Brønnbane: 29/6-1 - Faktasider - Sokkeldirektoratet

Generell informasjon

Generell informasjon
Attributt	Verdi
Brønnbane navn Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	29/6-1
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	lenke til kart
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.	MARTIN LINGE
Funn Navn på funnet som brønnbanen er relatert til.	29/6-1
Brønn navn Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	29/6-1
Seismisk lokalisering Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.	BP 80 - 021 SP 302
Utvinningstillatelse Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).	043
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.	307-L
Boreinnretning Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.	SEDCO 707
Boredager Antall dager fra borestart til boreslutt.	210
Borestart Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.	12.10.1981
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.	09.05.1982
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.	09.05.1984
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.	01.08.2010
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.	GAS/CONDENSATE
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.	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).	24.0
Vanndybde ved midlere havflate [m] Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.	124.7
Totalt målt dybde (MD) [m RKB] Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").	4832.0
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).	4785.0
Maks inklinasjon [°] Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.	25.3
Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C] Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.	166
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.	60° 32' 17.94'' N
ØV grader Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.	1° 59' 24.05'' E
NS UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.	6711948.14
ØV UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.	444581.73
UTM sone Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.	31
NPDID for brønnbanen Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.	375

Well 29/6-1 was drilled ca 2 km west of the UK border on the eastern margin of the East Shetland Basin. The primary objective was the Brent Group in a fault block separate from the Hild structure some few km to the southwest. The secondary objective was the Statfjord formation.

Operations and results

Wildcat well 29/6-1 was spudded with the semi-submersible installation SEDCO 707 on and drilled to TD at 4832 m.

The well was spudded by "Sedco 707" on 12.10.81. When drilling the 17 1/2" pilot hole (with 1.1 sg mud) in the 24" section, mud losses occurred at 870 m. The hole was displaced to seawater and operations continued down to 1205 m where the 24" casing was set. Further drilling went with increasing mud weights due to tight hole problems, to a point where the overbalance considerably reduced penetration rate. Due to high deviation the pipe became differentially stuck at 4664 m. The well was planned to be vertical, but ended up severely deviated. From 3973 m to 4097 m hole inclination increased from 5 degrees to 10.5 degrees, increasing to 15.5 degrees by 4155 m, as a result of the increased dip of the bedding planes. At 4155 m a pendulum drill assembly was used but the hole inclination continued to increase to 19.5 degrees. By 4211 m the angle had reduced to 17 degrees but again increased to a maximum of 21 degrees by 4457 m, and then decreased to 20.25 degrees by 4570 m. Below this depth, surveys were not possible due to the hole conditions with overpull and stuck pipe on the connections and tight hole on trips. Keyseating, washout in the sandstones and the swelling nature of the clays in the Dunlin formation added to the problem caused by hole angle. At TD Schlumberger HDT log was run and the hole angle had built up to 25.25 degrees, and it was estimated that TVD was 47 m less than MD. The well was drilled with gel/seawater/Drispac down to 294 m, with gel/seawater/Lost circulation material from 294 m to 1205 m, with gypsum/Lignosulphonate/CMC from 1205 m to 2552 m, with Lignosulphonate/CMC from 2552 m to 3783 m, and with Lignosulphonate from 3783 m to TD.

The Base Cretaceous Unconformity was penetrated at 3807 m where a thick section of Late Jurassic mudstones including 110 m Draupne Formation was encountered. The Brent Group clastic sediments were reached at 4204.5 m and found to be gas/condensate bearing. The sandstones were highly overpressured and 15 m of net pay was proved. The GWC was estimated at 4230 m (4195.1 m TVD MSL) using RFT data. The Statfjord Formation was water bearing.

Methane gas with a weak oil show was observed on sandstone at 1830 m in Paleocene. There were further weak shows (yellow natural fluorescence with colourless cut) in the Shetland Group from 3610 to 3805 m, and there were similar weak shows throughout the Brent Group ("Dull yellow fluorescence becoming very dull orange yellow downhole, fast yellow to milky white cut fluorescence becoming very slow downhole, no natural cut colour"). Similar weak shows were seen also in the Amundsen Formation sands at 4664 to 4729 m and a further 10 m into the underlying Statfjord Formation.

Seven cores were taken in the interval 4219 to 4340 m in the 8 3/8" section in the Tarbert and Ness Formations. RFT water samples were taken at 4235.5 m and at 4289.7 m (mud filtrate only).

The well was permanently abandoned on 9 May 1982 as a gas/condensate discovery.

Testing

Three drill stem tests were performed in the Tarbert Formation of the Bren Group. The upper DST produced gas and condensate; the two deeper produced only water.

DST 1 perforated the interval 4287 to 4301 m. It consisted of a 5 minutes initial flow period and a 34 minutes initial shut in. The well then flowed formation water with small quantities of gas containing 11% CO2 for 642 minutes before being shut in for 796 minutes. The final flow rate was 192 m3 water/day through a 4/64" choke. Samples were taken both at the wellhead and at the separator throughout the test. Water salinity was 71000 ppm NaCl. The maximum temperature recording taken at gauge depth 4285.66 m was 151.2 deg C.

DST 2 perforated the interval 4256 to 4260 m. It consisted of a flow period of 1065 minutes (no hydrocarbons observed) and a build up period of 973 minutes. The final flow rate was 44 m3 water/day through a 4/64" choke. The maximum temperature recording taken at gauge depth 4254,98 m was 150.9 deg C.

DST 3 perforated the interval 4208.5 to 4218.3 m in the uppermost Tarbert Formation. It consisted of 5 minutes initial flow followed by a 63 minutes build up and a main flow of gas and condensate (439 minutes). The final flow rate was 305822 Sm3 gas (10.8 MMft3) with 2% CO2. H2S was not detected during the test. The condensate gas ratio was 138 STB/MM ft3 (GOR = 1291 Sm3/Sm3), condensate gravity was 44 deg API, and the separator gas gravity was 0.71 (air = 1). The maximum temperature recording taken at gauge depth 4203.14 m was 152.2 deg C.

Borekaks i Sokkeldirektoratet

Borekaks i Sokkeldirektoratet
Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?	YES

Borekaks i Sokkeldirektoratet
Borekaksprøve, topp dybde [m]	Borekaksprøve, bunn dybde [m]
290.00	4818.00

Borekjerner i Sokkeldirektoratet

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Kjerneprøve nummer	Kjerneprøve - topp dybde	Kjerneprøve - bunn dybde	Kjerneprøve dybde - enhet
1	4219.5	4238.0	[m ]
2	4238.0	4256.0	[m ]
3	4256.0	4274.0	[m ]
4	4274.0	4292.0	[m ]
5	4292.0	4310.0	[m ]
6	4310.0	4328.2	[m ]
7	4328.2	4339.7	[m ]

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Total kjerneprøve lengde [m]	120.1

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?	YES

Kjernebilder

Kjernebilder

4219-4225m	4225-4231m	4231-4237m	4237-4237m	4238-4244m

4244-4250m	4250-4356m	4256-4262m	4262-4268m	4268-4274m

4274-4280m	4280-4286m	4286-4292m	4292-4298m	4298-4309m

4304-4310m	4310-4316m	4316-4322m	4322-4328m	4328-4328m

4328-4334m	4334-4339m

Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet

Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
Prøve dybde	Dybde enhet	Prøve type	Laboratorie
4512.0	[m]	DC	FUGRO
4542.0	[m]	DC	FUGRO
4572.0	[m]	DC	FUGRO
4602.0	[m]	DC	FUGRO
4629.0	[m]	DC	FUGRO
4659.0	[m]	DC	FUGRO
4692.0	[m]	DC	FUGRO
4719.0	[m]	DC	FUGRO
4728.0	[m]	DC	FUGRO
4797.0	[m]	DC	FUGRO

Litostratigrafi

Litostratigrafi
Topp Dyb [mMD RKB]	Litostrat. enhet
149	NORDLAND GP
447	UTSIRA FM
865	NO FORMAL NAME
890	HORDALAND GP
890	SKADE FM
969	NO FORMAL NAME
1224	NO FORMAL NAME
1249	NO FORMAL NAME
1320	GRID FM
1520	NO FORMAL NAME
1827	FRIGG FM
1881	ROGALAND GP
1881	BALDER FM
1900	SELE FM
1922	HEIMDAL FM
2083	LISTA FM
2320	VÅLE FM
2348	SHETLAND GP
2348	EKOFISK FM
2373	JORSALFARE FM
2678	KYRRE FM
3632	TRYGGVASON FM
3743	BLODØKS FM
3777	SVARTE FM
3807	VIKING GP
3807	DRAUPNE FM
3915	HEATHER FM
4205	BRENT GP
4205	TARBERT FM
4221	NESS FM
4458	ETIVE FM
4474	RANNOCH FM
4489	BROOM FM
4500	DUNLIN GP
4500	DRAKE FM
4546	COOK FM
4607	BURTON FM
4645	AMUNDSEN FM
4729	STATFJORD GP
4786	HEGRE GP
4786	LUNDE FM

Spleisede logger

Spleisede logger
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
375	pdf	0.76

Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter

Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
375_01_WDSS_General_Information	pdf	0.21
375_02_WDSS_completion_log	pdf	0.30

Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)

Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
375_29_6_1_COMPLETION_REPORT_DRILLING	pdf	12.90
375_29_6_1_CUTTINGS_SAMPLE_BOOK_1	PDF	4.05
375_29_6_1_DRILLING_PROGRAMME	PDF	3.01
375_29_6_1_DRILLING_PROPOSAL__	PDF	3.45
375_29_6_1_DRILL_STEM_TESTING_FIELD_REPORT	PDF	7.85
375_29_6_1_GEOLOGICAL_COMPLETION_REPORT	PDF	6.88
375_29_6_1_GLOBAL_INTERPRETATION	PDF	19.48
375_29_6_1_HIGH_RESOLUTION_DIPMETER_ARROW_LISTING_-_RUN_NO_8A	PDF	2.13
375_29_6_1_OPERATIONAL_DRILL_STEM_TESTING_PROGRAMME	PDF	1.07
375_29_6_1_PETROLEUM_ENGINEERING_COMPLETION_REPORT	pdf	6.96
375_29_6_1_PRESSURE_SURVEY_REPORT_RUN_NO_1_DST_2	PDF	1.04
375_29_6_1_PRESSURE_SURVEY_REPORT_TEST_NO_DST1_RUN_NO_1	PDF	2.15
375_29_6_1_THE_BIOSTRATIGRAPHY	PDF	0.80
375_29_6_1_WELL_TESTING_REPORT	PDF	6.20

Borestrengtester (DST)

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Fra dybde MD [m]	Til dybde MD [m]	Reduksjonsventil størrelse [mm]
1.0	4287	4301	0.0
2.0	4256	4260	0.0
3.0	4208	4218	3.2

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
2.0
3.0	220	300000	0.808	0.705	1363

Logger

Logger
Type logg	Topp dyp for logg [m]	Bunn dyp for logg [m]
CALI	3775	4832
CBL VDL GR	3500	4338
CBL VDL GR	3570	3228
CBL VDL GR	3570	4338
CBL VDL GR	4150	4280
CYBERDIP	3775	4832
CYBERLOOK	4150	4457
DLL MSFL GR SP CAL	4100	4433
FDC CNL GR CAL	4300	4831
HDT	3775	4832
HRT CCL	10	981
HRT CCL	10	2385
ISF BHC GR CAL	4100	4413
ISF BHC GR SP	149	1190
ISF BHC GR SP	2336	3778
ISF BHC GR SP	3775	4232
ISF MSFL BHC GR SP	1182	2550
ISF MSFL BHC GR SP CAL	4350	4832
LDL CNL GR CAL	4140	4416
LDL CNL GR CAL	4300	4830
NGT	3775	4830
RFT GR	3772	4457
RFT GR	3772	4236
RFT GR	3772	4832
RFT GR	3772	4832
V5	530	4832

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	287.0	36	294.0	0.00	LOT
SURF.COND.	18 5/8	1183.0	24	1205.0	1.76	LOT
INTERM.	13 3/8	2541.0	17 1/2	2557.0	1.85	LOT
INTERM.	9 5/8	3772.0	12 1/4	3783.0	2.15	LOT
LINER	7	4375.0	8 3/8	4832.0	0.00	LOT

Boreslam

Boreslam
Dybde MD [m]	Egenvekt, slam [g/cm3]	Viskositet, slam [mPa.s]	Type slam
400	1.09	85.0	waterbased
1200	1.10	40.0	waterbased
1570	1.26	43.0	waterbased
2100	1.33	60.0	waterbased
3000	1.38	46.0	waterbased
3950	2.00	56.0	waterbased
4460	1.97	55.0	waterbased
4750	1.94	60.0	waterbased

Tynnslip i Sokkeldirektoratet

Tynnslip i Sokkeldirektoratet
Dybde	Enhet
4328.50	[m ]
4323.10	[m ]
4317.80	[m ]
4312.70	[m ]
4303.20	[m ]
4299.00	[m ]
4294.00	[m ]
4289.20	[m ]
4281.30	[m ]
4275.00	[m ]
4271.00	[m ]
4259.20	[m ]
4237.00	[m ]
4231.90	[m ]
4228.50	[m ]
4225.00	[m ]
4222.08	[m ]
4219.90	[m ]
4249.50	[m ]
4230.00	[m ]
4257.40	[m ]
4220.20	[m ]
42661.90	[m ]
4261.90	[m ]

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]
375_Formation_pressure_(Formasjonstrykk)	pdf	0.22

29/6-1