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

6/3-2

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.
    6/3-2
    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).
    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.
    6/3-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    511 - 108 SP. 80
    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.
    492-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    110
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    21.11.1985
    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.
    10.03.1986
    Frigitt dato
    Dato for når rådata som er innrapportert til myndighetene fra brønnen ikke lenger er undergitt taushetsplikt. Normalt ca 2 år etter boreslutt. Kan være tidligere hvis arealet for utvinningstillatelsen er tilbakelevert.
    10.03.1988
    Publiseringsdato
    Dato kvalitetskontroll av informasjon om brønnbanen ble ferdig, slik at den kan publiseres på internett som en 'Well Data Summary Sheet brønnbane', dvs. med mer informasjon tilgjengelig enn for andre brønnbaner.
    11.02.2005
    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).
    22.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    89.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4091.0
    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).
    4085.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    9.2
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    154
    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 PERMIAN
    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.
    ROTLIEGEND GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    57° 54' 25.99'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 59' 14.19'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6418975.76
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    439982.26
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    862

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6/3-2 was drilled on the gamma structure on an early Permian formed fault block, 1.4 km from the Norwegian/UK median line. The primary objective was to test Jurassic/Triassic sandstones at different levels for possible hydrocarbon accumulations. Secondary objectives were to test Cretaceous porous/fractured limestone/chalk and Rotliegend sandstone. The prognosed TD was 4325 m. The location was chosen due to the proximity to mature source rocks and oil/gas discoveries in British waters. Seismic anomalies indicated shallow gas. Due to this the original planned well location was abandoned and a new location was chosen 500 m to the east.
    Operations and results
    Wildcat well 6/3-2 was spudded with the semi-submersible installation ROSS Isle 21 November 1985 and drilled to TD at 4091 m in the Early Permian Rotliegend Formation. Some hole problems were experienced in the top of the 12 1/4" hole section. 9 5/8" casing was set close to the Zechstein formation before drilling the 8 1/2" hole into the salt. At 3772 m, an over-pressured zone of dolomite/slate was encountered. It was anticipated that one had found a "floating lens" enclosed in the evaporites. The well started flowing and pressure was increased to 2.05 g/cc in order to stabilise the well. Because of this a 7" liner had to be set in the middle of the salt. A 6" hole was drilled to base of the Zechstein Formation and a 5" liner was set in order to be able to reduce mud weight through the Rotliegend sandstone. The well was drilled with seawater/hi-vis pills/pre-hydrated bentonite through the top sections to 622 m, with gypsum/polymer mud from 622 m to top of the salt at 3400 m, and with Safemul oil based mud from 3400 m to TD. No indication of shallow gas was encountered at this location.
    Top Cretaceous came in at 2511 m. There were some shows in the Cretaceous limestone/chalk. However, logs, cores and cuttings showed that the reservoir properties were poor, with no fracturing, and permeabilities were less than 0.02 mD. There is a possibility that the shows are due to hydrocarbons that have migrated from the underlying Jurassic sandstone. Top Jurassic sandstone was encountered at 3017 m and extended down to 3165 m. Conglomerates are developed in a thin bed on top of the Triassic. Fair shows were recorded in the Hugin Formation, but logs showed no moveable hydrocarbons, so the shows were interpreted as residual hydrocarbons. The Rotliegend sandstone came in at 4045 m. Base was not seen. Core, cuttings and logs all proved a water-saturated formation without trace of hydrocarbons. Three cores were cut in the Cretaceous chalk between 2794 m and 2859 m, seven cores were cut in the Jurassic sandstone and into the Triassic Skagerrak Formation from 3042 m to 3197.5 m, and one core was cut at TD in the Rotliegend sandstone between 4098 m and 4091 m. FMT fluid samples were taken at 3017 m and 2652 m. Both samples contained mud filtrate and no liquid or gaseous hydrocarbons.
    The well was permanently abandoned 10 March 1986 at as dry
    Testing
    A salt-water depletion test was performed to deplete the over-pressured shale/dolomite layer in the Zechstein to be able to continue drilling to prognosed TD. The secondary objective was to determine the formation pressure in this abnormal pressure zone.
    The test interval was the open-hole section from 3722 to 3776 m with the production packer just above the 7" liner shoe at 3712. The lithology from 3722 to 3761 was mainly halite. From 3761 to 3772 m the lithology was anhydrite/halite/shale with minor amounts of dolomite. The interval from 3772 to 3776 m consisted of mainly shale interbedded with salt and porous clastic dolomite. Cumulative 21.6 Sm3 salt water was produced during the main flow period and the water flow rate decreased gradually from 234 Sm3/day to 0 Sm3/day. Initial Pressure at reference depth 3710 m, from Horner plot was 75670 KPa. Maximum-recorded temp during main flow was 145.6 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    230.00
    4088.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2794.0
    2803.5
    [m ]
    2
    2803.5
    2831.6
    [m ]
    3
    2831.6
    2859.2
    [m ]
    4
    3042.0
    3047.0
    [m ]
    5
    3049.0
    3075.1
    [m ]
    6
    3077.0
    3100.1
    [m ]
    7
    3100.0
    3127.5
    [m ]
    8
    3127.5
    3155.5
    [m ]
    9
    3155.5
    3174.1
    [m ]
    10
    3174.1
    3197.5
    [m ]
    11
    4088.0
    4089.9
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    218.6
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2794-2799m
    Kjerne bilde med dybde: 2799-2803m
    Kjerne bilde med dybde: 2803-2808m
    Kjerne bilde med dybde: 2808-2813m
    Kjerne bilde med dybde: 2813-2818m
    2794-2799m
    2799-2803m
    2803-2808m
    2808-2813m
    2813-2818m
    Kjerne bilde med dybde: 2818-2823m
    Kjerne bilde med dybde: 2823-2828m
    Kjerne bilde med dybde: 2828-2831m
    Kjerne bilde med dybde: 2831-2836m
    Kjerne bilde med dybde: 2836-2841m
    2818-2823m
    2823-2828m
    2828-2831m
    2831-2836m
    2836-2841m
    Kjerne bilde med dybde: 2841-2846m
    Kjerne bilde med dybde: 2846-2851m
    Kjerne bilde med dybde: 2851-2856m
    Kjerne bilde med dybde: 2856-2859m
    Kjerne bilde med dybde: 3042-3047m
    2841-2846m
    2846-2851m
    2851-2856m
    2856-2859m
    3042-3047m
    Kjerne bilde med dybde: 3049-3054m
    Kjerne bilde med dybde: 3043-3059m
    Kjerne bilde med dybde: 3059-3064m
    Kjerne bilde med dybde: 3064-3069m
    Kjerne bilde med dybde: 3069-3074m
    3049-3054m
    3043-3059m
    3059-3064m
    3064-3069m
    3069-3074m
    Kjerne bilde med dybde: 3074-3075m
    Kjerne bilde med dybde: 3077-3082m
    Kjerne bilde med dybde: 3082-3087m
    Kjerne bilde med dybde: 3087-3092m
    Kjerne bilde med dybde: 3092-3097m
    3074-3075m
    3077-3082m
    3082-3087m
    3087-3092m
    3092-3097m
    Kjerne bilde med dybde: 3097-3100m
    Kjerne bilde med dybde: 3100-3105m
    Kjerne bilde med dybde: 3105-3110m
    Kjerne bilde med dybde: 3110-3115m
    Kjerne bilde med dybde: 3115-3120m
    3097-3100m
    3100-3105m
    3105-3110m
    3110-3115m
    3115-3120m
    Kjerne bilde med dybde: 3120-3125m
    Kjerne bilde med dybde: 3125-3127m
    Kjerne bilde med dybde: 3127-3132m
    Kjerne bilde med dybde: 3132-3137m
    Kjerne bilde med dybde: 3137-3142m
    3120-3125m
    3125-3127m
    3127-3132m
    3132-3137m
    3137-3142m
    Kjerne bilde med dybde: 3142-3147m
    Kjerne bilde med dybde: 3147-3152m
    Kjerne bilde med dybde: 3152-3155m
    Kjerne bilde med dybde: 3155-3160m
    Kjerne bilde med dybde: 3160-3165m
    3142-3147m
    3147-3152m
    3152-3155m
    3155-3160m
    3160-3165m
    Kjerne bilde med dybde: 3165-3110m
    Kjerne bilde med dybde: 3170-3174m
    Kjerne bilde med dybde: 3174-3179m
    Kjerne bilde med dybde: 3179-3184m
    Kjerne bilde med dybde: 3184-3189m
    3165-3110m
    3170-3174m
    3174-3179m
    3179-3184m
    3184-3189m
    Kjerne bilde med dybde: 3189-3194m
    Kjerne bilde med dybde: 3194-3197m
    Kjerne bilde med dybde: 4088-4089m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3189-3194m
    3194-3197m
    4088-4089m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    3147.0
    [m]
    C
    GEOLAB
    3161.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    3162.3
    [m]
    C
    GEOLAB
    3164.3
    [m]
    C
    GEOLAB
    3166.0
    [m]
    C
    GEOLAB
    3169.7
    [m]
    C
    GEOLAB
    3170.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    3173.2
    [m]
    C
    GEOLAB
    3174.1
    [m]
    C
    GEOLAB
    3181.5
    [m]
    C
    GEOLAB
    3185.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    3194.0
    [m]
    C
    GEOLAB
    3197.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    4027.0
    [m]
    SWC
    STATOI
    4035.0
    [m]
    SWC
    STATOI

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.68

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    5.55

  • 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
    0.27
    pdf
    0.33

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    27.88

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3776
    3772
    31.8
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    ACBL VDL GR
    100
    1298
    ACBL VDL GR
    105
    600
    ACBL VDL GR
    650
    3722
    ACBL VDL GR
    3567
    4035
    CDL CNL GR CAL
    222
    4091
    DIFL BHC AC GR SP CAL
    104
    4091
    DIPLOG
    1298
    3381
    DLL MLL GR
    2461
    3324
    FMT
    2493
    2965
    FMT
    3011
    3263
    MWD
    220
    3737
    SPECTRALOG
    2950
    3377
    VELOCITY
    500
    4067

  • 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
    222.0
    36
    222.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    600.0
    26
    622.0
    1.52
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1300.0
    17 1/2
    1316.0
    1.53
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3375.0
    12 1/4
    3387.0
    0.00
    LOT
    LINER
    7
    3722.0
    8 1/2
    3772.0
    2.14
    LOT
    LINER
    5
    4091.0
    6
    4091.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    622
    1.10
    42.0
    17.5
    WATERBASED
    25.11.1985
    760
    1.13
    46.0
    9.0
    WATER BASED
    02.12.1985
    850
    1.17
    44.0
    8.5
    WATER BASED
    02.12.1985
    1316
    1.20
    14.0
    18.0
    WATER BASED
    02.12.1985
    1316
    1.20
    60.0
    22.0
    GYP/POL
    15.12.1985
    1319
    0.00
    15.12.1985
    2028
    1.20
    18.0
    GYP/POL
    11.12.1985
    2394
    1.20
    56.0
    GYP/POL
    11.12.1985
    2394
    0.00
    15.12.1985
    2794
    1.28
    60.0
    20.0
    GYP/POL
    16.12.1985
    2794
    1.28
    62.0
    20.0
    GYP/POL
    18.12.1985
    2857
    1.28
    62.0
    19.0
    GYP/POL
    19.12.1985
    2984
    1.40
    62.0
    GYP/POL
    23.12.1985
    3028
    0.00
    06.01.1986
    3320
    1.63
    62.0
    OIL BASED
    19.01.1986
    3400
    1.50
    58.0
    OIL BASED
    13.01.1986
    3772
    1.97
    70.0
    OIL BASED
    19.01.1986
    3772
    1.97
    66.0
    OIL BASED
    19.01.1986
    3772
    1.99
    83.0
    OIL BASED
    23.01.1986
    3772
    2.00
    82.0
    OIL BASED
    23.01.1986
    3776
    2.05
    59.0
    OIL BASED
    11.02.1986
    4040
    1.80
    35.0
    OILBASED
    25.02.1986

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    4089.00
    [m ]
    4089.90
    [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
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.21