Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no          English
21.04.2024 - 01:32
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

25/11-15

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.
    25/11-15
    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
    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.
    25/11-15
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    EU90-161& SP. 142/EB88-115& SP. 2526
    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.
    704-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    46
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    10.11.1991
    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.
    25.12.1991
    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.
    25.12.1993
    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.
    20.06.2011
    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).
    24.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    127.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2035.0
    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).
    2035.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    85
    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.
    STATFJORD GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    59° 11' 3.5'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 29' 3.82'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6560840.35
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    470534.45
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1872
  • Brønnhistorie

    General
    Well 25/11-15 was drilled east of the Balder Field complex on the Utsira High in the North Sea. The main objective was to test the hydrocarbon potential of the Paleocene Heimdal Sand in the Hermod prospect.
    Operations and results
    Wildcat well 25/11-15 was spudded with the semi-submersible installation Transocean 8 on 10 November 1991 and drilled to TD at 2035 m in the Early Jurassic Statfjord Formation. Due to shallow gas warning an 8 1/2" pilot was drilled from 239 to 390 m. No shallow gas was found. The well was drilled with seawater and viscous bentonite sweeps down to 1312 m and with KCl/PHPA/Polymer mud from 1312 m to TD.
    The Balder Formation was encountered at 1660 m. It contained rare sandstone stringers close to the top and these had good oil shows. This was the only oil show recorded outside of the Heimdal Formation. A 64 m thick Heimdal Formation Sandstone was penetrated from 1734 m to 1798 m. The sandstone was oil bearing down to a well-defined OWC at 1787 m. The net pay thickness was 51.88 m with an average porosity of 34.5% and an average Sw of 12.5%.
    Seven cores were cut from 1680 m to 1799 m, starting 7 m below the top Sele Formation and ending 1 m below the base of the Heimdal Formation. A total of 20 good RFT pressure points were recorded giving a fluid density of 0.86 g/cc in the hydrocarbon bearing zone. Two fluid samples were attempted, but were abandoned after problems with sand plugging.
    The well was permanently abandoned on 25 December 1991 as an oil Discovery.
    Testing
    A single production test was performed over the interval 1736 - 1775 m in the Heimdal Formation. The well flowed 525 Sm3 oil and 7500 Sm3 gas /day through a 25.4 mm choke. The GOR was 14 Sm3/Sm3 and the oil was 0.940 g/cm3. The gas gravity was 0.640 with 0.3% CO2 and 0.2 ppm H2S. The bottom hole temperature, recorded at 1695.08 m gauge depth, was 76.6 deg C.
  • Borekaks i Sokkeldirektoratet

    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1320.00
    2035.00
  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet

    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1680.0
    1696.0
    [m ]
    2
    1696.8
    1705.8
    [m ]
    3
    1708.0
    1728.0
    [m ]
    4
    1728.0
    1740.0
    [m ]
    5
    1740.5
    1762.6
    [m ]
    6
    1762.6
    1781.1
    [m ]
    7
    1781.1
    1796.6
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    113.1
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
  • Kjernebilder

    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1680-1785m
    Kjerne bilde med dybde: 1685-1689m
    Kjerne bilde med dybde: 1689-1694m
    Kjerne bilde med dybde: 1694-1699m
    Kjerne bilde med dybde: 1699-1704m
    1680-1785m
    1685-1689m
    1689-1694m
    1694-1699m
    1699-1704m
    Kjerne bilde med dybde: 1699-1704m
    Kjerne bilde med dybde: 1704-1705m
    Kjerne bilde med dybde: 1708-1713m
    Kjerne bilde med dybde: 1713-1718m
    Kjerne bilde med dybde: 1718-1723m
    1699-1704m
    1704-1705m
    1708-1713m
    1713-1718m
    1718-1723m
    Kjerne bilde med dybde: 1723-1728m
    Kjerne bilde med dybde: 1728-1733m
    Kjerne bilde med dybde: 1733-1738m
    Kjerne bilde med dybde: 1738-1745m
    Kjerne bilde med dybde: 1745-1750m
    1723-1728m
    1728-1733m
    1733-1738m
    1738-1745m
    1745-1750m
    Kjerne bilde med dybde: 1750-1754m
    Kjerne bilde med dybde: 1754-1759m
    Kjerne bilde med dybde: 1759-1764m
    Kjerne bilde med dybde: 1764-1769m
    Kjerne bilde med dybde: 1769-1774m
    1750-1754m
    1754-1759m
    1759-1764m
    1764-1769m
    1769-1774m
    Kjerne bilde med dybde: 1774-1779m
    Kjerne bilde med dybde: 1779-1784m
    Kjerne bilde med dybde: 1784-1789m
    Kjerne bilde med dybde: 1789-1794m
    Kjerne bilde med dybde: 1794-1796m
    1774-1779m
    1779-1784m
    1784-1789m
    1789-1794m
    1794-1796m
  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet

    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1325.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1350.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1375.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1425.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1460.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1485.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1495.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1497.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1570.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1605.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1617.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1640.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1652.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1675.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1678.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1680.0
    [m]
    C
    HYDRO
    1684.0
    [m]
    C
    HYDRO
    1689.0
    [m]
    C
    HYDRO
    1694.0
    [m]
    C
    HYDRO
    1696.9
    [m]
    C
    HYDRO
    1703.0
    [m]
    C
    HYDRO
    1707.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1708.2
    [m]
    C
    HYDRO
    1713.0
    [m]
    C
    HYDRO
    1717.0
    [m]
    C
    HYDRO
    1722.0
    [m]
    C
    HYDRO
    1726.4
    [m]
    C
    HYDRO
    1730.9
    [m]
    C
    OD
    1732.0
    [m]
    C
    HYDRO
    1732.8
    [m]
    C
    OD
    1735.6
    [m]
    C
    HYDRO
    1741.2
    [m]
    C
    HYDRO
    1749.0
    [m]
    C
    HYDRO
    1756.0
    [m]
    C
    HYDRO
    1764.0
    [m]
    C
    HYDRO
    1770.5
    [m]
    C
    HYDRO
    1777.5
    [m]
    C
    HYDRO
    1784.9
    [m]
    C
    HYDRO
    1784.9
    [m]
    C
    OD
    1791.4
    [m]
    C
    HYDRO
    1792.8
    [m]
    C
    HYDRO
    1796.0
    [m]
    C
    HYDRO
    1815.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1850.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1952.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1964.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1988.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1989.3
    [m]
    SWC
    HYDRO
    1990.8
    [m]
    SWC
    HYDRO
  • 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
    1736.00
    1775.00
    18.12.1991 - 00:00
    YES
  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon

    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.16
    pdf
    1.23
    pdf
    0.46
  • 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
    0.51
    pdf
    0.15
  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)

    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    17.18
  • Borestrengtester (DST)

    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    1736
    1774
    25.4
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    76
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    525
    7500
    0.940
    0.640
    14
  • Logger

    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CST
    1290
    2006
    DIL LSS GR SP AMS
    238
    1259
    DIL LSS GR SP AMS
    1274
    2018
    DLL MSFL LDL CNL NGL SP AMS
    1274
    2016
    MWD - GR RES DIR
    150
    2035
    RFT GR AMS
    1485
    1504
    RFT GR AMS
    1661
    1997
    RFT GR AMS
    1735
    1736
    SHDT GR AMS
    1274
    2021
    VSP
    570
    2010
  • 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
    237.0
    36
    240.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1273.0
    12 1/4
    1275.0
    1.71
    LOT
  • Boreslam

    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    238
    1.20
    19.0
    8.0
    WATER BASED
    12.11.1991
    239
    1.20
    19.0
    8.0
    WATER BASED
    12.11.1991
    450
    1.20
    18.0
    4.0
    WATER BASED
    13.11.1991
    1312
    1.20
    18.0
    9.0
    WATER BASED
    14.11.1991
    1312
    1.22
    19.0
    15.0
    WATER BASED
    19.11.1991
    1312
    1.20
    19.0
    11.0
    WATER BASED
    19.11.1991
    1312
    1.20
    18.0
    8.0
    WATER BASED
    15.11.1991
    1530
    1.13
    20.0
    14.0
    WATER BASED
    19.11.1991
    1697
    1.15
    17.0
    8.0
    WATER BASED
    19.11.1991
    1726
    1.16
    16.0
    9.0
    WATER BASED
    20.11.1991
    1726
    1.16
    16.0
    9.0
    WATER BASED
    22.11.1991
    1768
    1.19
    15.0
    9.0
    WATER BASED
    28.11.1991
    1769
    1.20
    14.0
    11.0
    WATER BASED
    29.11.1991
    1769
    1.20
    14.0
    12.0
    WATER BASED
    02.12.1991
    1769
    1.35
    20.0
    14.0
    WATER BASED
    02.12.1991
    1769
    1.29
    15.0
    9.0
    WATER BASED
    02.12.1991
    1769
    1.29
    15.0
    10.0
    WATER BASED
    03.12.1991
    1769
    1.29
    15.0
    9.0
    WATER BASED
    04.12.1991
    1769
    1.21
    13.0
    7.0
    WATER BASED
    05.12.1991
    1776
    1.26
    17.0
    16.0
    WATER BASED
    06.12.1991
    1776
    1.27
    19.0
    14.0
    WATER BASED
    10.12.1991
    1776
    1.27
    18.0
    13.0
    WATER BASED
    10.12.1991
    1776
    1.27
    18.0
    14.0
    WATER BASED
    11.12.1991
    1776
    1.26
    14.0
    13.0
    WATER BASED
    11.12.1991
    1776
    1.26
    14.0
    13.0
    WATER BASED
    13.12.1991
    1776
    1.26
    14.0
    13.0
    WATER BASED
    16.12.1991
    1776
    1.26
    14.0
    13.0
    WATER BASED
    16.12.1991
    1776
    1.26
    14.0
    13.0
    WATER BASED
    17.12.1991
    1776
    1.26
    14.0
    13.0
    WATER BASED
    18.12.1991
    1776
    1.25
    14.0
    13.0
    WATER BASED
    19.12.1991
    1776
    1.25
    14.0
    13.0
    WATER BASED
    20.12.1991
    1776
    1.25
    12.0
    10.0
    WATER BASED
    23.12.1991
    1776
    1.28
    19.0
    15.0
    WATER BASED
    10.12.1991
    1776
    1.26
    14.0
    13.0
    WATER BASED
    12.12.1991
    1776
    1.26
    14.0
    13.0
    WATER BASED
    16.12.1991
    1781
    1.15
    16.0
    9.0
    WATER BASED
    22.11.1991
    1781
    1.15
    16.0
    9.0
    WATER BASED
    21.11.1991
    1906
    1.18
    18.0
    11.0
    WATER BASED
    22.11.1991
    2035
    1.18
    16.0
    10.0
    WATER BASED
    25.11.1991
    2035
    1.18
    16.0
    9.0
    WATER BASED
    27.11.1991
    2035
    1.16
    17.0
    10.0
    WATER BASED
    25.11.1991
    2035
    1.17
    14.0
    8.0
    WATER BASED
    25.11.1991
    2035
    1.18
    17.0
    10.0
    WATER BASED
    26.11.1991
  • 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
    0.21