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

34/7-9

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.
    34/7-9
    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.
    34/7-9
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    SG 8420 ROW 011 COLUMN 470
    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.
    510-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    61
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    13.04.1986
    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.
    12.06.1986
    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.
    12.06.1988
    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.
    20.06.2011
    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.
    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.
    LATE TRIASSIC
    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.
    LUNDE 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.
    330.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3240.0
    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).
    3239.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.7
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    93
    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° 29' 11.99'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 11' 43.6'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6817423.20
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    457150.88
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    889

  • Brønnhistorie
    General
    Well 34/7 9 was drilled on the Snorre structure in the northernmost part of the block. The main objective of the well was to test the hydrocarbon potential of the upper Lunde Formation in the Snorre structure.
    Operations and results
    Appraisal well 34/7-9 was spudded with the semi-submersible installation Treasure Saga on 13 April 1986 and drilled to TD at 3240 m in the Late Triassic Lunde Formation. Minor shallow gas peaks were observed from mud gas readings in the pilot hole below the 30" casing at 498 - 500 m. Drilling proceeded without significant problems. The well was drilled with spud mud down to 471 m, with gel mud from 471 m to 915 m, with gypsum/polymer mud from 915 m to 2479 m, and with gel mud from 2479 m to TD.
    Well 34/7-9 penetrated the reservoir at 2442.5 m, 50 m deeper than prognosed. From FMT pressure points the the oil water contact (OWC) was defined in the upper Lunde at 2600 m (2574 m MSL). The average log porosity in the oil zone was 25.6%, the net/gross was 0.24, and the average water saturation was 30%.
    Shows were seen from 2100 to 2315 m in the Shetland Group. Below 2315 m the shows disappeared and did not reappear before the upper Lunde reservoir was penetrated at 2442.5 m. Down to a sandstone/claystone boundary at 2594 m, the sandstones showed a pale brown oil stain, fair to good odour, 100% - 90% strong, patchy, yellow to light yellow fluorescence, fast to instant streaming bluish white cut and a pale yellow residue upon evaporation. Below 2594 m no shows were seen.
    A total of 10 cores were cut and recovered during drilling of the well. The cores were taken in the upper Lunde Formation from 2470.0 to 2720.5 m core depth. The average core recovery was 96.7%. Logger's depths for the cores were from 1.75 to 4.00 m shallower than the core depths. FMT fluid samples were taken at 2585 m and 2592 m. All analysed sample chambers contained black oil and brown-grey water with sediments.
    The well was permanently abandoned on 12 June 1986 as an oil appraisal.
    Testing
    One DST was carried out with four zones in the upper Lunde Formation flowing simultaneously: 2501 - 2504 m, 2506 - 2515 m, 2527 - 2536 m, and 2550 - 2553. The zones were flowed for 175 hours, followed by a build-up of 50 hours. During the main flow period the flow rate through a 15.9 mm choke decreased from 1400 Sm3 /day to 896 Sm3 /day and the corresponding wellhead pressure decreased from 130 to 93 bar. Fluid analyses of pressurized samples from the test gave a GOR of 103 Sm3/Sm3 and stock tank oil density of 0.8258 g/cm3. The maximum temperature recorded at reference depth, mid-perforations, was 93.3 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    480.00
    3240.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2470.0
    2494.5
    [m ]
    2
    2494.5
    2518.0
    [m ]
    3
    2518.0
    2546.0
    [m ]
    4
    2546.0
    2574.0
    [m ]
    5
    2574.0
    2593.0
    [m ]
    6
    2593.0
    2607.7
    [m ]
    7
    2615.0
    2642.3
    [m ]
    8
    2643.0
    2670.5
    [m ]
    9
    2670.0
    2692.5
    [m ]
    10
    2692.5
    2720.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    243.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2470-2475m
    Kjerne bilde med dybde: 2475-2480m
    Kjerne bilde med dybde: 2480-2485m
    Kjerne bilde med dybde: 2485-2490m
    Kjerne bilde med dybde: 2490-2495m
    2470-2475m
    2475-2480m
    2480-2485m
    2485-2490m
    2490-2495m
    Kjerne bilde med dybde: 2495-2499m
    Kjerne bilde med dybde: 2499-2504m
    Kjerne bilde med dybde: 2504-2509m
    Kjerne bilde med dybde: 2509-2514m
    Kjerne bilde med dybde: 2514-2518m
    2495-2499m
    2499-2504m
    2504-2509m
    2509-2514m
    2514-2518m
    Kjerne bilde med dybde: 2518-2523m
    Kjerne bilde med dybde: 2523-2528m
    Kjerne bilde med dybde: 2528-2533m
    Kjerne bilde med dybde: 2533-2538m
    Kjerne bilde med dybde: 2538-2543m
    2518-2523m
    2523-2528m
    2528-2533m
    2533-2538m
    2538-2543m
    Kjerne bilde med dybde: 2543-2546m
    Kjerne bilde med dybde: 2546-2551m
    Kjerne bilde med dybde: 2551-2556m
    Kjerne bilde med dybde: 2556-2561m
    Kjerne bilde med dybde: 2561-2566m
    2543-2546m
    2546-2551m
    2551-2556m
    2556-2561m
    2561-2566m
    Kjerne bilde med dybde: 2566-2571m
    Kjerne bilde med dybde: 2571-2574m
    Kjerne bilde med dybde: 2574-2579m
    Kjerne bilde med dybde: 2579-2584m
    Kjerne bilde med dybde: 2584-2589m
    2566-2571m
    2571-2574m
    2574-2579m
    2579-2584m
    2584-2589m
    Kjerne bilde med dybde: 2589-2593m
    Kjerne bilde med dybde: 2593-2598m
    Kjerne bilde med dybde: 2598-2603m
    Kjerne bilde med dybde: 2603-2608m
    Kjerne bilde med dybde: 2615-2620m
    2589-2593m
    2593-2598m
    2598-2603m
    2603-2608m
    2615-2620m
    Kjerne bilde med dybde: 2620-2625m
    Kjerne bilde med dybde: 2625-2630m
    Kjerne bilde med dybde: 2630-2635m
    Kjerne bilde med dybde: 2635-2640m
    Kjerne bilde med dybde: 2640-2642m
    2620-2625m
    2625-2630m
    2630-2635m
    2635-2640m
    2640-2642m
    Kjerne bilde med dybde: 2643-2648m
    Kjerne bilde med dybde: 2648-2653m
    Kjerne bilde med dybde: 2653-2658m
    Kjerne bilde med dybde: 2658-2663m
    Kjerne bilde med dybde: 2663-2668m
    2643-2648m
    2648-2653m
    2653-2658m
    2658-2663m
    2663-2668m
    Kjerne bilde med dybde: 2668-2670m
    Kjerne bilde med dybde: 2670-2675m
    Kjerne bilde med dybde: 2675-2679m
    Kjerne bilde med dybde: 2680-2685m
    Kjerne bilde med dybde: 2685-2690m
    2668-2670m
    2670-2675m
    2675-2679m
    2680-2685m
    2685-2690m
    Kjerne bilde med dybde: 2690-2694m
    Kjerne bilde med dybde: 2692-2697m
    Kjerne bilde med dybde: 2697-2702m
    Kjerne bilde med dybde: 2702-2707m
    Kjerne bilde med dybde: 2707-2712m
    2690-2694m
    2692-2697m
    2697-2702m
    2702-2707m
    2707-2712m
    Kjerne bilde med dybde: 2712-2717m
    Kjerne bilde med dybde: 2717-2621m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2712-2717m
    2717-2621m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1839.0
    [m]
    SWC
    R.R.I
    1863.0
    [m]
    SWC
    R.R.I
    1900.0
    [m]
    SWC
    R.R.I
    1930.0
    [m]
    SWC
    R.R.I
    1965.0
    [m]
    SWC
    R.R.I
    1996.0
    [m]
    SWC
    R.R.I
    2026.0
    [m]
    SWC
    R.R.I
    2058.0
    [m]
    SWC
    R.R.I
    2095.0
    [m]
    SWC
    R.R.I
    2146.0
    [m]
    SWC
    R.R.I
    2212.0
    [m]
    SWC
    R.R.I
    2245.0
    [m]
    SWC
    R.R.I
    2330.0
    [m]
    SWC
    R.R.I
    2380.0
    [m]
    SWC
    R.R.I

  • 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
    DST1B
    2524.00
    2527.00
    OIL
    24.05.1986 - 20:30
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.36
    pdf
    2.18

  • 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
    0.28
    pdf
    0.26

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.84
    pdf
    37.25

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2554
    2501
    15.9
    1.1
    2536
    2527
    15.9
    1.2
    2515
    2506
    15.9
    1.3
    2504
    2501
    15.9
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    35.000
    9.000
    33.000
    92
    1.1
    93
    1.2
    94
    1.3
    95
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    896
    79000
    0.839
    0.778
    88
    1.1
    1135
    109000
    0.835
    0.805
    96
    1.2
    893
    79000
    0.835
    0.795
    89
    1.3
    896
    79000
    0.838
    0.805
    88

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CDL CNL GR
    2400
    3154
    CDL CNL GR FMT
    1819
    2717
    DIFL LS BHC CDL GR
    899
    1832
    DIFL LS BHC GR
    1819
    3154
    DIFL LS BHC GR FMT
    3120
    3238
    DIPLOG FMT
    1819
    3254
    DLL MLL GR
    1819
    2716
    MWD - GR
    466
    471
    MWD - GR RES
    466
    915
    MWD - GR RES DIR
    466
    3238
    VSP
    700
    3238

  • 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
    465.0
    36
    471.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    899.0
    26
    1002.0
    1.46
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1821.0
    17 1/2
    2138.0
    1.83
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2802.0
    12 1/4
    3240.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    390
    1.03
    WATER BASED
    15.06.1986
    471
    1.03
    WATER BASED
    21.04.1986
    616
    1.10
    8.0
    22.1
    WATER BASED
    21.04.1986
    858
    1.15
    6.0
    21.6
    WATER BASED
    21.04.1986
    915
    1.16
    7.0
    26.9
    WATER BASED
    21.04.1986
    915
    1.03
    WATER BASED
    21.04.1986
    915
    1.20
    8.0
    27.8
    WATER BASED
    21.04.1986
    1002
    1.10
    12.0
    7.7
    WATER BASED
    21.04.1986
    1461
    1.20
    15.0
    10.1
    WATER BASED
    23.04.1986
    1498
    1.20
    16.0
    9.6
    WATER BASED
    23.04.1986
    1617
    1.30
    18.0
    10.1
    WATER BASED
    25.04.1986
    1709
    1.73
    20.0
    5.8
    WATER BASED
    15.06.1986
    1837
    1.41
    22.0
    9.1
    WATER BASED
    28.04.1986
    1837
    1.41
    22.0
    9.6
    WATER BASED
    28.04.1986
    1837
    1.41
    22.0
    8.7
    WATER BASED
    02.05.1986
    2138
    1.58
    25.0
    10.1
    WATER BASED
    02.05.1986
    2350
    1.65
    28.0
    8.7
    WATER BASED
    09.05.1986
    2430
    1.70
    29.0
    6.8
    WATER BASED
    05.05.1986
    2446
    1.73
    27.0
    6.8
    WATER BASED
    05.05.1986
    2446
    1.73
    28.0
    6.3
    WATER BASED
    12.05.1986
    2446
    1.73
    27.0
    6.8
    WATER BASED
    12.05.1986
    2446
    1.73
    18.0
    4.8
    WATER BASED
    24.05.1986
    2446
    1.73
    19.0
    5.3
    WATER BASED
    06.06.1986
    2446
    1.73
    27.0
    6.3
    WATER BASED
    09.05.1986
    2518
    1.73
    26.0
    8.2
    WATER BASED
    05.05.1986
    2546
    1.73
    26.0
    6.8
    WATER BASED
    05.05.1986
    2574
    1.73
    28.0
    6.3
    WATER BASED
    05.05.1986
    2603
    1.73
    25.0
    8.7
    WATER BASED
    05.05.1986
    2641
    1.73
    26.0
    6.8
    WATER BASED
    09.05.1986
    2670
    1.73
    25.0
    6.8
    WATER BASED
    09.05.1986
    2770
    1.73
    28.0
    6.3
    WATER BASED
    09.05.1986
    2802
    1.73
    19.0
    5.3
    WATER BASED
    06.06.1986
    2802
    1.73
    18.0
    4.8
    WATER BASED
    25.05.1986
    2802
    1.73
    18.0
    4.8
    WATER BASED
    06.06.1986
    2802
    1.73
    22.0
    7.2
    WATER BASED
    21.05.1986
    2802
    1.73
    20.0
    5.8
    WATER BASED
    15.06.1986
    2802
    1.73
    20.0
    5.8
    WATER BASED
    15.06.1986
    2802
    1.73
    20.0
    5.8
    WATER BASED
    15.06.1986
    2802
    1.73
    19.0
    4.8
    WATER BASED
    24.05.1986
    2802
    1.73
    19.0
    5.8
    WATER BASED
    06.06.1986
    2806
    1.73
    26.0
    7.2
    WATER BASED
    12.05.1986
    2813
    1.73
    20.0
    6.3
    WATER BASED
    21.05.1986
    2820
    1.73
    25.0
    6.3
    WATER BASED
    21.05.1986
    2937
    1.73
    26.0
    8.2
    WATER BASED
    20.05.1986
    3090
    1.73
    26.0
    7.7
    WATER BASED
    20.05.1986
    3156
    1.73
    23.0
    7.2
    WATER BASED
    20.05.1986
    3160
    1.73
    21.0
    7.2
    WATER BASED
    21.05.1986
    3240
    1.73
    24.0
    8.2
    WATER BASED
    21.05.1986
    3240
    1.73
    24.0
    7.7
    WATER BASED
    21.05.1986

  • 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