Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

30/6-23

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.
    30/6-23
    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.
    SUSPENDED
    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.
    30/6-23
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH 8606- ROW 548 & CDP NO 729
    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.
    634-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    64
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    29.04.1990
    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.
    01.07.1990
    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.
    01.07.1992
    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.
    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.
    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.
    BRENT GP
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    23.5
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    152.5
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3209.5
    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).
    3208.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    3.7
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    133
    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.
    EIRIKSSON FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 40' 58.01'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 55' 58.97'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6727615.50
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    496342.56
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1545

  • Brønnhistorie
    General
    Well 30/6-23 was drilled on the Beta South structure on the Brage Horst and south of the Veslefrikk Field in the North Sea. The Beta structure is surrounded by producing oil fields or commercial discoveries. On Beta, oil has been discovered in the Middle Jurassic Brent Group reservoirs in fault-block traps. The oil is contained in two main sub-structures, i.e. the Beta Saddle and Beta South, comprising several smaller sub-compartments. The discovery well on Beta was the 30/6-5 well, but this well was not tested due to the detection of H2S in the RFT samples. Later wells proved oil in the Beta Saddle without encountering H2S. The Beta Saddle is characterized by a multicontact reservoir having prominent shale barriers. There are also slight differences in fluid composition between the two compartments, which suggests that the saddle through is acting as a structural spill point at the top Etive level. Primary target for the well was Base Brent Group prognosed to come in at 2891 m. Secondary objective was top Statfjord prognosed at 3141 m. OWC was expected at 2880 m.
    Operations and results
    Appraisal well 30/6-23 was spudded 29 April 1990 by the semi-submersible rig Transocean 8 and drilled to TD at 3209.5 m in the Early Jurassic Eirikson Formation. Shallow gas was indicated from mud gas and MWD at several levels between 440 m and 603 m. Gas influx occurred during a wiper trip back from 601 m to the 30" casing shoe at 261 m. Otherwise drilling proceeded without any significant issues. The well was drilled with spud mud down to 378 m and with KCl/polymer mud from 378 m to TD.
    Formation tops came in approximately as prognosed. Top Viking Group was encountered 2534 m and consisted of 82 m Draupne Formation and 177 m Heather Formation. The target Brent Group came in at 2793 m and oil was proven in sandstones by logs, RFT pressure gradient and tests all through. No clear OWC was encountered, but good oil shows were seen in a sandstone as deep as 2896 m at the base of the Oseberg Formation. The Statfjord Formation was water bearing.
    Six cores were cut: five in the interval 2787 to 2902 m in the Brent Group and one at 3018 to 3045 m in the Cook Formation. Good shows were recorded in cores 1 to 5, but core 6 (Cook Formation) displayed only weak shows on single sand grains. Segregated RFT samples were taken at 2843 m, 2871.5 m, 2899.5 m, 3016.5 m, and 3177.5 m.
    The well was suspended on 1 July 1990 as an oil appraisal well.
    Testing
    Three DST tests were performed.
    DST 1 tested the interval 2860 - 2881 m in the middle Oseberg formation. It produced 1375 Sm3 oil and 74500 Sm3 gas /day through a 25.4 mm choke. The separator GOR was 54 Sm3/Sm3 and the oil density was 0.840 g/cm3. The maximum flowing temperature measured at sensor depth 2761.4 m was 120.6 deg C.
    DST 2 tested the interval 2827 - 2853 m in the upper Oseberg/Etive formations. It produced 849 Sm3 oil and 56500 Sm3 gas /day through a 60.64 mm choke. The separator GOR was 66 Sm3/Sm3 and the oil density was 0.840 g/cm3. The maximum flowing temperature measured at sensor depth 2755.7 m was 120.1 deg C.
    DST 3 tested the interval 2803 - 2812 m in the Ness formation. It produced 1040 Sm3 oil and 64200 Sm3 gas /day through a 20.64 mm choke. The separator GOR was 62 Sm3/Sm3 and the oil density was 0.840 g/cm3. The maximum flowing temperature measured at sensor depth 2750.8 m was 120.8 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    430.00
    3210.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2787.0
    2813.7
    [m ]
    2
    2814.0
    2821.5
    [m ]
    3
    2822.3
    2850.0
    [m ]
    4
    2850.0
    2868.5
    [m ]
    5
    2869.0
    2902.0
    [m ]
    6
    3018.0
    3045.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    140.5
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2787-2792m
    Kjerne bilde med dybde: 2792-2797m
    Kjerne bilde med dybde: 2797-2802m
    Kjerne bilde med dybde: 2802-2907m
    Kjerne bilde med dybde: 2807-2812m
    2787-2792m
    2792-2797m
    2797-2802m
    2802-2907m
    2807-2812m
    Kjerne bilde med dybde: 2812-2813m
    Kjerne bilde med dybde: 2814-2819m
    Kjerne bilde med dybde: 2819-2821m
    Kjerne bilde med dybde: 2822-2827m
    Kjerne bilde med dybde: 2827-2832m
    2812-2813m
    2814-2819m
    2819-2821m
    2822-2827m
    2827-2832m
    Kjerne bilde med dybde: 2832-2837m
    Kjerne bilde med dybde: 2837-2842m
    Kjerne bilde med dybde: 2842-2847m
    Kjerne bilde med dybde: 2847-2850m
    Kjerne bilde med dybde: 2850-2855m
    2832-2837m
    2837-2842m
    2842-2847m
    2847-2850m
    2850-2855m
    Kjerne bilde med dybde: 2855-2860m
    Kjerne bilde med dybde: 2860-2865m
    Kjerne bilde med dybde: 2865-2868m
    Kjerne bilde med dybde: 2859-2874m
    Kjerne bilde med dybde: 2874-2879m
    2855-2860m
    2860-2865m
    2865-2868m
    2859-2874m
    2874-2879m
    Kjerne bilde med dybde: 2879-2884m
    Kjerne bilde med dybde: 2884-2889m
    Kjerne bilde med dybde: 2889-2894m
    Kjerne bilde med dybde: 2894-2899m
    Kjerne bilde med dybde: 2899-2902m
    2879-2884m
    2884-2889m
    2889-2894m
    2894-2899m
    2899-2902m
    Kjerne bilde med dybde: 3018-3023m
    Kjerne bilde med dybde: 3023-3028m
    Kjerne bilde med dybde: 3028-3033m
    Kjerne bilde med dybde: 3033-3038m
    Kjerne bilde med dybde: 3038-3043m
    3018-3023m
    3023-3028m
    3028-3033m
    3033-3038m
    3038-3043m
    Kjerne bilde med dybde: 3043-3045m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3043-3045m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2787.0
    [m]
    C
    RRI
    2788.0
    [m]
    C
    RRI
    2828.0
    [m]
    C
    RRI
    2833.0
    [m]
    C
    RRI
    2835.0
    [m]
    C
    RRI
    2849.0
    [m]
    C
    RRI
    2851.0
    [m]
    C
    RRI
    2854.0
    [m]
    C
    RRI
    2857.0
    [m]
    C
    RRI
    2877.0
    [m]
    C
    RRI
    2879.0
    [m]
    C
    RRI
    2882.0
    [m]
    C
    RRI
    2886.0
    [m]
    C
    RRI
    2890.0
    [m]
    C
    RRI
    2893.0
    [m]
    C
    RRI
    2896.0
    [m]
    C
    RRI
    2900.0
    [m]
    C
    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
    2860.00
    2881.00
    YES
    DST
    DST2
    2827.00
    2853.00
    18.06.1990 - 00:00
    YES
    DST
    DST3
    2803.00
    2812.00
    21.06.1990 - 17:16
    YES

  • Litostratigrafi

  • 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
    0.23
    pdf
    0.21

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    14.39

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2860
    2881
    25.4
    2.0
    2827
    2853
    20.4
    3.0
    2803
    2812
    20.4
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    3.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    1575
    74200
    0.840
    47
    2.0
    849
    56500
    0.840
    66
    3.0
    1040
    64200
    0.840
    62

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    BHC
    951
    2689
    CBL VDL GR
    173
    951
    DIL LSS LDT GR
    725
    2690
    DITE LSS LDL CNL GR AMS
    857
    117
    DITE SDT LDT CNT GR CAL
    2690
    3211
    DLL MSFL GR
    2690
    3211
    FMS
    2690
    2970
    MWD
    174
    3210
    RFT
    2806
    2806
    RFT
    2843
    2843
    RFT
    2871
    2871
    RFT
    2899
    2899
    RFT
    3016
    3016
    RFT
    3177
    3177
    VSP
    900
    3140

  • 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
    261.0
    36
    262.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    372.0
    26
    601.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    950.0
    17 1/2
    965.0
    1.65
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2689.0
    12 1/4
    2704.0
    1.75
    LOT
    LINER
    7
    3208.0
    8 1/2
    3210.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    378
    1.20
    WATER BASED
    03.05.1990
    378
    1.20
    WATER BASED
    04.05.1990
    378
    1.15
    WATER BASED
    10.05.1990
    380
    1.22
    17.0
    11.0
    WATER BASED
    02.07.1990
    607
    1.17
    13.0
    7.0
    WATER BASED
    10.05.1990
    950
    1.18
    17.0
    10.0
    WATER BASED
    10.05.1990
    965
    1.18
    18.0
    11.0
    WATER BASED
    10.05.1990
    965
    1.18
    19.0
    12.0
    WATER BASED
    10.05.1990
    965
    1.18
    17.0
    10.0
    WATER BASED
    10.05.1990
    1012
    1.18
    19.0
    12.0
    WATER BASED
    14.05.1990
    1356
    1.40
    25.0
    14.0
    WATER BASED
    14.05.1990
    1614
    1.40
    21.0
    14.0
    WATER BASED
    14.05.1990
    1987
    1.40
    22.0
    15.0
    WATER BASED
    14.05.1990
    2167
    1.40
    23.0
    17.0
    WATER BASED
    15.05.1990
    2260
    1.40
    24.0
    13.0
    WATER BASED
    16.05.1990
    2469
    1.40
    24.0
    16.0
    WATER BASED
    21.05.1990
    2536
    1.40
    27.0
    15.0
    WATER BASED
    21.05.1990
    2704
    1.40
    26.0
    17.0
    WATER BASED
    21.05.1990
    2704
    1.40
    26.0
    17.0
    WATER BASED
    21.05.1990
    2704
    1.40
    26.0
    17.0
    WATER BASED
    22.05.1990
    2704
    1.40
    26.0
    17.0
    WATER BASED
    21.05.1990
    2756
    1.22
    20.0
    8.0
    WATER BASED
    23.05.1990
    2813
    1.22
    20.0
    8.0
    WATER BASED
    25.05.1990
    2823
    1.22
    20.0
    8.0
    WATER BASED
    25.05.1990
    2825
    1.22
    19.0
    12.0
    WATER BASED
    27.06.1990
    2825
    1.22
    20.0
    12.0
    WATER BASED
    02.07.1990
    2825
    1.22
    17.0
    11.0
    WATER BASED
    02.07.1990
    2825
    1.22
    20.0
    12.0
    WATER BASED
    21.06.1990
    2825
    1.22
    20.0
    11.0
    WATER BASED
    22.06.1990
    2825
    1.22
    20.0
    11.0
    WATER BASED
    25.06.1990
    2825
    1.22
    20.0
    12.0
    WATER BASED
    25.06.1990
    2825
    1.22
    20.0
    12.0
    WATER BASED
    25.06.1990
    2825
    1.22
    19.0
    12.0
    WATER BASED
    26.06.1990
    2825
    1.22
    20.0
    12.0
    WATER BASED
    28.06.1990
    2858
    1.22
    10.0
    11.0
    WATER BASED
    18.06.1990
    2858
    1.22
    19.0
    11.0
    WATER BASED
    18.06.1990
    2858
    1.22
    19.0
    10.0
    WATER BASED
    19.06.1990
    2858
    1.22
    19.0
    11.0
    WATER BASED
    20.06.1990
    2858
    1.22
    19.0
    11.0
    WATER BASED
    13.06.1990
    2858
    1.22
    19.0
    12.0
    WATER BASED
    14.06.1990
    2858
    1.22
    20.0
    13.0
    WATER BASED
    14.06.1990
    2858
    1.22
    17.0
    11.0
    WATER BASED
    18.06.1990
    2869
    1.22
    21.0
    9.0
    WATER BASED
    28.05.1990
    2900
    1.22
    21.0
    9.0
    WATER BASED
    28.05.1990
    3018
    1.23
    23.0
    9.0
    WATER BASED
    28.05.1990
    3098
    1.22
    20.0
    9.0
    WATER BASED
    29.05.1990
    3210
    1.22
    20.0
    9.0
    WATER BASED
    30.05.1990
    3210
    1.22
    19.0
    9.0
    WATER BASED
    31.05.1990
    3210
    1.22
    22.0
    11.0
    WATER BASED
    06.06.1990
    3210
    1.22
    21.0
    12.0
    WATER BASED
    08.06.1990
    3210
    1.22
    21.0
    11.0
    WATER BASED
    11.06.1990
    3210
    1.22
    21.0
    11.0
    WATER BASED
    11.06.1990
    3210
    1.22
    21.0
    11.0
    WATER BASED
    11.06.1990
    3210
    1.22
    21.0
    11.0
    WATER BASED
    12.06.1990
    3210
    1.22
    19.0
    9.0
    WATER BASED
    05.06.1990
    3210
    1.22
    20.0
    8.0
    WATER BASED
    05.06.1990
    3210
    1.22
    23.0
    12.0
    WATER BASED
    05.06.1990
    3210
    1.22
    22.0
    11.0
    WATER BASED
    05.06.1990
    3210
    1.22
    21.0
    11.0
    WATER BASED
    07.06.1990
    3210
    1.22
    19.0
    9.0
    WATER BASED
    05.06.1990

  • 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