Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
08.05.2024 - 01:33
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6407/7-2

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.
    6407/7-2
    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.
    SUSPENDED
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORWEGIAN 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.
    6407/7-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH 8604 - 235 KOLONNE 960
    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.
    Norsk Hydro Produksjon AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    532-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    63
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    19.11.1986
    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.
    21.01.1987
    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.
    21.01.1989
    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.
    09.03.2009
    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/GAS
    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.
    ILE FM
    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.
    EARLY 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.
    TILJE FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    338.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3320.0
    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).
    3320.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    4
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    125
    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.
    RED BEDS (INFORMAL)
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    64° 15' 26.39'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 10' 42.65'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7127130.16
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    411732.18
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1017

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6407/7-2 was drilled on the Njord A-structure in the southern part of the Halten Terrace. The Njord structure is located ca 30 km west of the Draugen Field. The primary objectives of the well were to test the reservoir properties of the pre-Tilje sequence and to find the oil-water contact in the central part of the A-structure. By this the volumetric potential of the structure could be established. The well would furthermore obtain seismic calibration to the base Cretaceous and intra Jurassic and intra Triassic events. It should penetrate a flat seismic event at approximately 2570 ms TWT. A Rogn Formation sand unit was expected at 2598 +/- 65 m.
    Operations and results
    Well 6407/7-2 was spudded with the semi-submersible installation Polar Pioneer on 20 November 1986. The 36" hole was drilled to 361 m where the MWD showed an inclination of 7.1 degrees. A respud was thus decided. The well was respudded on 20 November and drilled without significant problems to TD at 3320 m in the Triassic Red Beds. It was drilled with spud mud down to 780 m and with KCl/polymer mud from 780 m to TD.
    No Rogn Formation was encountered. Hydrocarbons were encountered in two different pressured reservoir zones in the Middle to Early Jurassic. The upper reservoir was a 14 m gas/condensate zone in the Ile Formation from 2697.5 m to 2711.5 m. A segregated RFT sample from this zone recovered gas and condensate. The lower and main reservoir zone was encountered from 2771 to 2877.5 m in the Tilje Formation and contained oil. Two drill stem testes were performed in this zone. The Åre Formation was encountered at 2877.5 m and consisted of sandstones with minor claystones and siltstones. The Åre Formation sandstones were cemented and with low porosity. The logs and cores proved the Åre Formation to be water bearing, although moderate quality RFT pressure data gave an oil gradient in the interval 2896 to 2925 m.
    Eleven cores were cut in the well with a total recovery of 171.25 m (87%). The first core was cut in the interval 2673 - 2688 m, two cores in the interval 2701 - 2742 m, and 8 cores in the interval 2775 - 2915 m. A segregated RFT sample from 2701.9 m recovered 2.1 Sm3 gas, 1.85 l condensate, and 0.9 l filtrate.
    The well was suspended on 21 January 1987 as a possible future development well or for long term testing. It is classified as an oil appraisal well.
    Testing
    Two drill stem tests were performed in the Tilje Formation main reservoir.
    DST 1 in the interval 2869.8 - 2878.8 m produced 125 Sm3 oil and 23750 Sm3 gas /day through a 12.7 mm choke. The GOR was 190, the oil density was 0.829 g/cm3, and the gas gravity was 0.744 (air = 1). The CO2 content was 1.5 percent and the H2S content was 0.2 ppm. The down hole temperature measured in the test was 109.0 deg C.
    DST 2 in the interval 2801.5 - 2819.5 m produced 575 Sm3 oil and 105800 Sm3 gas /day through a 12.7 mm choke. The GOR was 184, the oil density was 0.825 g/cm3, and the gas gravity was 0.0.685 (air = 1). The CO2 content was 1.5 percent and the H2S content was 1.5 ppm. The down hole temperature measured in the test was 111.2 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    780.00
    3320.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2673.0
    2686.9
    [m ]
    2
    2701.0
    2718.9
    [m ]
    3
    2723.0
    2739.6
    [m ]
    4
    2775.0
    2787.1
    [m ]
    5
    2791.5
    2803.2
    [m ]
    6
    2804.5
    2823.5
    [m ]
    7
    2823.5
    2841.1
    [m ]
    8
    2841.5
    2869.4
    [m ]
    9
    2869.5
    2869.8
    [m ]
    10
    2879.0
    2896.0
    [m ]
    11
    2896.0
    2913.6
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    171.3
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2673-2679m
    Kjerne bilde med dybde: 2679-2685m
    Kjerne bilde med dybde: 2685-2686m
    Kjerne bilde med dybde: 2701-2707m
    Kjerne bilde med dybde: 2707-2713m
    2673-2679m
    2679-2685m
    2685-2686m
    2701-2707m
    2707-2713m
    Kjerne bilde med dybde: 2713-2718m
    Kjerne bilde med dybde: 2723-2729m
    Kjerne bilde med dybde: 2729-2735m
    Kjerne bilde med dybde: 2735-2739m
    Kjerne bilde med dybde: 2775-2781m
    2713-2718m
    2723-2729m
    2729-2735m
    2735-2739m
    2775-2781m
    Kjerne bilde med dybde: 2781-2787m
    Kjerne bilde med dybde: 2787-2787m
    Kjerne bilde med dybde: 2791-2797m
    Kjerne bilde med dybde: 2797-2803m
    Kjerne bilde med dybde: 2804-2810m
    2781-2787m
    2787-2787m
    2791-2797m
    2797-2803m
    2804-2810m
    Kjerne bilde med dybde: 2810-2816m
    Kjerne bilde med dybde: 2816-2822m
    Kjerne bilde med dybde: 2822-2823m
    Kjerne bilde med dybde: 2823-2829m
    Kjerne bilde med dybde: 2829-2835m
    2810-2816m
    2816-2822m
    2822-2823m
    2823-2829m
    2829-2835m
    Kjerne bilde med dybde: 2835-2841m
    Kjerne bilde med dybde: 2841-2842m
    Kjerne bilde med dybde: 2842-2847m
    Kjerne bilde med dybde: 2847-2853m
    Kjerne bilde med dybde: 2853-2859m
    2835-2841m
    2841-2842m
    2842-2847m
    2847-2853m
    2853-2859m
    Kjerne bilde med dybde: 2859-2865m
    Kjerne bilde med dybde: 2865-2869m
    Kjerne bilde med dybde: 2869-2870m
    Kjerne bilde med dybde: 2879-2885m
    Kjerne bilde med dybde: 2885-2891m
    2859-2865m
    2865-2869m
    2869-2870m
    2879-2885m
    2885-2891m
    Kjerne bilde med dybde: 2891-2896m
    Kjerne bilde med dybde: 2896-2902m
    Kjerne bilde med dybde: 2902-2908m
    Kjerne bilde med dybde: 2908-2913m
    Kjerne bilde med dybde:  
    2891-2896m
    2896-2902m
    2902-2908m
    2908-2913m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2675.9
    [m]
    C
    OD
    2676.1
    [m]
    C
    OD

  • 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
    2869.00
    2878.00
    06.01.1987 - 00:00
    YES
    DST
    DST2
    2801.50
    2819.50
    OIL
    12.01.1987 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.33
    pdf
    2.41
    pdf
    13.21
    pdf
    1.28

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.45
    pdf
    0.26

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    9.41
    pdf
    9.10

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2870
    2879
    12.7
    2.0
    2802
    2820
    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
    125
    24000
    0.829
    0.744
    190
    2.0
    575
    106000
    0.825
    0.685
    184

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL
    435
    1501
    CBL VDL
    1300
    3248
    CET GR
    2491
    3184
    CST GR
    1708
    2550
    CST GR
    2552
    3315
    CST GR
    2553
    3315
    DIL LSS GR SP
    1501
    2548
    DITE LSS MSFL GR SP
    2533
    3320
    DLL SP
    2600
    3000
    LDL CNL NGT
    2533
    3321
    MWD - GR RES DIR
    361
    2520
    MWD - GR RES DIR
    3025
    3305
    RFT GR
    2698
    2884
    RFT GR
    2701
    2925
    RFT GR
    2816
    3093
    SHDT GR
    1501
    2550
    SHDT GR
    2533
    3320
    VSP
    1080
    3260

  • 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
    445.0
    36
    446.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    757.0
    17 1/2
    1517.0
    1.76
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2535.0
    12 1/4
    2550.0
    1.87
    LOT
    LINER
    7
    3316.0
    8 1/2
    3320.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    382
    1.05
    99.0
    99.0
    WATERBASED
    20.11.1986
    406
    1.05
    99.0
    99.0
    WATERBASED
    21.11.1986
    446
    1.05
    WATERBASED
    24.11.1986
    650
    0.00
    WATERBASED
    19.01.1987
    780
    1.05
    WATERBASED
    24.11.1986
    780
    0.00
    18.0
    10.0
    WATERBASED
    26.11.1986
    1000
    1.47
    11.0
    12.0
    WATER BASED
    22.03.1990
    1160
    1.20
    24.0
    18.0
    WATERBASED
    25.11.1986
    1517
    1.30
    20.0
    13.0
    WATERBASED
    27.11.1986
    1517
    0.00
    20.0
    15.0
    WATERBASED
    30.11.1986
    1517
    0.00
    22.0
    9.0
    WATERBASED
    30.11.1986
    1839
    1.60
    30.0
    15.0
    WATERBASED
    30.11.1986
    2016
    1.60
    33.0
    10.0
    WATER BASED
    02.12.1986
    2190
    1.60
    28.0
    8.0
    WATER BASED
    02.12.1986
    2230
    1.60
    28.0
    8.0
    WATERBASED
    03.12.1986
    2310
    1.60
    30.0
    10.0
    WATERBASED
    04.12.1986
    2372
    1.48
    19.0
    11.0
    WATER BASED
    22.03.1990
    2409
    1.60
    25.0
    7.0
    WATERBASED
    06.12.1986
    2464
    1.47
    19.0
    10.0
    WATER BASED
    22.03.1990
    2513
    1.60
    27.0
    9.0
    WATERBASED
    06.12.1986
    2535
    1.49
    20.0
    4.0
    WATERBASED
    10.12.1986
    2535
    0.00
    21.0
    5.0
    WATERBASED
    11.12.1986
    2550
    1.60
    25.0
    8.0
    WATERBASED
    06.12.1986
    2550
    0.00
    29.0
    9.0
    WATERBASED
    09.12.1986
    2550
    0.00
    29.0
    9.0
    WATERBASED
    08.12.1986
    2553
    1.48
    17.0
    8.0
    WATERBASED
    14.12.1986
    2582
    1.48
    20.0
    8.0
    WATERBASED
    14.12.1986
    2651
    1.48
    24.0
    8.0
    WATERBASED
    14.12.1986
    2680
    1.48
    21.0
    8.0
    WATERBASED
    15.12.1986
    2701
    1.48
    21.0
    8.0
    WATERBASED
    16.12.1986
    2731
    1.48
    19.0
    7.0
    WATERBASED
    17.12.1986
    2775
    1.48
    22.0
    8.0
    WATERBASED
    18.12.1986
    2794
    1.48
    11.0
    7.0
    WATER BASED
    22.03.1990
    2796
    1.48
    20.0
    6.0
    WATERBASED
    19.01.1987
    2805
    1.48
    23.0
    8.0
    WATERBASED
    20.12.1986
    2819
    1.48
    24.0
    8.0
    WATERBASED
    14.01.1987
    2819
    0.00
    20.0
    6.0
    WATERBASED
    19.01.1987
    2819
    0.00
    20.0
    6.0
    WATERBASED
    15.01.1987
    2819
    0.00
    20.0
    6.0
    WATERBASED
    16.01.1987
    2842
    1.48
    22.0
    8.0
    WATERBASED
    20.12.1986
    2859
    1.48
    23.0
    8.0
    WATERBASED
    13.01.1987
    2861
    1.48
    19.0
    7.0
    WATERBASED
    12.01.1987
    2879
    1.48
    23.0
    7.0
    WATERBASED
    20.12.1986
    2915
    1.48
    24.0
    8.0
    WATERBASED
    23.12.1986
    2970
    1.48
    18.0
    11.0
    WATER BASED
    22.03.1990
    2994
    1.48
    25.0
    9.0
    WATERBASED
    29.12.1986
    3028
    1.48
    23.0
    8.0
    WATERBASED
    30.12.1986
    3039
    1.48
    23.0
    8.0
    WATERBASED
    30.12.1986
    3078
    1.48
    23.0
    8.0
    WATERBASED
    30.12.1986
    3182
    1.48
    24.0
    9.0
    WATERBASED
    30.12.1986
    3265
    1.48
    22.0
    7.0
    WATERBASED
    06.01.1987
    3265
    0.00
    22.0
    7.0
    WATERBASED
    06.01.1987
    3265
    0.00
    22.0
    7.0
    WATERBASED
    07.01.1987
    3265
    0.00
    21.0
    5.0
    WATERBASED
    09.01.1987
    3265
    0.00
    23.0
    6.0
    WATERBASED
    12.01.1987
    3265
    0.00
    18.0
    6.0
    WATERBASED
    12.01.1987
    3265
    1.48
    17.0
    12.0
    WATER BASED
    22.03.1990
    3265
    1.48
    17.0
    16.0
    WATER BASED
    22.03.1990
    3265
    1.48
    18.0
    15.0
    WATER BASED
    23.03.1990
    3265
    1.48
    17.0
    14.0
    WATER BASED
    26.03.1990
    3265
    1.47
    17.0
    14.0
    WATER BASED
    26.03.1990
    3265
    1.47
    14.0
    13.0
    WATER BASED
    27.03.1990
    3265
    1.47
    14.0
    12.0
    WATER BASED
    28.03.1990
    3265
    1.47
    15.0
    14.0
    WATER BASED
    02.04.1990
    3265
    1.48
    15.0
    13.0
    WATER BASED
    02.04.1990
    3265
    1.48
    15.0
    13.0
    WATER BASED
    02.04.1990
    3265
    1.48
    15.0
    13.0
    WATER BASED
    04.04.1990
    3265
    1.48
    15.0
    13.0
    WATER BASED
    04.04.1990
    3265
    1.47
    15.0
    12.0
    WATER BASED
    06.04.1990
    3265
    1.48
    15.0
    13.0
    WATER BASED
    09.04.1990
    3265
    1.48
    15.0
    13.0
    WATER BASED
    09.04.1990
    3265
    1.48
    15.0
    13.0
    WATER BASED
    10.04.1990
    3265
    1.48
    15.0
    13.0
    WATER BASED
    11.04.1990
    3265
    1.48
    15.0
    13.0
    WATER BASED
    18.04.1990
    3265
    1.48
    15.0
    12.0
    WATER BASED
    18.04.1990
    3265
    1.48
    14.0
    9.0
    WATER BASED
    18.04.1990
    3265
    1.47
    15.0
    14.0
    WATER BASED
    18.04.1990
    3265
    1.02
    1.0
    1.0
    WATER BASED
    18.04.1990
    3265
    1.47
    15.0
    14.0
    WATER BASED
    24.04.1990
    3265
    1.47
    15.0
    14.0
    WATER BASED
    24.04.1990
    3265
    1.47
    15.0
    14.0
    WATER BASED
    24.04.1990
    3265
    1.47
    15.0
    14.0
    WATER BASED
    24.04.1990
    3265
    1.47
    13.0
    13.0
    WATER BASED
    27.04.1990
    3265
    1.45
    13.0
    12.0
    WATER BASED
    27.04.1990
    3265
    1.48
    12.0
    12.0
    WATER BASED
    30.03.1990
    3265
    1.48
    15.0
    17.0
    WATER BASED
    30.03.1990
    3265
    1.48
    15.0
    13.0
    WATER BASED
    05.04.1990
    3265
    1.48
    15.0
    13.0
    WATER BASED
    09.04.1990
    3265
    1.47
    15.0
    14.0
    WATER BASED
    18.04.1990
    3265
    1.47
    15.0
    14.0
    WATER BASED
    25.04.1990
    3265
    0.00
    22.0
    7.0
    WATERBASED
    09.01.1987
    3266
    1.49
    25.0
    6.0
    WATERBASED
    05.01.1987
    3276
    1.48
    24.0
    10.0
    WATERBASED
    30.12.1986
    3320
    0.00
    24.0
    6.0
    WATERBASED
    05.01.1987
    3320
    1.48
    23.0
    8.0
    WATERBASED
    30.12.1986
    3320
    0.00
    23.0
    8.0
    WATERBASED
    02.01.1987
    3320
    0.00
    24.0
    8.0
    WATERBASED
    02.01.1987

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    2701.60
    [m ]
    2710.90
    [m ]
    2806.90
    [m ]
    2811.60
    [m ]
    2842.60
    [m ]
    2853.60
    [m ]
    2868.30
    [m ]
    2895.40
    [m ]
    2911.90
    [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
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.28