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

35/12-1

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.
    35/12-1
    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
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORTH SEA
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    35/12-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NO.D4-84-83 & SP. 920
    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.
    720-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    58
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    27.02.1992
    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.
    24.04.1992
    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.
    24.04.1994
    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.
    27.02.2004
    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 SHOWS
    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
    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.
    351.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3020.0
    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).
    3018.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    4.4
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    91
    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.
    EARLY JURASSIC
    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.
    AMUNDSEN FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 11' 4.06'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 57' 45.41'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6783875.97
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    551762.89
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1881

  • Brønnhistorie
    General
    The well 35/12-1 was drilled on the eastern border of the block 35/12 against a north-south oriented main fault, which is the eastern limit of the Uer Terrace. The primary purpose of the well was to test the hydrocarbon potential in sandstones of the Late Jurassic Sognefjord Formation. A secondary objective was to test the reservoirs of the Brent and Dunlin Groups.
    Operations and results
    Well 35/12-1 was spudded with the semi submersible rig Treasure saga on the 27 February 1992 and was drilled to TD at 3020 m in Early Jurassic (Early Pliensbachian - ?Sinemurian) rocks. The well was drilled with spud mud down to486m,with gel mud from 486 m to 1020 m,and with KCL mud from 1020 m to TD.
    The well penetrated mainly claystones with minor sandstone intervals in the Nordland and Rogaland Groups. Shetland and Cromer Knoll Groups consisted mainly of claystones with limestones and marls. The well encountered 37 m of Draupne. Top Heather Formation was penetrated at 2398 m. The reservoir quality in the Heather Formation was poor. The formation consists of siltstone and some thin beds of fine sandstones with low porosity.
    The sandstones in the Sognefjord Formation and the Fensfjord Formation sandstone had better reservoir quality with porosities around 20% in the Fensfjord Formation. Sandstones were also present in the Brent and Dunlin Groups. Some weak traces of hydrocarbons were observed in sandstone lamina on cores from the Upper parts of the Heather Formation. Weak traces of shows were recorded also in the Fensfjord Formation and into the Brent Group. Petrophysical evaluation showed that the sandstones of Jurassic age were water filled. The well was terminated 17 m into what was initially believed to be basement rocks, but which was shown by post-well analyses to be undifferentiated Early Jurassic sediments about 120 meters shallower than prognosis. Three cores were cut in the Heather Formation from 2415 m to 2458.5 m. One core was cut from 2598 m to 2606 m in the Sognefjord Formation. The well was permanently plugged on 24 April 1992 as a dry well.
    Testing
    No drill stem test was performed

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    490.00
    3018.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2415.0
    2441.6
    [m ]
    2
    2442.0
    2456.7
    [m ]
    3
    2457.0
    2458.4
    [m ]
    4
    2598.0
    2605.2
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    49.9
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2415-2419m
    Kjerne bilde med dybde: 2423-2427m
    Kjerne bilde med dybde: 2427-2431m
    Kjerne bilde med dybde: 2431-2435m
    Kjerne bilde med dybde: 2435-2439m
    2415-2419m
    2423-2427m
    2427-2431m
    2431-2435m
    2435-2439m
    Kjerne bilde med dybde: 2439-2441m
    Kjerne bilde med dybde: 2442-2446m
    Kjerne bilde med dybde: 2446-2450m
    Kjerne bilde med dybde: 2450-2454m
    Kjerne bilde med dybde: 2454-2456m
    2439-2441m
    2442-2446m
    2446-2450m
    2450-2454m
    2454-2456m
    Kjerne bilde med dybde: 2457-2458m
    Kjerne bilde med dybde: 2601-2605m
    Kjerne bilde med dybde: 2598-2602m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2457-2458m
    2601-2605m
    2598-2602m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    490.0
    [m]
    DC
    RRI
    500.0
    [m]
    DC
    RRI
    570.0
    [m]
    DC
    RRI
    610.0
    [m]
    DC
    RRI
    620.0
    [m]
    DC
    RRI
    640.0
    [m]
    DC
    RRI
    650.0
    [m]
    DC
    RRI
    660.0
    [m]
    DC
    RRI
    670.0
    [m]
    DC
    RRI
    680.0
    [m]
    DC
    RRI
    700.0
    [m]
    DC
    RRI
    710.0
    [m]
    DC
    RRI
    720.0
    [m]
    DC
    RRI
    750.0
    [m]
    DC
    RRI
    770.0
    [m]
    DC
    RRI
    890.0
    [m]
    DC
    RRI
    910.0
    [m]
    DC
    RRI
    930.0
    [m]
    DC
    RRI
    1020.0
    [m]
    DC
    RRI
    1040.0
    [m]
    DC
    RRI
    1060.0
    [m]
    DC
    RRI
    1080.0
    [m]
    DC
    RRI
    1100.0
    [m]
    DC
    RRI
    1120.0
    [m]
    DC
    RRI
    1130.0
    [m]
    DC
    RRI
    1170.0
    [m]
    DC
    RRI
    1190.0
    [m]
    DC
    RRI
    1210.0
    [m]
    DC
    RRI
    1230.0
    [m]
    DC
    RRI
    1250.0
    [m]
    DC
    RRI
    1270.0
    [m]
    DC
    RRI
    1290.0
    [m]
    DC
    RRI
    1310.0
    [m]
    DC
    RRI
    1330.0
    [m]
    DC
    RRI
    1350.0
    [m]
    DC
    RRI
    1370.0
    [m]
    DC
    RRI
    1380.0
    [m]
    DC
    RRI
    1400.0
    [m]
    DC
    RRI
    1420.0
    [m]
    DC
    RRI
    1440.0
    [m]
    DC
    RRI
    1450.0
    [m]
    DC
    RRI
    1465.0
    [m]
    DC
    RRI
    1480.0
    [m]
    DC
    RRI
    1495.0
    [m]
    DC
    RRI
    1510.0
    [m]
    DC
    RRI
    1535.0
    [m]
    DC
    RRI
    1550.0
    [m]
    DC
    RRI
    1580.0
    [m]
    DC
    RRI
    1615.0
    [m]
    DC
    RRI
    1630.0
    [m]
    DC
    RRI
    1645.0
    [m]
    DC
    RRI
    1660.0
    [m]
    DC
    RRI
    1675.0
    [m]
    DC
    RRI
    1690.0
    [m]
    DC
    RRI
    1705.0
    [m]
    DC
    RRI
    1720.0
    [m]
    DC
    RRI
    1735.0
    [m]
    DC
    RRI
    1750.0
    [m]
    DC
    RRI
    1765.0
    [m]
    DC
    RRI
    1780.0
    [m]
    DC
    RRI
    1795.0
    [m]
    DC
    RRI
    1810.0
    [m]
    DC
    RRI
    1820.0
    [m]
    DC
    RRI
    1850.0
    [m]
    DC
    RRI
    1865.0
    [m]
    DC
    RRI
    1880.0
    [m]
    DC
    RRI
    1895.0
    [m]
    DC
    RRI
    1910.0
    [m]
    DC
    RRI
    1925.0
    [m]
    DC
    RRI
    1955.0
    [m]
    DC
    RRI
    1970.0
    [m]
    DC
    RRI
    1985.0
    [m]
    DC
    RRI
    2060.0
    [m]
    DC
    RRI
    2075.0
    [m]
    DC
    RRI
    2090.0
    [m]
    DC
    RRI
    2165.0
    [m]
    DC
    RRI
    2180.0
    [m]
    DC
    RRI
    2195.0
    [m]
    DC
    RRI
    2210.0
    [m]
    DC
    RRI
    2370.0
    [m]
    DC
    RRI
    2398.0
    [m]
    DC
    RRI
    2423.0
    [m]
    C
    RRI
    2436.0
    [m]
    C
    RRI
    2448.0
    [m]
    C
    RRI
    2458.0
    [m]
    C
    RRI
    2475.0
    [m]
    DC
    RRI
    2490.0
    [m]
    DC
    RRI
    2505.0
    [m]
    DC
    RRI
    2520.0
    [m]
    DC
    RRI
    2532.0
    [m]
    DC
    RRI
    2538.0
    [m]
    DC
    RRI
    2544.0
    [m]
    DC
    RRI
    2550.0
    [m]
    DC
    RRI
    2574.0
    [m]
    DC
    RRI
    2580.0
    [m]
    DC
    RRI
    2601.0
    [m]
    C
    RRI
    2619.0
    [m]
    DC
    RRI
    2631.0
    [m]
    DC
    RRI
    2646.0
    [m]
    DC
    RRI
    2661.0
    [m]
    DC
    RRI
    2676.0
    [m]
    DC
    RRI
    2691.0
    [m]
    DC
    RRI
    2706.0
    [m]
    DC
    RRI
    2751.0
    [m]
    DC
    RRI
    2766.0
    [m]
    DC
    RRI
    2781.0
    [m]
    DC
    RRI
    2796.0
    [m]
    DC
    RRI
    2811.0
    [m]
    DC
    RRI
    2826.0
    [m]
    DC
    RRI
    2856.0
    [m]
    DC
    RRI
    2901.0
    [m]
    DC
    RRI
    2916.0
    [m]
    DC
    RRI
    2949.0
    [m]
    DC
    RRI
    2961.0
    [m]
    DC
    RRI
    2976.0
    [m]
    DC
    RRI
    2997.0
    [m]
    DC
    RRI
    3003.0
    [m]
    DC
    RRI
    3012.0
    [m]
    DC
    RRI
    3018.0
    [m]
    DC
    RRI

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.39

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    3.24

  • 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
    0.48
    pdf
    0.18

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    13.25

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CST
    520
    1005
    CST
    1040
    2208
    CST
    2280
    3017
    DIL MSFL LSS VOL GR AMS
    2198
    3023
    DLL MSFL LSS LDL GR AMS
    998
    2207
    DLL SFL LSS LDL CNL GR AMS
    2198
    2700
    LDL CNL GR AMS
    2650
    3023
    MWD - DIR
    479
    486
    MWD - GR RES DIR
    520
    1005
    MWD - GR RES DIR
    998
    2207
    MWD - GR RES DIR
    2198
    3023
    RFT GR AMS
    2407
    2660
    RFT GR AMS
    2660
    2999
    SHDT GR AMS
    2198
    3023
    VSP
    1285
    2185
    VSP
    2110
    3015

  • 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
    474.0
    36
    486.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    999.0
    26
    1020.0
    1.41
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2198.0
    17 1/2
    2215.0
    1.60
    LOT
    OPEN HOLE
    3020.0
    12 1/4
    3020.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    385
    1.04
    WATER BASED
    419
    1.04
    WATER BASED
    486
    1.04
    WATER BASED
    856
    1.11
    6.0
    WATER BASED
    1015
    1.12
    8.0
    WATER BASED
    1020
    1.17
    10.0
    WATER BASED
    1280
    1.30
    28.0
    WATER BASED
    1439
    1.30
    29.0
    WATER BASED
    1487
    1.30
    28.0
    WATER BASED
    1600
    1.30
    27.0
    WATER BASED
    1693
    1.30
    26.0
    WATER BASED
    1769
    1.30
    28.0
    WATER BASED
    1827
    1.30
    27.0
    WATER BASED
    1899
    1.30
    28.0
    WATER BASED
    1959
    1.30
    28.0
    WATER BASED
    2046
    1.28
    27.0
    WATER BASED
    2215
    1.28
    30.0
    WATER BASED
    2352
    1.32
    30.0
    WATER BASED
    2418
    1.32
    34.0
    WATER BASED
    2445
    1.32
    34.0
    WATER BASED
    2458
    1.32
    39.0
    WATER BASED
    2596
    1.32
    29.0
    WATER BASED
    2598
    1.32
    28.0
    WATER BASED
    2647
    1.32
    27.0
    WATER BASED
    2700
    1.32
    30.0
    WATER BASED
    2778
    1.30
    32.0
    WATER BASED
    2923
    1.28
    27.0
    WATER BASED
    2975
    1.25
    27.0
    WATER BASED
    3001
    1.25
    24.0
    WATER BASED
    3020
    1.25
    WATER BASED

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    2602.65
    [m ]
    2598.13
    [m ]
    2439.47
    [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
    0.22