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

34/7-5

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.
    34/7-5
    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.
    34/7-5
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    SG 82 31 - 113 SP. 485
    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.
    448-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    59
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    17.01.1985
    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.
    16.03.1985
    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.
    16.03.1987
    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.
    01.04.2012
    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.
    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.
    NESS 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.
    244.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3146.0
    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).
    3145.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    4.6
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    98
    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° 21' 54.95'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 1' 23.67'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6804026.01
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    447777.65
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    458

  • Brønnhistorie
    General
    Well 34/7-5 is located in the Statfjord Øst area of the Northern North Sea. The primary objectives of the well were to test the reservoir potential of the Brent Group, and to determine if the oil/water contact is the same as that found in the 33/9-7 Statfjord Øst discovery well drilled to the south southwest of this well in the neighbouring block, but on the assumed same structure. A secondary objective was to test the reservoir potential of the Statfjord Formation.
    Operations and results
    Wildcat well 34/7-5 was spudded with the semi-submersible installation Treasure Saga on 17 January 1985 and drilled to TD at 3146 m in the Late Triassic Lunde Formation. Drilling proceeded without significant problems. The well was drilled with spud mud down to 930 m and with gypsum/polymer mud from 930 m to TD.
    Trace oil shows appeared in sandstone lamina in the Cretaceous from about 2380, limestones had shows from about 2488 m. The Brent Group reservoir came in at 2502 m, approximately 60 m deeper than prognosed. Hydrocarbons were encountered in the upper section belonging to the Ness Formation. The oil/water contact could not be defined from pressure data. From shows on cores and the well logs an OWC could be placed at approximately 2521 m, in accordance with the results from well 33/9-7. Below the OWC oil shows on sandstone decreased gradually from 2523 m until they vanished at 2616 m. The Statfjord Formation was dry.
    Eleven cores were cut. Cores 1 to 10 were cut from 2508 m to 2633 m in the Brent Group and the uppermost part of the Drake Formation. Core 1, from 2508 to 2510 gave no recovery. The core depths for Cores 2 to 10 were from 0.5 m to 2.2 m short of logger's depth. Core 11 was cut from 2869 m to 2883.5 m in the calcareous Amundsen Formation. For this core there was no difference between core depth and logger's depth. No wire line fluid samples were taken.
    The well was permanently abandoned on 16 March 1985 as an oil appraisal.
    Testing
    Two drill stem tests were performed from the interval 2502.5 - 2512.5 m.
    The first test, DST 1, produced oil with a water cut of 50%, strongly suggesting water channelling behind casing from the underlying water zone.
    Cement was squeezed behind casing to isolate the perforated zone and a second repeat test, DST 1A was initiated. This test produced clean oil at a rate of 260 Sm3 /day through a 9.5 mm choke. The wellhead pressure was 72 bar. The highest recorded bottom hole temperature was 88 deg C in both DST 1 and in DST 1A.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    390.00
    3147.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    2
    2510.0
    2520.7
    [m ]
    3
    2521.0
    2527.3
    [m ]
    4
    2529.5
    2541.2
    [m ]
    5
    2542.0
    2555.1
    [m ]
    6
    2555.1
    2571.9
    [m ]
    7
    2573.0
    2590.7
    [m ]
    8
    2591.0
    2607.5
    [m ]
    9
    2609.0
    2622.2
    [m ]
    10
    2624.0
    2631.6
    [m ]
    11
    2869.0
    2883.4
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    127.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2510-2515m
    Kjerne bilde med dybde: 2515-2520m
    Kjerne bilde med dybde: 2520-2521m
    Kjerne bilde med dybde: 2521-2526m
    Kjerne bilde med dybde: 2526-2527m
    2510-2515m
    2515-2520m
    2520-2521m
    2521-2526m
    2526-2527m
    Kjerne bilde med dybde: 2529-2534m
    Kjerne bilde med dybde: 2534-2539m
    Kjerne bilde med dybde: 2539-2541m
    Kjerne bilde med dybde: 2542-2547m
    Kjerne bilde med dybde: 2547-2552m
    2529-2534m
    2534-2539m
    2539-2541m
    2542-2547m
    2547-2552m
    Kjerne bilde med dybde: 2552-2555m
    Kjerne bilde med dybde: 2555-2560m
    Kjerne bilde med dybde: 2560-2565m
    Kjerne bilde med dybde: 2565-2570m
    Kjerne bilde med dybde: 2570-2571m
    2552-2555m
    2555-2560m
    2560-2565m
    2565-2570m
    2570-2571m
    Kjerne bilde med dybde: 2573-2578m
    Kjerne bilde med dybde: 2578-2583m
    Kjerne bilde med dybde: 2583-2588m
    Kjerne bilde med dybde: 2588-2590m
    Kjerne bilde med dybde: 2591-2596m
    2573-2578m
    2578-2583m
    2583-2588m
    2588-2590m
    2591-2596m
    Kjerne bilde med dybde: 2596-2601m
    Kjerne bilde med dybde: 2601-2606m
    Kjerne bilde med dybde: 2606-2607m
    Kjerne bilde med dybde: 2609-2614m
    Kjerne bilde med dybde: 2614-2619m
    2596-2601m
    2601-2606m
    2606-2607m
    2609-2614m
    2614-2619m
    Kjerne bilde med dybde: 2619-2622m
    Kjerne bilde med dybde: 2624-2629m
    Kjerne bilde med dybde: 2629-2631m
    Kjerne bilde med dybde: 2869-2874m
    Kjerne bilde med dybde: 2874-2879m
    2619-2622m
    2624-2629m
    2629-2631m
    2869-2874m
    2874-2879m
    Kjerne bilde med dybde: 2819-2883m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2819-2883m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2148.0
    [m]
    DC
    RRI
    2166.0
    [m]
    DC
    RRI
    2196.0
    [m]
    DC
    RRI
    2211.0
    [m]
    DC
    RRI
    2241.0
    [m]
    DC
    RRI
    2256.0
    [m]
    DC
    RRI
    2271.0
    [m]
    DC
    RRI
    2320.0
    [m]
    DC
    RRI
    2510.5
    [m]
    C
    RRI
    2535.0
    [m]
    DC
    RRI
    2556.0
    [m]
    DC
    RRI
    2565.0
    [m]
    DC
    RRI
    2577.0
    [m]
    DC
    RRI
    2598.0
    [m]
    DC
    RRI
    2610.0
    [m]
    DC
    RRI
    2621.4
    [m]
    C
    RRI
    2624.3
    [m]
    C
    RRI
    2626.0
    [m]
    C
    RRI
    2628.7
    [m]
    C
    RRI
    2631.3
    [m]
    C
    RRI
    2709.0
    [m]
    DC
    RRI
    2727.0
    [m]
    DC
    RRI
    2739.0
    [m]
    DC
    RRI
    2781.0
    [m]
    DC
    RRI
    2796.0
    [m]
    DC
    RRI
    2811.0
    [m]
    DC
    RRI
    2826.0
    [m]
    DC
    RRI
    2895.0
    [m]
    DC
    RRI
    2910.0
    [m]
    DC
    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
    DST1A
    2502.50
    2512.50
    08.03.1985 - 01:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.55
    pdf
    1.91
    pdf
    0.72
    pdf
    8.71

  • 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
    0.30
    pdf
    0.28

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.94
    pdf
    41.54

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2503
    2512
    9.5
    2.0
    2502
    2512
    9.5
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    13.000
    9.000
    36.000
    2.0
    11.000
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    318
    46000
    0.085
    0.760
    145
    2.0
    262
    4000
    0.845
    151

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    ACBL
    680
    1840
    CDL CNL GR
    1843
    2746
    CDL CNL GR
    2470
    3143
    CDL GR
    379
    929
    CDL GR
    912
    1860
    DIFL LSBHC GR
    379
    929
    DIFL LSBHC GR
    912
    1863
    DIFL LSBHC GR
    1840
    3143
    DIPLOG
    1840
    3143
    DLL MLL GR
    2450
    2746
    FMT
    1840
    3143
    FMT
    1843
    2746
    GR
    120
    384
    SIGNATURE
    2440
    2610
    SIGNATURE
    2891
    3115
    SWC
    0
    0
    VSP
    380
    3131

  • 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
    380.0
    36
    790.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    913.0
    26
    930.0
    1.52
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1844.0
    17 1/2
    1865.0
    1.79
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2636.0
    12 1/4
    3146.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    384
    1.03
    WATER BASED
    18.01.1985
    790
    1.10
    WATER BASED
    25.01.1985
    930
    1.12
    WATER BASED
    25.01.1985
    1164
    1.10
    10.0
    17.0
    WATER BASED
    29.01.1985
    1489
    1.22
    10.0
    13.0
    WATER BASED
    29.01.1985
    1785
    1.40
    20.0
    22.0
    WATER BASED
    29.01.1985
    1865
    1.43
    19.0
    18.0
    WATER BASED
    29.01.1985
    1865
    1.43
    50.0
    18.0
    WATER BASED
    29.01.1985
    1865
    1.43
    50.0
    18.0
    WATER BASED
    29.01.1985
    1985
    1.52
    55.0
    18.0
    WATER BASED
    31.01.1985
    2138
    1.62
    55.0
    16.0
    WATER BASED
    01.02.1985
    2325
    1.66
    55.0
    20.0
    WATER BASED
    04.02.1985
    2434
    1.69
    50.0
    15.0
    WATER BASED
    04.02.1985
    2454
    1.69
    52.0
    15.0
    WATER BASED
    04.02.1985
    2672
    1.68
    55.0
    16.0
    WATER BASED
    12.02.1985
    2750
    1.68
    64.0
    17.0
    WATER BASED
    13.02.1985
    2750
    1.68
    54.0
    13.0
    WATER BASED
    14.02.1985
    2750
    1.68
    54.0
    13.0
    WATER BASED
    14.02.1985
    2794
    1.63
    51.0
    18.0
    WATER BASED
    15.02.1985
    2836
    1.64
    51.0
    18.0
    WATER BASED
    18.02.1985

  • 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
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.22