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

34/10-13

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.
    34/10-13
    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.
    34/10-13
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    3D - 185 SP: 385.
    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.
    Den norske stats oljeselskap a.s
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    300-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    135
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    24.08.1981
    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.
    05.01.1982
    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.
    05.01.1984
    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.
    02.12.2014
    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.
    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.
    STATFJORD GP
    2. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.
    LATE JURASSIC
    2. nivå med hydrokarboner, formasjon
    Navn på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor hydrokarboner er blitt påvist. Vises bare på brønner som er frigitt.Eksempler på lovlige verdier: BASEMENT, COOK FM, EKOFISK FM, HEIMDAL FM, SANDNES FM, SOGNEFJORD FM, TARBERT FM, BRENT GP.
    HEGRE GP
    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.
    214.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3392.0
    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).
    3391.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    3.8
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    108
    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.
    HEGRE GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 12' 1.93'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 18' 3'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6785486.52
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    462422.23
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    431

  • Brønnhistorie
    General
    Well 34/10-13 was drilled on a horst block in the eastern part of the Gullfaks Fault Block. The primary objective of the well was to test the sandstone of Early Jurassic age (Statfjord formation). The Secondary objective was Carnian sandstone.
    Operations and results
    Appraisal well 34/10-13 was spudded with the semi-submersible installation Deepsea Saga on 24 August 1981 and drilled to TD at 3392 m, 76 m into the Carnian sandstone. At 1725 m, the well started to flow. The influx was circulated out with 1.69 s.g. mud. A total of 21.5 days were lost due to a strike after the drilling of the 6" section had been initiated. The well was drilled with spud mud down to 300 m, with seawater gel from 300 m to 893 m, and with gel/lignosulphonate mud from 893 m to TD. The RFT tool stuck at 2882 m during sampling. The tool was left in the hole and the well was plugged back and tested.
    First oil shows, typically cut and/or fluorescence on claystone and limestone cuttings, was recorded at 1350 m in the Hordaland Group. The shows were described more or less continuous down to top Statfjord reservoir at 1924 m. When drilling mudstones, limestone and marl in the Lista Formation from 1656 to 1701 m there was oil in the mud. Oil was found from top Statfjord Group at 1924 m and down to at least 2114 m in the Hegre Group where oil was tested on DST. No oil/water contact could be established in the Statfjord sandstone and pressure measurements in the Hegre Group were inconclusive. Shows were recorded on sandstones down to 2450 m.  From petrophysical analyses the Statfjord Group had 70 m net pay with 27% average porosity and 24% average water saturation. The Hegre Group reservoir had 16.5 m net pay with average 27.8% porosity and 56% average water saturation. The Carnian sand was encountered at 3316 m. It was waterbearing without shows.
    Sixteen cores were cut in the well. Fifteen cores were cut in succession from 1931 m to 2087 m in the Amundsen Formation and Statfjord Group and recovered a total of 150.8 m core (87% total recovery). The last core was cut from 3373.5 m to 3391.5 m in the Carnian sandstone with 92% recovery. RFT fluid samples were taken at 1936.5 m (oil and gas), 1940 m (oil and gas) and 2111 m (oil and gas).
    The well was permanently abandoned on 5 January 1982 as an oil appraisal well on the Gullfaks Field.
    Testing
    Two drill stem tests were performed.
    DST 1 tested the interval 2107 m to 2114 m in the Hegre Group. The test produced 440 Sm3 oil/day through a 32/64” choke. The GOR was 82.1 Sm3/Sm3 and the oil gravity was 31 °API. The temperature measured at gauge depth was 84 °C.
    DST2 tested the interval 2003 to 2009 m in the Statfjord Group. The test produced 835 Sm3 oil/day through a 32/64” choke. The GOR was 92.5 Sm3/Sm3 and the oil gravity was 40.1 °API. Solution gas had a gravity of 0.82 (air = 1). The temperature measured at gauge depth was 79.8 °C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    NO
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    300.00
    3378.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1931.1
    1931.3
    [m ]
    2
    1931.3
    1941.8
    [m ]
    4
    1944.0
    1959.8
    [m ]
    5
    1961.0
    1961.9
    [m ]
    6
    1963.0
    1973.7
    [m ]
    7
    1974.0
    1987.3
    [m ]
    8
    1988.0
    1997.2
    [m ]
    9
    2003.0
    2011.2
    [m ]
    10
    2011.5
    2017.5
    [m ]
    11
    2018.5
    2034.1
    [m ]
    12
    2035.0
    2044.7
    [m ]
    13
    2047.2
    2062.9
    [m ]
    14
    2065.5
    2075.4
    [m ]
    15
    2077.0
    2085.0
    [m ]
    16
    3373.5
    3390.1
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    150.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1931-1931m
    Kjerne bilde med dybde: 1931-1936m
    Kjerne bilde med dybde: 1936-1941m
    Kjerne bilde med dybde: 1944-1949m
    Kjerne bilde med dybde: 1949-1954m
    1931-1931m
    1931-1936m
    1936-1941m
    1944-1949m
    1949-1954m
    Kjerne bilde med dybde: 1954-1959m
    Kjerne bilde med dybde: 1961-1962m
    Kjerne bilde med dybde: 1963-1968m
    Kjerne bilde med dybde: 1968-1973m
    Kjerne bilde med dybde: 1974-1978m
    1954-1959m
    1961-1962m
    1963-1968m
    1968-1973m
    1974-1978m
    Kjerne bilde med dybde: 1979-1984m
    Kjerne bilde med dybde: 1984-1987m
    Kjerne bilde med dybde: 1988-1993m
    Kjerne bilde med dybde: 1993-1997m
    Kjerne bilde med dybde: 2003-2008m
    1979-1984m
    1984-1987m
    1988-1993m
    1993-1997m
    2003-2008m
    Kjerne bilde med dybde: 2008-2011m
    Kjerne bilde med dybde: 2011-2016m
    Kjerne bilde med dybde: 2016-2017m
    Kjerne bilde med dybde: 2018-2023m
    Kjerne bilde med dybde: 2023-2029m
    2008-2011m
    2011-2016m
    2016-2017m
    2018-2023m
    2023-2029m
    Kjerne bilde med dybde: 2029-2034m
    Kjerne bilde med dybde: 3379-3385m
    Kjerne bilde med dybde: 2035-2040m
    Kjerne bilde med dybde: 3385-3390m
    Kjerne bilde med dybde: 2040-2044m
    2029-2034m
    3379-3385m
    2035-2040m
    3385-3390m
    2040-2044m
    Kjerne bilde med dybde: 2047-2052m
    Kjerne bilde med dybde: 2052-2058m
    Kjerne bilde med dybde: 2058-2063m
    Kjerne bilde med dybde: 2065-2070m
    Kjerne bilde med dybde: 2070-2075m
    2047-2052m
    2052-2058m
    2058-2063m
    2065-2070m
    2070-2075m
    Kjerne bilde med dybde: 2077-2082m
    Kjerne bilde med dybde: 2082-2085m
    Kjerne bilde med dybde: 3378-3374m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2077-2082m
    2082-2085m
    3378-3374m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1110.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1140.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1170.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1200.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1230.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1260.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1290.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1320.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1350.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1380.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1410.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1430.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1460.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1490.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1518.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1545.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1572.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1599.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1626.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1653.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1680.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1707.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1725.0
    [m]
    DC
    GEOCH
    1743.0
    [m]
    DC
    GEOCH

  • 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
    TEST2
    2003.00
    2009.00
    23.12.1981 - 21:15
    YES

  • Litostratigrafi
    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    239
    942
    956
    1539
    1539
    1596
    1707
    1905
    1905
    1924
    2052

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.00
    pdf
    0.34

  • 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
    0.20
    pdf
    0.24

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2107
    2114
    12.7
    2.0
    2003
    2009
    12.7
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    467
    38000
    0.876
    0.686
    80
    2.0
    860
    82000
    0.825
    0.645
    95

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    694
    2682
    CYBERDIP
    1717
    3394
    DIR
    1720
    3394
    DLL MSFL GR
    1717
    2160
    FDC CNL GR CAL
    299
    3394
    GEODIP
    1920
    2055
    HDT
    1717
    2687
    ISF SON GR SP MSFL
    299
    3393
    LSS GR
    1898
    2155
    TDT GR
    1920
    2371
    VDL
    1914
    2100
    WAVEFORM
    1914
    2100

  • 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
    299.0
    36
    300.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    869.0
    26
    893.0
    1.47
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1536.0
    17 1/2
    1542.0
    1.80
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1720.0
    12 1/4
    1725.0
    1.95
    LOT
    LINER
    7
    2680.0
    8 1/2
    2700.0
    1.96
    LOT
    OPEN HOLE
    3391.5
    6
    3392.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    300
    1.06
    70.0
    waterbased
    875
    1.11
    48.0
    waterbased
    1380
    1.25
    49.0
    waterbased
    1630
    1.60
    50.0
    waterbased
    1900
    1.85
    56.0
    waterbased
    2425
    1.86
    53.0
    waterbased
    3392
    1.65
    55.0
    waterbased

  • 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
    0.22