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

25/8-5 S

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.
    25/8-5 S
    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.
    SUSPENDED
    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.
    25/8-5
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ESD-511 SP 162.93 / ESD-107 SP 198.56
    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.
    Esso Exploration and Production Norway A/S
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    793-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.
    21.07.1994
    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.
    22.09.1994
    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.
    22.09.1996
    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.
    29.08.2003
    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
    Funnbrønnbane
    Indikator som forteller om brønnbanen påviste et nytt funn. Lovlige verdier: YES, NO. For brønnbaner der resultatet ikke er pressemeldt eller på annet vis avklart, blir «NO» benyttet.
    YES
    1. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    PALEOCENE
    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.
    HEIMDAL FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    126.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3395.0
    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).
    2912.7
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    56.6
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    92
    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.
    SMITH BANK FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    59° 27' 27.1'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 21' 52.15'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6591324.83
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    463972.36
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2390

  • Brønnhistorie
    General
    The main objective of Well 25/8-5 S was to test the presence of hydrocarbons in both the lower Jurassic Statfjord Formation and in the Paleocene Heimdal Formation in the Elli Prospect. The well was to be drilled as a directional well in order to penetrate the two objectives.
    Operations and results
    Exploration well 25/8-5 S was spudded with the semi-submersible installation "Dyvi Stena" on 21 July 1994 and was drilled as a deviated well to a total depth of 3395 m (3040.7 m TVD RKB / 2887.7 m TVD SS), 57 m into late Triassic (Rhaetian) sediments of the Smith Bank Formation. The well was drilled vertical down to 1204 m before starting to build angle. It was drilled with seawater and hi-vis pills down to 1215 m and with KCl / polymer / PAC / Glycol from 1215 m to TD.
    Top Heimdal Formation was penetrated at 2112.6 m (2050 m TVD SS) at an inclination of 33 degrees and an azimuth of 171 degrees and was found to contain oil. The oil-water contact was estimated at 2158 m (2087 m TVD SS). The well found sands of the Vestland Group at 2836 m (2570 m TVD SS) water-wet and the second objective, Statfjord Formation at 3040 m (2687.3 m TVD SS) water-wet. The inclination at top Statfjord was 53.6 degrees and azimuth 163.5 degrees. Top Triassic was correlated to be at 3338 (2855.3 m TVD SS). The inclination was 55.2 degrees and azimuth 163.3 degrees at TD. The well was logged with LWD from 270 m to TD. The LWD included GR-Dual Resistivity and Compensated Density/Neutron. Wire line logs were run from 1170 m - 2291 m. Due to difficult hole conditions, it was not possible to run wire line logs below 2423 m. One core was cut in the Heimdal Formation from 2136 m to 2150 m and one core was cut in the Statfjord Formation from 3052 m to 3061 m. A FMT fluid sample was taken at 2133.6 (2067 m TVD SS) m in the Heimdal Formation. The well was suspended on 22 September as an oil discovery (Jotun). It was re-entered (25/8-5 S R) on 27 July 1997 for plugging and permanent abandonment. Permanent abandonment was completed on 3 August 1997.
    Testing
    The well was successfully tested in the Heimdal Formation, 2118 - 2149 m and flowed 1073 Sm3/day of 37° API oil through a 128/64 inch choke. The GOR was 38 Sm3/Sm3. No sand or water was produced.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1180.00
    3395.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2136.4
    2150.6
    [m ]
    2
    3052.0
    3061.2
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    23.4
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2135-2140m
    Kjerne bilde med dybde: 2140-2144m
    Kjerne bilde med dybde: 2144-2148m
    Kjerne bilde med dybde: 2148-2150m
    Kjerne bilde med dybde: 3052-3057m
    2135-2140m
    2140-2144m
    2144-2148m
    2148-2150m
    3052-3057m
    Kjerne bilde med dybde: 3057-3061m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3057-3061m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1250.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1800.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1840.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1880.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1900.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1921.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1942.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1954.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1963.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1984.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1999.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2023.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2041.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2050.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2062.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2089.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2104.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2128.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2134.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2144.5
    [m]
    C
    STRAT
    2145.2
    [m]
    C
    STRAT
    2150.5
    [m]
    C
    STRAT
    2158.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2161.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2167.5
    [m]
    SWC
    STRAT
    2183.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2185.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2224.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2247.5
    [m]
    SWC
    STRAT
    2251.0
    [m]
    SWC
    STRAT
    2260.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2299.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2305.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2314.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2323.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2350.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2371.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2389.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2392.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2398.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2407.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2428.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2449.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2485.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2527.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2554.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2569.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2602.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2623.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2647.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2653.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2662.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2680.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2701.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2710.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2737.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2755.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2761.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2773.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2785.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2794.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2797.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2803.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2809.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2818.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2824.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2827.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2833.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2836.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2845.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2851.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2860.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2869.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2878.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2896.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2911.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2920.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2926.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2935.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2956.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2980.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2995.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3010.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3028.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3040.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3046.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3052.4
    [m]
    C
    STRAT
    3055.4
    [m]
    C
    STRAT
    3058.3
    [m]
    C
    STRAT
    3059.4
    [m]
    C
    STRAT
    3067.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3115.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3154.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3172.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3181.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3229.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3271.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3286.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3328.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3343.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3349.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3358.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3379.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3395.0
    [m]
    DC
    STRAT

  • 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
    DST1
    2149.00
    2118.00
    15.09.1994 - 07:45
    YES

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.47

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    35.79

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2118
    2149
    50.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    29.000
    82
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    1073
    40774
    0.850
    38

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    BRIDGE PLUG
    2230
    2230
    CCL
    1900
    2233
    DAL GR CAL CHT
    2135
    2423
    DAL GR CMT.TOP
    1470
    2285
    DLL MLL TBRT CHT GR
    0
    1153
    FMT
    2113
    2208
    FMT
    2117
    2201
    FMT
    2171
    2171
    HEXDIP
    1153
    2204
    LWD CDN - DEN DEU
    2268
    3373
    LWD CDR - DRES
    1170
    3387
    MWD - GR DIR
    274
    3395
    SWC
    2008
    2251
    VSP - MLR
    500
    2290
    ZDL CN SL MAC CHT
    1153
    2301
    ZDL CN SL MAC CHT
    1153
    2260

  • 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
    272.0
    36
    272.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    13 3/8
    1153.0
    17 1/2
    1170.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2291.0
    12 1/4
    2302.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    3395.0
    8 1/2
    3395.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    180
    1.02
    DUMMY
    352
    1.13
    DUMMY
    811
    1.13
    DUMMY
    1137
    1.50
    16.0
    DUMMY
    1170
    1.20
    28.0
    WATER BASED
    1331
    1.23
    32.0
    WATER BASED
    1755
    1.37
    48.0
    WATER BASED
    2008
    1.50
    42.0
    WATER BASED
    2064
    1.50
    18.0
    DUMMY
    2094
    1.50
    39.0
    WATER BASED
    2108
    1.50
    16.0
    DUMMY
    2136
    1.50
    38.0
    WATER BASED
    2150
    1.50
    33.0
    WATER BASED
    2234
    1.50
    34.0
    WATER BASED
    2261
    1.50
    34.0
    WATER BASED
    2300
    1.50
    31.0
    WATER BASED
    2301
    1.50
    32.0
    WATER BASED
    2335
    1.22
    19.0
    WATER BASED
    2485
    1.22
    25.0
    WATER BASED
    2615
    1.23
    22.0
    WATER BASED
    2700
    1.23
    30.0
    WATER BASED
    2712
    1.22
    28.0
    WATER BASED
    2758
    1.21
    30.0
    WATER BASED
    2879
    1.26
    31.0
    WATER BASED
    3015
    1.30
    29.0
    WATER BASED
    3015
    1.26
    27.0
    WATER BASED
    3061
    1.33
    25.0
    WATER BASED
    3395
    1.40
    28.0
    WATER BASED

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    2137.00
    [m ]
    2136.40
    [m ]
    2137.25
    [m ]
    2137.55
    [m ]
    2137.75
    [m ]
    2138.00
    [m ]
    2138.25
    [m ]
    2138.50
    [m ]
    2138.75
    [m ]
    2139.00
    [m ]
    2139.25
    [m ]
    2139.55
    [m ]
    2139.75
    [m ]
    2140.00
    [m ]
    2140.25
    [m ]
    2140.55
    [m ]
    2140.75
    [m ]
    2141.00
    [m ]
    2141.25
    [m ]
    2141.50
    [m ]
    2141.75
    [m ]
    2142.00
    [m ]
    2142.25
    [m ]
    2142.50
    [m ]
    2142.75
    [m ]
    2143.00
    [m ]
    2143.55
    [m ]
    2143.75
    [m ]
    2144.00
    [m ]
    2144.25
    [m ]
    2144.75
    [m ]
    2145.00
    [m ]
    2145.25
    [m ]
    2145.55
    [m ]
    2145.75
    [m ]
    2146.00
    [m ]
    2146.25
    [m ]
    2146.55
    [m ]
    2146.75
    [m ]
    2147.00
    [m ]
    2147.25
    [m ]
    2147.80
    [m ]
    2148.00
    [m ]
    2148.25
    [m ]
    2148.50
    [m ]
    2148.75
    [m ]
    2149.00
    [m ]
    2149.25
    [m ]
    2149.50
    [m ]
    2149.80
    [m ]
    2150.00
    [m ]
    2150.25
    [m ]
    3052.00
    [m ]
    3052.60
    [m ]
    3053.00
    [m ]
    3053.75
    [m ]
    3054.25
    [m ]
    3054.75
    [m ]
    3055.25
    [m ]
    3055.75
    [m ]
    3056.25
    [m ]
    3056.80
    [m ]
    3057.75
    [m ]
    3057.25
    [m ]
    3058.25
    [m ]
    3058.75
    [m ]
    3059.55
    [m ]
    3059.25
    [m ]
    3060.50
    [m ]
    3061.00
    [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
    0.19