
    2457.0
    [m]
    SWC
    R.R.I
    2515.0
    [m]
    SWC
    R.R.I

  • 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
    2561.50
    2569.50
    OIL
    13.11.1985 - 15:00
    YES
    DST
    DST1,1
    0.00
    0.00
    OIL
    23.11.1985 - 00:00
    YES
    DST
    TEST2
    2611.00
    2614.00
    OIL
    08.12.1985 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.40
    pdf
    7.08
    pdf
    1.92
    pdf
    0.22

  • 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
    0.31
    pdf
    0.25

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    3.90
    pdf
    19.56

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2562
    2570
    14.3
    2.0
    2615
    2612
    17.5
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    36.000
    26.000
    26.000
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    1720
    44720
    0.840
    26
    2.0
    1001
    39400
    0.840
    39

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CDL CNL GR
    1859
    2762
    CDL GR
    450
    1875
    DIFL LS BHC GR
    450
    3524
    DIP
    1859
    2759
    DLL MLL GR
    2450
    2762
    FMT
    2562
    2743
    FMT
    2797
    3426
    MWD
    449
    3522
    SP
    2450
    2762
    VSP
    1000
    3920

  • 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
    450.0
    36
    455.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    969.0
    26
    995.0
    1.50
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1862.0
    17 1/2
    1878.0
    1.90
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2750.0
    12 1/4
    2765.0
    1.85
    LOT
    OPEN HOLE
    3526.0
    8 1/2
    3526.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    455
    1.03
    WATER BASED
    23.09.1985
    855
    1.68
    23.0
    10.1
    WATER BASED
    16.12.1985
    896
    1.11
    8.0
    43.0
    WATER BASED
    23.09.1985
    995
    1.11
    6.0
    46.0
    WATER BASED
    23.09.1985
    1000
    1.10
    52.0
    19.0
    WATER BASED
    26.09.1985
    1448
    1.25
    52.0
    20.0
    WATER BASED
    30.09.1985
    1858
    1.42
    50.0
    21.0
    WATER BASED
    30.09.1985
    1878
    1.42
    50.0
    20.0
    WATER BASED
    30.09.1985
    1878
    1.45
    48.0
    19.0
    WATER BASED
    01.10.1985
    1878
    1.53
    17.0
    10.1
    WATER BASED
    07.10.1985
    1878
    1.45
    18.0
    19.0
    WATER BASED
    02.10.1985
    2022
    1.53
    22.0
    8.2
    WATER BASED
    07.10.1985
    2345
    1.68
    26.0
    8.7
    WATER BASED
    07.10.1985
    2475
    1.68
    30.0
    9.6
    WATER BASED
    07.10.1985
    2560
    1.68
    20.0
    7.7
    WATER BASED
    18.11.1985
    2560
    1.68
    23.0
    6.3
    WATER BASED
    18.11.1985
    2561
    1.68
    23.0
    9.6
    WATER BASED
    18.11.1985
    2561
    1.68
    23.0
    9.6
    WATER BASED
    20.11.1985
    2561
    1.68
    21.0
    9.1
    WATER BASED
    25.11.1985
    2561
    1.68
    25.0
    10.6
    WATER BASED
    25.11.1985
    2562
    1.68
    21.0
    7.2
    WATER BASED
    07.10.1985
    2562
    1.68
    23.0
    6.8
    WATER BASED
    07.10.1985
    2562
    1.68
    24.0
    8.2
    WATER BASED
    07.10.1985
    2564
    1.60
    20.0
    5.8
    WATER BASED
    21.10.1985
    2564
    1.68
    24.0
    5.8
    WATER BASED
    21.10.1985
    2611
    1.68
    24.0
    6.3
    WATER BASED
    08.10.1985
    2612
    1.68
    23.0
    10.1
    WATER BASED
    09.12.1985
    2620
    1.68
    24.0
    6.3
    WATER BASED
    11.10.1985
    2640
    1.68
    22.0
    6.8
    WATER BASED
    11.10.1985
    2686
    1.68
    25.0
    7.2
    WATER BASED
    03.11.1985
    2686
    1.68
    23.0
    11.1
    WATER BASED
    19.11.1985
    2686
    1.68
    20.0
    9.1
    WATER BASED
    28.11.1985
    2686
    1.68
    19.0
    7.7
    WATER BASED
    01.12.1985
    2686
    1.68
    23.0
    10.1
    WATER BASED
    09.12.1985
    2686
    1.68
    22.0
    9.6
    WATER BASED
    09.12.1985
    2686
    1.68
    22.0
    9.6
    WATER BASED
    16.12.1985
    2686
    1.68
    20.0
    7.7
    WATER BASED
    18.11.1985
    2686
    1.68
    23.0
    10.6
    WATER BASED
    19.11.1985
    2686
    1.68
    20.0
    8.7
    WATER BASED
    27.11.1985
    2686
    1.68
    18.0
    7.2
    WATER BASED
    28.11.1985
    2686
    1.68
    18.0
    7.7
    WATER BASED
    28.11.1985
    2686
    1.68
    21.0
    8.2
    WATER BASED
    01.12.1985
    2686
    1.68
    19.0
    7.2
    WATER BASED
    01.12.1985
    2686
    1.68
    20.0
    7.7
    WATER BASED
    01.12.1985
    2686
    1.68
    21.0
    8.7
    WATER BASED
    04.12.1985
    2686
    1.68
    18.0
    9.6
    WATER BASED
    09.12.1985
    2686
    1.68
    25.0
    7.7
    WATER BASED
    04.11.1985
    2686
    1.68
    25.0
    7.7
    WATER BASED
    05.11.1985
    2686
    1.68
    26.0
    8.7
    WATER BASED
    08.11.1985
    2686
    1.68
    26.0
    8.7
    WATER BASED
    11.11.1985
    2686
    1.68
    25.0
    8.2
    WATER BASED
    11.11.1985
    2686
    1.68
    23.0
    7.7
    WATER BASED
    13.11.1985
    2686
    1.68
    24.0
    7.7
    WATER BASED
    13.11.1985
    2686
    1.68
    20.0
    8.2
    WATER BASED
    18.11.1985
    2750
    1.60
    20.0
    4.8
    WATER BASED
    31.10.1985
    2750
    1.60
    18.0
    5.8
    WATER BASED
    21.10.1985
    2765
    1.68
    24.0
    5.8
    WATER BASED
    16.10.1985
    2765
    1.68
    24.0
    5.8
    WATER BASED
    16.10.1985
    2905
    1.60
    19.0
    5.8
    WATER BASED
    24.10.1985
    2932
    1.60
    15.0
    5.3
    WATER BASED
    24.10.1985
    2960
    1.60
    16.0
    5.8
    WATER BASED
    24.10.1985
    2988
    1.60
    17.0
    6.8
    WATER BASED
    24.10.1985
    3133
    1.60
    16.0
    5.3
    WATER BASED
    24.10.1985
    3280
    1.60
    17.0
    6.8
    WATER BASED
    28.10.1985
    3336
    1.60
    17.0
    6.3
    WATER BASED
    28.10.1985
    3338
    1.60
    16.0
    5.8
    WATER BASED
    28.10.1985
    3526
    1.60
    17.0
    5.3
    WATER BASED
    31.10.1985
    3526
    1.60
    20.0
    5.3
    WATER BASED
    31.10.1985
    3526
    1.60
    19.0
    5.3
    WATER BASED
    31.10.1985

  • 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