Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
05.11.2024 - 01:27
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6707/10-1

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.
    6707/10-1
    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.
    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.
    6707/10-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    BPN-0196- INLINE 930& CROSSLINE 2130
    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.
    BP Norway Limited U.A.
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    885-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    96
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    19.04.1997
    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.
    23.07.1997
    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.
    23.07.1999
    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.
    15.11.2001
    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.
    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.
    LATE CRETACEOUS
    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.
    DELFIN FM (INFORMAL)
    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.
    1274.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    5039.0
    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).
    5026.5
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    11.2
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    114
    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 CRETACEOUS
    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.
    KVITNOS FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    67° 4' 7.85'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 0' 36.51'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7440629.70
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    413490.42
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    3075

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6707/10-1 was the first well drilled in PL218 and the first in the Vøring Basin deepwater area. The well targeted a tilted fault block on the Nyk High comprising Late Cretaceous sandstones with a pronounced flat spot. The main objectives of the well were to establish the presence, quality, and fluid content of the Campanian age Nise Formation. The underlying Santonian age Lysing Formation provided a secondary target.
    Operations and results
    Wildcat well 6707/10-1 was spudded with the semi-submersible installation "Ocean Alliance" on 19 April 1997 and drilled to TD at 5039 m in Late Cretaceous sediments of the Kvitnos Formation. The well was drilled water based with "BARASILC" silicate mud with KCl and GEM GP (glycols) from 2240 m to 2890 m and with KCl/NaCl/GEM GP/Polymer mud from 2890 m to TD. Top Nise Formation was penetrated at 2957 m, 1 m deeper than the revised depth prognosis based on an intermediate VSP run. The reservoir was recognized by an abrupt decrease in LWD gamma combined with increased gas levels and the appearance of sand in the cuttings. Wire line logging and sampling confirmed a gas column from 2957.5 to 3113.5 m. A total of nine cores were cut over the interval 2967 - 3145 m with a total recovery of 171 m (96 %). Poor shows were recorded in cores throughout this reservoir section, down to the base of core 9, where moderate shows were seen in the interval 3140 - 3145 mBRT. One 27 m core (core 10) was cut in the secondary target (4118 - 4145 mBRT). This core had fair shows at the top. No shows were seen in the drilled cuttings. Altogether 10 MDT fluid samples were taken in the Nise Formation. Seven of these were taken from 2964 to 3086 m RKB in the reservoir zone, two samples were from 3114.5 m just below the gas-water contact, and one from further down at 3195 m. The MDT samples were contaminated with mud, but PVT flash to stock tank conditions gave a consistent gas gravity of 0.59 relative to air and a GOR in excess of 117000 m3/m3. The well was plugged and abandoned as a gas discovery with oil shows.
    Testing
    No DST was performed

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    2230.00
    5039.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2967.0
    2986.0
    [m ]
    2
    2985.4
    3011.8
    [m ]
    3
    3012.5
    3026.7
    [m ]
    4
    3030.0
    3047.5
    [m ]
    5
    3048.5
    3065.4
    [m ]
    6
    3066.0
    3083.5
    [m ]
    7
    3085.0
    3107.2
    [m ]
    8
    3107.0
    3127.6
    [m ]
    9
    3127.6
    3146.6
    [m ]
    10
    4118.0
    4138.2
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    193.6
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2967-2972m
    Kjerne bilde med dybde: 2972-2977m
    Kjerne bilde med dybde: 2977-2982m
    Kjerne bilde med dybde: 2982-2986m
    Kjerne bilde med dybde: 2985-2990m
    2967-2972m
    2972-2977m
    2977-2982m
    2982-2986m
    2985-2990m
    Kjerne bilde med dybde: 2990-2995m
    Kjerne bilde med dybde: 2995-3000m
    Kjerne bilde med dybde: 3000-3005m
    Kjerne bilde med dybde: 3005-3010m
    Kjerne bilde med dybde: 3010-3012m
    2990-2995m
    2995-3000m
    3000-3005m
    3005-3010m
    3010-3012m
    Kjerne bilde med dybde: 3012-3017m
    Kjerne bilde med dybde: 3017-3022m
    Kjerne bilde med dybde: 3022-3027m
    Kjerne bilde med dybde: 3030-3035m
    Kjerne bilde med dybde: 3035-3040m
    3012-3017m
    3017-3022m
    3022-3027m
    3030-3035m
    3035-3040m
    Kjerne bilde med dybde: 3040-3045m
    Kjerne bilde med dybde: 3045-3048m
    Kjerne bilde med dybde: 3048-3053m
    Kjerne bilde med dybde: 3053-3058m
    Kjerne bilde med dybde: 3058-3063m
    3040-3045m
    3045-3048m
    3048-3053m
    3053-3058m
    3058-3063m
    Kjerne bilde med dybde: 3063-3065m
    Kjerne bilde med dybde: 3066-3071m
    Kjerne bilde med dybde: 3071-3076m
    Kjerne bilde med dybde: 3076-3081m
    Kjerne bilde med dybde: 3081-3083m
    3063-3065m
    3066-3071m
    3071-3076m
    3076-3081m
    3081-3083m
    Kjerne bilde med dybde: 3085-3090m
    Kjerne bilde med dybde: 3090-3095m
    Kjerne bilde med dybde: 3095-3100m
    Kjerne bilde med dybde: 3100-3105m
    Kjerne bilde med dybde: 3105-3107m
    3085-3090m
    3090-3095m
    3095-3100m
    3100-3105m
    3105-3107m
    Kjerne bilde med dybde: 3107-3112m
    Kjerne bilde med dybde: 3112-3117m
    Kjerne bilde med dybde: 3117-3122m
    Kjerne bilde med dybde: 3122-3127m
    Kjerne bilde med dybde: 3127-3128m
    3107-3112m
    3112-3117m
    3117-3122m
    3122-3127m
    3127-3128m
    Kjerne bilde med dybde: 3127-3132m
    Kjerne bilde med dybde: 3132-3137m
    Kjerne bilde med dybde: 3137-3142m
    Kjerne bilde med dybde: 3142-3147m
    Kjerne bilde med dybde: 4118-4123m
    3127-3132m
    3132-3137m
    3137-3142m
    3142-3147m
    4118-4123m
    Kjerne bilde med dybde: 4123-4128m
    Kjerne bilde med dybde: 4128-4133m
    Kjerne bilde med dybde: 4133-4138m
    Kjerne bilde med dybde: 4138-4138m
    Kjerne bilde med dybde:  
    4123-4128m
    4128-4133m
    4133-4138m
    4138-4138m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2230.0
    [m]
    DC
    DONG
    2370.0
    [m]
    DC
    DONG
    2390.0
    [m]
    DC
    DONG
    2410.0
    [m]
    DC
    DONG
    2967.2
    [m]
    C
    OD
    2967.5
    [m]
    C
    OD
    2969.2
    [m]
    C
    OD
    2970.3
    [m]
    C
    OD
    2971.9
    [m]
    C
    OD
    2972.8
    [m]
    C
    OD
    2974.5
    [m]
    C
    OD
    2976.4
    [m]
    C
    OD
    2978.7
    [m]
    C
    OD
    2982.0
    [m]
    C
    OD
    2983.8
    [m]
    C
    OD
    2986.6
    [m]
    C
    OD
    2989.3
    [m]
    C
    OD
    2991.6
    [m]
    C
    OD
    2993.6
    [m]
    C
    OD
    2995.9
    [m]
    C
    OD
    2998.7
    [m]
    C
    OD
    3001.9
    [m]
    C
    OD
    3002.7
    [m]
    C
    OD
    3003.6
    [m]
    C
    OD
    3008.9
    [m]
    C
    OD
    3010.0
    [m]
    C
    OD
    3010.9
    [m]
    C
    OD
    3016.9
    [m]
    C
    OD
    3018.8
    [m]
    C
    OD
    3021.8
    [m]
    C
    OD
    3032.3
    [m]
    C
    OD
    3035.6
    [m]
    C
    OD
    3037.8
    [m]
    C
    OD
    3040.7
    [m]
    C
    OD
    3043.7
    [m]
    C
    OD
    3047.1
    [m]
    C
    OD
    3049.8
    [m]
    C
    OD
    3051.9
    [m]
    C
    OD
    3053.7
    [m]
    C
    OD
    3056.2
    [m]
    C
    OD
    3060.0
    [m]
    C
    OD
    3060.4
    [m]
    C
    OD
    3064.9
    [m]
    C
    OD
    3068.9
    [m]
    C
    OD
    3070.1
    [m]
    C
    OD
    3073.7
    [m]
    C
    OD
    3077.1
    [m]
    C
    OD
    3079.1
    [m]
    C
    OD
    3092.9
    [m]
    C
    OD
    3099.4
    [m]
    C
    OD
    3100.9
    [m]
    C
    OD
    3104.5
    [m]
    C
    OD
    3112.9
    [m]
    C
    OD
    3122.2
    [m]
    C
    OD
    3130.7
    [m]
    C
    OD
    3145.5
    [m]
    C
    OD
    4119.5
    [m]
    C
    OD
    4119.5
    [m]
    C
    OD
    4126.7
    [m]
    C
    OD
    4137.0
    [m]
    C
    OD
    4138.2
    [m]
    C
    OD
    4147.0
    [m]
    DC
    OD
    4252.0
    [m]
    DC
    OD
    4300.0
    [m]
    DC
    OD
    4402.0
    [m]
    DC
    OD
    4501.0
    [m]
    DC
    OD
    4597.0
    [m]
    DC
    OD
    4651.0
    [m]
    DC
    OD
    4720.0
    [m]
    DC
    OD
    4801.0
    [m]
    DC
    OD
    4900.0
    [m]
    DC
    OD
    4993.0
    [m]
    DC
    OD
    5029.0
    [m]
    DC
    OD

  • Litostratigrafi
    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    1299
    2142
    2142
    2200
    2448
    2448
    2898
    2977
    3810
    3939
    4241

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.74

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.73
    pdf
    1.90

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    4.13
    pdf
    73.87
    pdf
    22.33

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CSI GR
    3650
    5000
    CST GR
    2210
    2447
    CST GR
    3882
    5027
    DIR FE
    3145
    5039
    DIR GR PWD
    2204
    2967
    DST DSI IPL SP AMS
    1275
    2887
    FMS AMS HNGS
    2886
    3858
    MDT GR AMS
    2955
    2965
    MDT GR AMS
    2960
    3145
    MDT GR AMS
    3109
    3820
    PEX HALS DSI AMS SP
    2886
    3861
    PEX HALS DSI SP ACTS
    3860
    5030
    RFT CBL VDL GR AMS
    2400
    4233
    RFT HP GR AMS
    2232
    2412
    RLL FE
    3048
    3145
    VSP GR
    1300
    2735
    VSP GR AMS
    2560
    3845

  • 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
    1371.0
    36
    1376.3
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    2202.7
    26
    2207.0
    1.37
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2890.7
    17 1/2
    2896.0
    1.49
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3865.2
    12 1/4
    3871.0
    1.70
    LOT
    OPEN HOLE
    5039.0
    8 1/2
    5039.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    1299
    0.00
    seawater/be
    1376
    1.04
    Seawater/be
    2207
    1.04
    17.0
    11.0
    Seawater/be
    2896
    1.26
    12.0
    18.0
    Barasilc
    3871
    1.28
    23.0
    24.0
    Nacl/Kcl/Ge
    5039
    1.26
    20.0
    19.0
    Nacl/Kcl/Ge

  • 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
    0.24