Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

15/9-8

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.
    15/9-8
    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).
    APPRAISAL
    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.
    15/9-8
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    line nr610 161 SP: 349.
    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.
    279-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    82
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    05.03.1981
    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.
    25.05.1981
    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.
    25.05.1983
    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.
    18.05.2015
    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.
    APPRAISAL
    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.
    GAS/CONDENSATE
    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
    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.
    MIDDLE JURASSIC
    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.
    HUGIN FM
    2. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.
    MIDDLE JURASSIC
    2. nivå med hydrokarboner, formasjon
    Navn på litostratigrafisk enhet, 2. 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.
    SLEIPNER 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.
    103.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3730.0
    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).
    3729.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.75
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    128
    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.
    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.
    58° 22' 55.81'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 46' 28.32'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6472060.11
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    428335.92
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    327

  • Brønnhistorie
    General
    Well 15/9-8 was drilled on the Delta structure in the southeastern part of the Sleipner West Field in the North Sea.  The primary objective was to delineate the hydrocarbon accumulation encountered in the 15/9-4 well on the same structure, and to get further information about the sand distribution in the area. The primary target was Callovian sandstones. Paleocene sandstone was the secondary target.
    Operations and results
    Appraisal well 15/9-8 was spudded with the semi-submersible installation Nortrym on 5 March 1981 and drilled to TD at 3730 m in the Triassic Smith Bank Formation. Operations proceeded without significant problems. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 495 m, with gypsum/polymer mud from 495 m to 2845 m, and with a gel/lignosulphonate mud from m 2845 m to TD.
    The sandstones in Paleocene were water bearing. Top of the Callovian sandstone, Hugin Formation, was encountered at 3446 m, while top Sleipner Formation was encountered at 3493 m. Bothe formations proved to be gas/condensate bearing with a gas-water contact at 3564 m based on pressure gradients and well logs. No shows were recorded outside of the hydrocarbon bearing Hugin and Sleipner Formation.
    A total of 46.5 m core was recovered in four cores from the interval 3448 to 3499 m. Segregated RFT fluid samples were taken at 3460 m (gas, condensate and mud filtrate), 3561.5 m (gas, condensate and mud filtrate), and 3566.5 m (mud filtrate and a smaller quantity of gas).
    The well was permanently abandoned on 25 May 1981 as a gas/condensate appraisal well.
    Testing
    One Drill Stem Test was performed from the interval 3450 to 3460.2 m in the Hugin Formation. The test produced 255 Sm3 condensate and 820000 Sm3 gas /day through a 91/64" choke. The gas/condensate ratio was 3200 Sm3/Sm3, the condensate gravity was 0.78 g/cm3, and the gas gravity was 0.74 (air = 1). The CO2 content was 6-7%. The DST temperature was 121 °C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    180.00
    3730.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3448.4
    3465.8
    [m ]
    2
    3466.0
    3477.7
    [m ]
    3
    3477.0
    3477.5
    [m ]
    4
    3478.0
    3493.4
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    45.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3448-3451m
    Kjerne bilde med dybde: 3451-3454m
    Kjerne bilde med dybde: 3454-3457m
    Kjerne bilde med dybde: 3457-3460m
    Kjerne bilde med dybde: 3460-3463m
    3448-3451m
    3451-3454m
    3454-3457m
    3457-3460m
    3460-3463m
    Kjerne bilde med dybde: 3463-3465m
    Kjerne bilde med dybde: 3465-3469m
    Kjerne bilde med dybde: 3469-3472m
    Kjerne bilde med dybde: 3472-3475m
    Kjerne bilde med dybde: 3475-3477m
    3463-3465m
    3465-3469m
    3469-3472m
    3472-3475m
    3475-3477m
    Kjerne bilde med dybde: 3477-3477m
    Kjerne bilde med dybde: 3478-3481m
    Kjerne bilde med dybde: 3481-3484m
    Kjerne bilde med dybde: 3484-3487m
    Kjerne bilde med dybde: 3487-3490m
    3477-3477m
    3478-3481m
    3481-3484m
    3484-3487m
    3487-3490m
    Kjerne bilde med dybde: 3490-3493m
    Kjerne bilde med dybde: 3493-3494m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3490-3493m
    3493-3494m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2200.0
    [m]
    DC
    2230.0
    [m]
    DC
    2259.0
    [m]
    DC
    2289.0
    [m]
    DC
    2322.0
    [m]
    DC
    2334.0
    [m]
    DC
    2352.0
    [m]
    DC
    2382.0
    [m]
    DC
    2412.0
    [m]
    DC
    2418.0
    [m]
    DC
    2421.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    2427.0
    [m]
    DC
    2436.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    2442.0
    [m]
    DC
    2451.0
    [m]
    DC
    2451.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    2460.0
    [m]
    DC
    2466.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    2472.0
    [m]
    DC
    2481.0
    [m]
    DC
    2481.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    2484.0
    [m]
    DC
    2493.0
    [m]
    DC
    2496.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    2502.0
    [m]
    DC
    2511.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    2526.0
    [m]
    DC
    2526.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    2532.0
    [m]
    DC
    2541.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    2542.0
    [m]
    DC
    2553.0
    [m]
    DC
    2556.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    2571.0
    [m]
    DC
    STATOI
    2574.0
    [m]
    DC
    2580.0
    [m]
    DC
    2586.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    2592.0
    [m]
    DC
    2601.0
    [m]
    DC
    2601.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    2616.0
    [m]
    DC
    STATOI
    2622.0
    [m]
    DC
    2631.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    2640.0
    [m]
    DC
    2646.0
    [m]
    DC
    2646.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    2652.0
    [m]
    DC
    2655.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    2658.0
    [m]
    DC
    2667.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    2676.0
    [m]
    DC
    STATOI
    2676.0
    [m]
    DC
    2682.0
    [m]
    DC
    2688.0
    [m]
    DC
    2688.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    2694.0
    [m]
    DC
    2697.0
    [m]
    DC
    2697.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    2700.0
    [m]
    DC
    2703.0
    [m]
    DC
    2709.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    2712.0
    [m]
    DC
    2718.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    2730.0
    [m]
    DC
    STATOI
    2730.0
    [m]
    DC
    2736.0
    [m]
    DC
    2739.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    2742.0
    [m]
    DC
    2751.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    2760.0
    [m]
    DC
    STATOI
    2760.0
    [m]
    DC
    2772.0
    [m]
    DC
    2772.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    2781.0
    [m]
    DC
    STATOI
    2790.0
    [m]
    DC
    2793.0
    [m]
    DC
    STATOIL
    2802.0
    [m]
    DC
    2832.0
    [m]
    DC
    2862.0
    [m]
    DC
    2886.0
    [m]
    DC
    2892.0
    [m]
    DC
    2922.0
    [m]
    DC
    2952.0
    [m]
    DC
    2982.0
    [m]
    DC
    3000.0
    [m]
    DC
    3102.0
    [m]
    DC
    3132.0
    [m]
    DC
    3162.0
    [m]
    DC
    3192.0
    [m]
    DC
    3222.0
    [m]
    DC
    3252.0
    [m]
    DC
    3282.0
    [m]
    DC
    3312.0
    [m]
    DC
    3342.0
    [m]
    DC
    3372.0
    [m]
    DC
    3402.0
    [m]
    DC
    3420.0
    [m]
    DC
    OD
    3432.0
    [m]
    DC
    3441.0
    [m]
    DC
    OD
    3448.8
    [m]
    C
    OD
    3453.9
    [m]
    C
    OD
    3460.5
    [m]
    C
    OD
    3462.0
    [m]
    C
    3472.5
    [m]
    C
    OD
    3479.3
    [m]
    C
    OD
    3482.5
    [m]
    C
    OD
    3491.7
    [m]
    C
    OD
    3492.0
    [m]
    C
    3493.0
    [m]
    C
    3493.3
    [m]
    C
    3493.3
    [m]
    C
    OD
    3499.3
    [m]
    C
    OD
    3501.0
    [m]
    DC
    OD
    3510.0
    [m]
    DC
    OD
    3519.0
    [m]
    DC
    OD
    3522.0
    [m]
    DC
    3531.0
    [m]
    DC
    OD
    3531.0
    [m]
    DC
    OD
    3540.0
    [m]
    DC
    OD
    3549.0
    [m]
    DC
    OD
    3552.0
    [m]
    DC
    3561.0
    [m]
    DC
    OD
    3570.0
    [m]
    DC
    OD
    3582.0
    [m]
    DC
    OD
    3582.0
    [m]
    DC
    3591.0
    [m]
    DC
    OD
    3600.0
    [m]
    DC
    OD
    3612.0
    [m]
    DC
    3642.0
    [m]
    DC
    3672.0
    [m]
    DC
    3702.0
    [m]
    DC
    3730.0
    [m]
    DC

  • 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
    TEST1
    3450.00
    3460.00
    15.05.1981 - 05:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • 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
    0.10
    pdf
    0.25

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    23.96
    pdf
    1.65

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3450
    3460
    36.1
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    121
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    255
    820000
    0.780
    0.740
    3200

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL GR
    280
    1173
    CBL GR
    1430
    2831
    CST
    3500
    3720
    DLL MSFL GR
    3390
    3730
    FDC GR
    481
    3730
    HDT
    2821
    3730
    ISF BHC GR
    178
    3730
    RFT
    3390
    3730
    VELOCITY
    800
    3725

  • 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
    179.0
    36
    179.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    481.0
    26
    495.0
    1.65
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1174.0
    17 1/2
    1190.0
    1.68
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2831.0
    12 1/4
    2840.0
    1.82
    LOT
    LINER
    7
    3724.5
    8 1/2
    3730.0
    0.00
    LOT

  • 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
    0.22