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

1/6-7

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.
    1/6-7
    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).
    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.
    NORTH SEA
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    1/6-7
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    CNI/88-4A & SP. 620
    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.
    Conoco Norway Inc.
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    724-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    119
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    16.03.1992
    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.
    12.07.1992
    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.
    12.07.1994
    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.
    15.06.2011
    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.
    SHOWS
    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
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    22.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    68.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4995.0
    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).
    4925.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    31.4
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    182
    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 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.
    HAUGESUND FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    56° 33' 20.01'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 54' 11.18'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6268058.24
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    494043.59
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1928

  • Brønnhistorie
    General
    Well 1/6-7 is located in the Feda Graben of the North Sea, approximately mid-way between the Albuskjell and Tommeliten Gamma fields. It was drilled on the flank of a salt diapir. The primary objective of the well was to test the hydrocarbon potential of Late Jurassic sandstones. Two secondary objectives were identified; to test for hydrocarbons in the Cretaceous Chalk and to test for the development and the hydrocarbon potential of Paleocene sands.
    Operations and results
    Wildcat well 1/6-7 was spudded with the semi-submersible installation West Vanguard on 16 March 1992 and drilled to TD at 4995 m (5001 m logger's depth / 4925 m TVD). A 9 7/8" pilot hole was drilled from 170 to 1007m prior to the 26" section to check for possible shallow gas at 311, 351, and 397 m. No shallow gas was seen. MWD check-shots inside the 20" casing (azimuth unreliable) proved that the well had sidetracked in the 26" hole. In the 12 1/4" hole a steerable assembly was run in hole to correct the course. This twisted off, leaving a fish at 3740 m. The well was plugged back to 3550 m and the well was sidetracked from 3650 m. After the sidetrack the azimuth stayed fairly constant in a northwest direction. The inclination, though, increased. In the 12 1/4" hole from 3515 m to 4329 m the angle built from 3.73deg to 13.52deg. The angle kept building in the 8 1/2" hole until a maximum MWD survey of 31.40deg at 4701m. At this depth the bit was pulled out of the hole for an intermediate logging run and to change the BHA to an angle dropping assembly. This assembly dropped the inclination to 24.7deg by TD. At 4878 m, in the top of Sandstone Unit II, a salt water kick was taken. The well was drilled with seawater with viscous pre-hydrated bentonite sweeps down to 1007 m, with inhibitive polymer mud system utilizing WBS-200 wellbore stabilizer to from 1007 m to 1400 m, with PHPA inhibitive polymer mud from 1400 m to 3273 m, and with high temperature polymer system mud from 3273 m to TD.
    Weak to fair shows in the claystone and limestone were seen in several intervals from 2680 to 2950 m (Hordaland Group), and free tarry oil in the mud was observed from 2912 - 2945 m (claystone with stringers of limestone and dolomite). The tarry oil was described as dark brown to black, with a resinous lustre, orange to yellow direct fluorescence, moderate to fast streaming yellowish cut and had a dark brown residue. The Chalk objective was drilled outside of structural closure and top Ekofisk Formation was penetrated at 3278 m (3275 m TVD). Moderate shows were described here in a zone from 3288 to 3293 m with weaker shows continuing down into core #1, and on cuttings further down to 3420 m. The electrical logs indicate an average porosity of 17.5% in this zone. BCU (top Mandal Formation) was penetrated at 4402.5 m (4388.6 m TVD). Two sandstone units of Oxfordian age, Sandstone Unit II (4750 - 4788 m / 4706.4 - 4739.7 m TVD) and Unit I (4879 - 4977 m / 4820 - 4907.5 m TVD) were penetrated. Average porosities of the Units were 16.1 and 21.5 % respectively. Shows in Sandstone Unit II (4750-4788m, Core #2 and #3) were described as very weak to no direct fluorescence, slow even bluish white crush cut, and faint creamy residue fluorescence. Shows in Sandstone Unit I (4879 - 4977 m) appeared with no fluorescence, no cut, minor traces of slow even bluish white crush cut and traces of creamy residue fluorescence. The cuttings in this unit had a good gas odour.
    Three cores were cut with 100, 94.7, and 98.5% recovery, respectively. The first core was cut in the upper part of the Ekofisk Formation (3295 m - 3313.9, m) and the next two in the Haugesund Formation (4754 - 4773 m and 4773 - 4800.57 m respectively) in Sandstone Unit II and into the underlying shale. In order to match the gamma ray log cores #1, #2, and #3 has to be shifted + 1.2 m, +6.5 m, and +5.5 m, respectively. A total of 10 FMT pressure tests and one fluid sample were taken in Sandstone Unit I. Calculated pressure gradient in this sandstone is 0.52 psi/ft (0.12 Bar/m). The fluid sample, at 4884 m, contained water and mud filtrate only.
    The well was permanently abandoned on 12 July 1992 as a dry well with shows.
    Testing
    No drill stem test was performed.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1010.00
    4993.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3295.0
    3313.8
    [m ]
    2
    4754.0
    4772.0
    [m ]
    3
    4773.0
    4800.6
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    64.4
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3295-3299m
    Kjerne bilde med dybde: 3299-3303m
    Kjerne bilde med dybde: 3303-3307m
    Kjerne bilde med dybde: 3307-3311m
    Kjerne bilde med dybde: 3311-3313m
    3295-3299m
    3299-3303m
    3303-3307m
    3307-3311m
    3311-3313m
    Kjerne bilde med dybde: 4754-4759m
    Kjerne bilde med dybde: 4759-4764m
    Kjerne bilde med dybde: 4764-4769m
    Kjerne bilde med dybde: 4769-4772m
    Kjerne bilde med dybde: 4773-4778m
    4754-4759m
    4759-4764m
    4764-4769m
    4769-4772m
    4773-4778m
    Kjerne bilde med dybde: 4778-4783m
    Kjerne bilde med dybde: 4783-4788m
    Kjerne bilde med dybde: 4788-4793m
    Kjerne bilde med dybde: 4793-4798m
    Kjerne bilde med dybde: 4798-4800m
    4778-4783m
    4783-4788m
    4788-4793m
    4793-4798m
    4798-4800m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    3142.0
    [m]
    DC
    RRI
    3151.0
    [m]
    DC
    RRI
    3160.0
    [m]
    DC
    RRI
    3169.0
    [m]
    DC
    RRI
    3181.0
    [m]
    DC
    RRI
    3190.0
    [m]
    DC
    RRI
    3196.0
    [m]
    DC
    RRI
    3199.0
    [m]
    DC
    RRI
    3211.0
    [m]
    DC
    RRI
    3220.0
    [m]
    DC
    RRI
    3232.0
    [m]
    DC
    RRI
    3241.0
    [m]
    DC
    RRI
    3250.0
    [m]
    DC
    RRI
    3262.0
    [m]
    DC
    RRI
    3272.0
    [m]
    DC
    RRI
    3277.0
    [m]
    DC
    RRI
    3280.0
    [m]
    DC
    RRI
    4402.0
    [m]
    DC
    PETROSTR
    4411.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4420.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4429.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4438.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4447.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4456.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4465.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4474.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4483.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4492.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4501.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4510.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4519.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4528.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4537.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4549.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4555.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4564.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4573.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4582.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4591.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4600.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4609.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4621.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4627.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4636.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4645.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4654.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4663.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4672.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4681.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4690.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4699.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4708.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4717.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4726.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4735.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4744.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4756.5
    [m]
    C
    PETROS
    4762.4
    [m]
    C
    PETROS
    4769.0
    [m]
    C
    PETROS
    4773.7
    [m]
    C
    PETROS
    4777.2
    [m]
    C
    PETROS
    4781.2
    [m]
    C
    PETROS
    4783.8
    [m]
    C
    PETROS
    4789.6
    [m]
    C
    PETROS
    4795.9
    [m]
    C
    PETROS
    4798.7
    [m]
    C
    PETROS
    4807.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4816.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4825.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4834.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4846.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4855.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4864.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4873.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4882.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4891.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4903.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4909.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4918.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4927.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4936.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4942.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4954.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4963.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4978.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4987.0
    [m]
    DC
    PETROS
    4990.0
    [m]
    DC
    PETROS

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.11

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.26
    pdf
    7.15

  • 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
    0.62
    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
    3.11
    pdf
    54.72

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CSG CAL
    0
    4025
    DAC GR
    1000
    3270
    DAC GR
    3262
    4307
    DAC GR
    4263
    4965
    DIFL AC GR
    4930
    5000
    DIFL AC GR SP
    4350
    4965
    DIFL AC ZDL CN GR
    1005
    3273
    DIFL ZDL CN SP GR
    3262
    4358
    DIP GR
    1600
    3274
    DIP GR
    3262
    4360
    DIP GR
    4350
    4969
    DIP GR
    4650
    5001
    DLL MLL AC GR
    420
    1100
    DLL MLL AC GR
    3262
    4361
    DLL MLL GR
    4350
    4968
    FMT
    4663
    4950
    GR AC ZDL
    90
    1001
    MWD - DPR RAW
    92
    4995
    SBT
    2683
    3460
    SWC
    1355
    3265
    SWC
    3280
    4318
    SWC
    4365
    4995
    SWC
    4465
    4988
    VSP
    1010
    4340
    VSP
    4250
    5000
    ZDL CN GR
    4350
    4970
    ZDL CN GR
    4820
    5000

  • 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
    165.0
    36
    167.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    1000.6
    26
    1002.0
    1.81
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    3261.0
    17 1/2
    3263.0
    1.98
    LOT
    INTERM.
    9 7/8
    4346.8
    12 1/4
    4348.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    96
    1.04
    200.0
    WATER BASED
    165
    1.04
    80.0
    WATER BASED
    311
    1.04
    300.0
    WATER BASED
    735
    1.04
    28.0
    WATER BASED
    773
    1.04
    200.0
    WATER BASED
    903
    1.71
    50.0
    WATER BASED
    1003
    1.43
    95.0
    WATER BASED
    1007
    1.11
    45.0
    WATER BASED
    1010
    1.25
    72.0
    WATER BASED
    1280
    1.45
    81.0
    WATER BASED
    1400
    1.59
    67.0
    WATER BASED
    1490
    1.63
    115.0
    WATER BASED
    1680
    1.63
    84.0
    WATER BASED
    1812
    1.63
    69.0
    WATER BASED
    1952
    1.63
    72.0
    WATER BASED
    2100
    1.63
    65.0
    WATER BASED
    2190
    1.63
    68.0
    WATER BASED
    2396
    1.63
    78.0
    WATER BASED
    2414
    1.63
    75.0
    WATER BASED
    2508
    1.65
    82.0
    WATER BASED
    2640
    1.66
    68.0
    WATER BASED
    2802
    1.67
    84.0
    WATER BASED
    2920
    1.67
    89.0
    WATER BASED
    2992
    1.68
    92.0
    WATER BASED
    3079
    1.67
    83.0
    WATER BASED
    3132
    1.67
    100.0
    WATER BASED
    3157
    1.71
    103.0
    WATER BASED
    3224
    1.71
    80.0
    WATER BASED
    3273
    1.65
    43.0
    WATER BASED
    3275
    1.61
    51.0
    WATER BASED
    3335
    1.56
    46.0
    WATER BASED
    3427
    1.56
    48.0
    WATER BASED
    3507
    1.56
    48.0
    WATER BASED
    3550
    1.47
    67.0
    WATER BASED
    3592
    1.47
    47.0
    WATER BASED
    3613
    1.47
    52.0
    WATER BASED
    3625
    1.47
    49.0
    WATER BASED
    3649
    1.47
    48.0
    WATER BASED
    3653
    1.46
    51.0
    WATER BASED
    3655
    1.47
    55.0
    WATER BASED
    3673
    1.47
    48.0
    WATER BASED
    3770
    1.47
    45.0
    WATER BASED
    3827
    1.47
    46.0
    WATER BASED
    3916
    1.47
    39.0
    WATER BASED
    3999
    1.53
    38.0
    WATER BASED
    4059
    1.53
    44.0
    WATER BASED
    4101
    1.53
    44.0
    WATER BASED
    4200
    2.12
    55.0
    WATER BASED
    4223
    1.53
    37.0
    WATER BASED
    4281
    1.53
    37.0
    WATER BASED
    4289
    2.12
    59.0
    WATER BASED
    4331
    1.53
    37.0
    WATER BASED
    4358
    1.57
    43.0
    WATER BASED
    4441
    1.92
    41.0
    WATER BASED
    4526
    1.97
    42.0
    WATER BASED
    4613
    1.97
    46.0
    WATER BASED
    4691
    2.00
    52.0
    WATER BASED
    4710
    2.00
    50.0
    WATER BASED
    4754
    2.00
    50.0
    WATER BASED
    4773
    2.00
    58.0
    WATER BASED
    4801
    2.00
    58.0
    WATER BASED
    4995
    2.12
    60.0
    WATER BASED

  • 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
    0.21