Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
25.12.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

7324/10-1

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.
    7324/10-1
    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.
    BARENTS SEA
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    7324/10-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    GLR 3-87-19B SP. 3290
    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.
    Den norske stats oljeselskap a.s
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    609-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    78
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    03.06.1989
    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.
    19.08.1989
    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.
    19.08.1991
    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.
    11.01.2005
    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.
    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).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    408.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2919.0
    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).
    2919.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.8
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    119
    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 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.
    HAVERT FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    73° 9' 49.45'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    24° 18' 47.62'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    8120918.38
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    413162.08
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    35
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1411

  • Brønnhistorie
    General
    Well 7324/10-1 was drilled on the Alpha structure in the Maud Basin on the Bjarmeland Platform. The main objective was to test the hydrocarbon potential in a prospect at the Base Anisian level (Top Klappmyss Formation). The secondary objective was to test sandstones below the Base Smithian level (Top Havert Formation). In addition the well should test the source rock potential in the Triassic, Base Snadd, and Base Kobbe Formations. Possible sand layers at 575 - and 695 m justified a shallow gas warning at these levels. Planned TD was at 3400 m in Late Permian.
    Operations and results
    Wildcat well 7324/10-1 was spudded with the semi-submersible rig Ross Rig 3 June 1989 and drilled to TD at 2919 m in the Early Triassic Havert Formation. TD was set approximately 500 m higher than prognosed due to lost circulation problems in the interval 1800 m to 2626 m. The well was drilled with seawater down to 558 m, with gypsum / polymer from 558 m to 2289 m, and with gel / lignosulphonate from 2289 m to TD. No shallow gas was encountered.
    Minor gas was encountered in the Kobbe Formation at 1607 m but the sandstones had very poor permeability and no RFT samples were collected. The main target at Base Anisian/Klappmyss Formation at 1767 m in the prognosis, proved to be an intra Anisian seismic marker encountered at 1822 m. At this level there was no reservoir developed, neither was there any reservoir developed at the new Anisian seismic marker on 2272 m. The secondary objective at top Havert Formation encountered at 2512 m had a limited reservoir developed. Shows were recorded in the Snadd Formation from 617 m to 692 m and 1150 m to 1186 m. Organic rich shales were encountered in Snadd, Kobbe, and Klappmyss Formations, but from organic geochemistry only a thin sequences in the Snadd Formation could be classified as good, possibly oil-prone source rocks. These were: a carbonaceous shale at 989 m and a thin clay stone sequence at 1603 m to 1607 m. At 2267 m at the base of the Kobbe Formation a third organic-rich sequence (TOC typically 2 ? 4 %) is encountered, but hydrogen index in this sequence indicate only gas prone kerogen at best, possibly due to advanced maturity. The well reaches oil-window maturity at ca 1000 m, the wet gas window is reached at ca 2200 m, and dry gas maturity is reached at ca 2700 m. Temperatures measured during well-logging indicate an average thermal gradient, from surface to TD, of ca 46 °C/km. Pore pressure is normal down to ca 1270 m. From 1270 m down to the organic rich shales at 2267 the pore pressure is abnormal. Below 2500 m the pressure starts to decrease. A total of five cores were cut in the well, and 450 sidewall cores were attempted but only 384 was recovered. One RFT fluid sample was taken at 570 m. The sample contained mud filtrate and formation water with no associated gas.
    The well was permanently abandoned 19 August 1989 as a dry well with shows.
    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]
    560.00
    2917.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1411.0
    1414.6
    [m ]
    2
    1659.0
    1667.3
    [m ]
    3
    1777.0
    1782.6
    [m ]
    4
    2640.2
    2640.5
    [m ]
    5
    2640.5
    2659.1
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    36.4
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1411-1414m
    Kjerne bilde med dybde: 1659-1664m
    Kjerne bilde med dybde: 1664-1667m
    Kjerne bilde med dybde: 1777-1782m
    Kjerne bilde med dybde: 1782-1783m
    1411-1414m
    1659-1664m
    1664-1667m
    1777-1782m
    1782-1783m
    Kjerne bilde med dybde: 2640-2641m
    Kjerne bilde med dybde: 2640-2645m
    Kjerne bilde med dybde: 2645-2650m
    Kjerne bilde med dybde: 2650-2655m
    Kjerne bilde med dybde: 2655-2659m
    2640-2641m
    2640-2645m
    2645-2650m
    2650-2655m
    2655-2659m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    499.0
    [m]
    SWC
    STATO
    508.0
    [m]
    SWC
    STATO
    517.0
    [m]
    SWC
    STATO
    528.0
    [m]
    SWC
    STATO
    537.0
    [m]
    SWC
    STATO
    547.0
    [m]
    SWC
    STATO
    550.0
    [m]
    SWC
    STATO
    552.0
    [m]
    SWC
    STATO
    554.0
    [m]
    SWC
    STATO
    563.0
    [m]
    SWC
    STATO
    567.0
    [m]
    SWC
    STATO
    573.0
    [m]
    SWC
    STATO
    582.0
    [m]
    SWC
    STATO
    599.0
    [m]
    SWC
    STATO
    615.0
    [m]
    SWC
    STATO
    633.0
    [m]
    SWC
    STATO
    667.0
    [m]
    SWC
    STATO
    676.5
    [m]
    SWC
    STATO
    686.0
    [m]
    SWC
    STATO
    698.0
    [m]
    SWC
    STATO
    767.0
    [m]
    SWC
    STATO
    783.5
    [m]
    SWC
    STATO
    814.5
    [m]
    SWC
    STATO
    835.0
    [m]
    SWC
    STATO
    858.0
    [m]
    SWC
    STATO
    888.0
    [m]
    SWC
    STATO
    924.0
    [m]
    SWC
    STATO
    947.0
    [m]
    SWC
    STATO
    976.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1010.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1033.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1085.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1108.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1148.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1168.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1185.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1204.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1230.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1253.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1273.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1284.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1318.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1335.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1360.5
    [m]
    SWC
    STATO
    1394.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1399.0
    [m]
    DC
    STATO
    1412.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1412.0
    [m]
    C
    STATO
    1414.6
    [m]
    C
    STATO
    1433.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1445.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1465.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1485.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1508.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1543.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1561.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1587.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1605.5
    [m]
    SWC
    STATO
    1619.5
    [m]
    SWC
    STATO
    1640.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1667.0
    [m]
    C
    STATO
    1671.5
    [m]
    SWC
    STATO
    1696.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1733.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1756.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1783.0
    [m]
    C
    STATO
    1784.5
    [m]
    SWC
    STATO
    1802.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1822.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1834.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1856.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1912.0
    [m]
    DC
    STATO
    1925.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1955.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1979.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2000.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2027.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2050.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2070.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2095.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2118.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2155.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2183.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2212.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2245.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2269.0
    [m]
    DC
    STATO
    2305.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2345.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2385.5
    [m]
    SWC
    STATO
    2386.0
    [m]
    DC
    STATO
    2434.0
    [m]
    DC
    STATO
    2469.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2521.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2551.0
    [m]
    DC
    STATO
    2557.5
    [m]
    SWC
    STATO
    2603.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2637.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2690.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2732.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2786.0
    [m]
    SWC
    STATO
    2805.0
    [m]
    DC
    STATO
    2833.0
    [m]
    DC
    STATO
    2876.0
    [m]
    DC
    STATO
    2918.0
    [m]
    DC
    STATO

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.48

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.36

  • 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
    0.26
    pdf
    0.17

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    31.71

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    AMS LDL CNL GR
    2325
    2607
    AMS SHDT
    1290
    2205
    AMS SHDT
    2325
    2607
    AMS SHDT
    2627
    2921
    CBL VDL GR
    554
    2575
    CST
    496
    556
    CST
    557
    936
    CST
    943
    1561
    CST
    1587
    1856
    CST
    1865
    2212
    CST
    2222
    2610
    CST
    2222
    2610
    CST
    2632
    2917
    CST
    2637
    2918
    DIL LSS GR SP
    493
    2917
    LDL CNL GR CAL
    554
    2920
    LDL GR CAL
    493
    557
    LSS VDL
    1550
    2212
    MWD GR RES DIR
    493
    2921
    NGT
    2627
    2920
    RFT HP
    570
    654
    RFT HP
    1607
    2185
    RFT HP
    2516
    2621
    SHDT
    554
    2921
    VSP
    554
    1530
    VSP
    1470
    2151
    VSP
    2150
    2910

  • 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
    494.0
    36
    497.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    554.0
    26
    559.0
    1.35
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1551.0
    17 1/2
    1570.0
    1.59
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2216.0
    12 1/4
    2235.0
    1.60
    LOT
    LINER
    7
    2626.0
    8 1/2
    2627.0
    1.71
    LOT
    OPEN HOLE
    2919.0
    6
    2919.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    559
    1.18
    1000.0
    4.0
    WATER BASED
    08.06.1989
    560
    1.20
    1100.0
    4.5
    WATER BASED
    09.06.1989
    765
    1.20
    1300.0
    3.5
    WATER BASED
    12.06.1989
    784
    1.20
    1100.0
    3.5
    WATER BASED
    12.06.1989
    940
    1.20
    1100.0
    5.0
    WATER BASED
    22.08.1989
    990
    1.20
    1400.0
    3.5
    WATER BASED
    12.06.1989
    1184
    1.20
    1400.0
    3.5
    WATER BASED
    13.06.1989
    1342
    1.20
    1500.0
    3.5
    WATER BASED
    14.06.1989
    1411
    1.20
    1500.0
    3.5
    WATER BASED
    15.06.1989
    1415
    1.20
    1500.0
    3.0
    WATER BASED
    16.06.1989
    1477
    1.20
    1500.0
    4.5
    WATER BASED
    19.06.1989
    1500
    1.32
    1600.0
    3.0
    WATER BASED
    17.08.1989
    1570
    1.20
    1700.0
    4.0
    WATER BASED
    19.06.1989
    1570
    1.20
    1300.0
    3.5
    WATER BASED
    21.06.1989
    1570
    1.20
    1300.0
    3.5
    WATER BASED
    22.06.1989
    1666
    1.20
    1600.0
    4.0
    WATER BASED
    26.06.1989
    1749
    1.20
    1400.0
    4.0
    WATER BASED
    26.06.1989
    1781
    1.20
    1700.0
    4.0
    WATER BASED
    27.06.1989
    1834
    1.20
    1700.0
    5.0
    WATER BASED
    28.06.1989
    1900
    1.32
    1300.0
    2.0
    WATER BASED
    16.08.1989
    1965
    1.20
    1900.0
    4.5
    WATER BASED
    29.06.1989
    2022
    1.20
    1700.0
    5.0
    WATER BASED
    30.06.1989
    2148
    1.25
    2200.0
    5.0
    WATER BASED
    03.07.1989
    2235
    1.32
    1800.0
    5.5
    WATER BASED
    03.07.1989
    2235
    1.32
    2100.0
    6.5
    WATER BASED
    04.07.1989
    2235
    1.32
    2200.0
    7.5
    WATER BASED
    05.07.1989
    2235
    1.32
    2200.0
    6.0
    WATER BASED
    03.07.1989
    2235
    1.32
    1900.0
    6.0
    WATER BASED
    07.07.1989
    2238
    1.44
    1900.0
    6.5
    WATER BASED
    10.07.1989
    2269
    1.47
    2000.0
    5.0
    WATER BASED
    11.07.1989
    2296
    1.44
    2000.0
    6.5
    WATER BASED
    12.07.1989
    2423
    1.35
    2200.0
    4.0
    WATER BASED
    15.08.1989
    2434
    1.53
    1900.0
    6.0
    WATER BASED
    13.07.1989
    2434
    1.53
    1000.0
    20.5
    WATER BASED
    17.07.1989
    2434
    1.53
    1100.0
    9.0
    WATER BASED
    17.07.1989
    2434
    1.53
    1000.0
    23.5
    WATER BASED
    17.07.1989
    2500
    1.53
    1000.0
    7.5
    WATER BASED
    19.07.1989
    2500
    1.53
    1600.0
    9.0
    WATER BASED
    21.07.1989
    2500
    1.53
    1200.0
    4.0
    WATER BASED
    24.07.1989
    2500
    1.53
    1400.0
    4.5
    WATER BASED
    24.07.1989
    2500
    1.53
    1400.0
    16.3
    WATER BASED
    18.07.1989
    2500
    1.53
    2200.0
    3.5
    WATER BASED
    02.08.1989
    2500
    1.53
    1500.0
    3.0
    WATER BASED
    31.07.1989
    2500
    1.53
    1500.0
    3.0
    WATER BASED
    31.07.1989
    2500
    1.53
    1900.0
    4.0
    WATER BASED
    31.07.1989
    2500
    1.53
    1900.0
    4.0
    WATER BASED
    01.08.1989
    2614
    1.53
    1400.0
    4.5
    WATER BASED
    24.07.1989
    2614
    1.53
    1700.0
    7.5
    WATER BASED
    25.07.1989
    2614
    1.53
    1600.0
    6.0
    WATER BASED
    26.07.1989
    2617
    1.53
    1300.0
    4.5
    WATER BASED
    27.07.1989
    2627
    1.53
    1400.0
    3.5
    WATER BASED
    28.07.1989
    2627
    1.53
    2100.0
    3.5
    WATER BASED
    03.08.1989
    2628
    1.35
    1000.0
    7.0
    WATER BASED
    07.08.1989
    2640
    1.35
    1800.0
    7.0
    WATER BASED
    08.08.1989
    2659
    1.35
    1800.0
    3.5
    WATER BASED
    09.08.1989
    2773
    1.35
    1700.0
    4.0
    WATER BASED
    10.08.1989
    2870
    1.35
    1600.0
    3.5
    WATER BASED
    11.08.1989
    2919
    1.35
    1800.0
    4.0
    WATER BASED
    14.08.1989
    2919
    1.35
    1800.0
    3.5
    WATER BASED
    14.08.1989
    2919
    1.35
    1800.0
    3.5
    WATER BASED
    14.08.1989

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    1664.75
    [m ]
    1664.50
    [m ]
    1659.80
    [m ]
    2640.22
    [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]
    pdf
    0.26