Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
26.12.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

35/8-2

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.
    35/8-2
    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
    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.
    35/8-2
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    79-1-4C SP: 478
    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.
    Norwegian Gulf Exploration Company AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    299-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    265
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    30.08.1981
    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.
    21.05.1982
    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.
    21.05.1984
    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.
    15.12.2006
    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.
    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.
    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.
    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.
    BRENT GP
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    26.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    376.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4336.0
    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).
    4334.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    151
    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.
    61° 16' 15.42'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 21' 58.17'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6793184.26
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    519635.98
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    434

  • Brønnhistorie
    General
    Wildcat well 35/8-2 is located in the Sogn Graben north of the Fram Field. The main objectives were to test the Middle Jurassic Brent Group as well as sands in the Early Jurassic Dunlin Group and Statfjord Formation on a structure located in the south western corner of the block. No reservoirs were anticipated above the Late Kimmeridge Unconformity.
    Operations and results
    Well 35/8-2 was spudded with the semi-submersible installation Sedco 704 on 30 August 1981 and drilled to TD at 4336 m in the Early Jurassic Statfjord Formation Formation. During hole opening of the 36" section, the drill string parted and left the bit, opener and drill collars in the hole. Fishing was unsuccessful. The well was re-spudded 11 September 1981 and the 17 1/2" pilot hole was drilled without problems. When opening to 36" washing and reaming was required. Few problems were encountered in the 26" section. While drilling the 17 1/2" hole one experienced problems with tight hole at 830 to 883 m, 1610 -1720 m and 1915 - 1940 m. Repairs of the BOP and other unrelated rig problems occurred for 13 days during the drilling of this section. Tight hole was also experienced in the upper part of the 12 1/4" section and at 3100 m where pore pressure also started increasing. Some problems were experienced when coring in the 8 1/2" section. When running in hole with a new bit, the pipe became stuck at 3662 m. Twenty-one days were spent fishing before the hole was plugged back into the 9 5/8" casing. The well was then sidetracked from 3482 m and the 8 1/2" hole was drilled down to 3954 m. Some minor problems with tight hole and differential sticking occurred. A 6 1/8" hole was then drilled to TD at 4336 m. The well was drilled with seawater / pre-hydrated bentonite / gel down to 2155 m and with seawater/bentonite/polymer/LF-5 mud from 2155 m to 3538 m. From 3538 to TD the well was drilled with KCl/polymer mud, which was converted to a lignite/lignosulphonate mud with up to 5% peanut oil.
    Indications of hydrocarbons while drilling occurred in Late Jurassic sandstones and shales, and in Middle and Early Jurassic sandstones. Log analyses indicated a gross hydrocarbon column of 60 m in the Brent Group down to a hydrocarbon/water contact at 3726 m, in a gross hydrocarbon sand thickness of 52 m. On the cores, the contact was indicated at 3733 m. The Early Jurassic sands (Cook and Statfjord Formations) had hydrocarbon shows while drilling. Subsequent log evaluation indicated that these sands were water-bearing.
    A total of 7 cores were taken in the original, unlogged hole (ca 8 m from the logged sidetrack). One core was cut in the Heather sand and six cores were cut in the Middle Jurassic Brent Sand reservoir. Coring continued from 3667.2 to 3753.4 m, through the Tarbert Formation and into the Ness Formation, until hydrocarbon shows were no longer encountered. An RFT run was made in the well, but no fluid samples were obtained.
    The well was permanently abandoned on 21 May 1982 as a gas/condensate discovery.
    Testing
    The well was tested over three intervals. DST 1 in Brent (3694 - 3703 m) tested 447400 Sm3/day gas with 305.3 Sm3 condensate during a 945 minutes flow period before being shut-in for 1560 min. The gas/condensate ratio was 1467 Sm3/Sm3, with condensate density = 0.797 and gas gravity = 0.67 (air = 1). DST 2 (3306 - 3315 m) was considered as an invalid Heather test - the Brent section was inadvertently retested behind casing. However, DST 2 likely tested a different Brent sand than DST 1; with a lower flow capacity and a higher CGR than in DST1. Cement was squeezed before beginning the next test. DST 2A (3306 - 3315 m + 3321 - 3327 m) proved permeability in the Heather formation to be too small to allow fluids to be recovered in the drill pipe.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    NO
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    580.00
    4332.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3316.9
    3318.5
    [m ]
    2
    3667.2
    3685.5
    [m ]
    3
    3685.5
    3689.4
    [m ]
    4
    3689.4
    3706.3
    [m ]
    5
    3706.5
    3725.8
    [m ]
    6
    3725.1
    3743.8
    [m ]
    7
    3743.8
    3753.4
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    88.3
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3316-3317m
    Kjerne bilde med dybde: 3667-3668m
    Kjerne bilde med dybde: 3669-3671m
    Kjerne bilde med dybde: 3672-3674m
    Kjerne bilde med dybde: 3675-3678m
    3316-3317m
    3667-3668m
    3669-3671m
    3672-3674m
    3675-3678m
    Kjerne bilde med dybde: 3678-3681m
    Kjerne bilde med dybde: 3681-3683m
    Kjerne bilde med dybde: 3683-3685m
    Kjerne bilde med dybde: 3685-3688m
    Kjerne bilde med dybde: 3688-3691m
    3678-3681m
    3681-3683m
    3683-3685m
    3685-3688m
    3688-3691m
    Kjerne bilde med dybde: 3691-3693m
    Kjerne bilde med dybde: 3693-3695m
    Kjerne bilde med dybde: 3695-3698M
    Kjerne bilde med dybde: 3698-3700M
    Kjerne bilde med dybde: 3701-3703M
    3691-3693m
    3693-3695m
    3695-3698M
    3698-3700M
    3701-3703M
    Kjerne bilde med dybde: 3703-3706M
    Kjerne bilde med dybde: 3706-3708M
    Kjerne bilde med dybde: 3708-3711M
    Kjerne bilde med dybde: 3711-3713M
    Kjerne bilde med dybde: 3713-3716M
    3703-3706M
    3706-3708M
    3708-3711M
    3711-3713M
    3713-3716M
    Kjerne bilde med dybde: 3716-3718M
    Kjerne bilde med dybde: 3718-3721M
    Kjerne bilde med dybde: 3721-3724M
    Kjerne bilde med dybde: 3724-3726M
    Kjerne bilde med dybde: 3726-2738M
    3716-3718M
    3718-3721M
    3721-3724M
    3724-3726M
    3726-2738M
    Kjerne bilde med dybde: 3728-3720M
    Kjerne bilde med dybde: 3731-3733M
    Kjerne bilde med dybde: 3733-3736M
    Kjerne bilde med dybde: 3736-3738M
    Kjerne bilde med dybde: 3738-3741M
    3728-3720M
    3731-3733M
    3733-3736M
    3736-3738M
    3738-3741M
    Kjerne bilde med dybde: 3741-3743M
    Kjerne bilde med dybde: 3743-3746M
    Kjerne bilde med dybde: 3746-3749M
    Kjerne bilde med dybde: 3749-3752M
    Kjerne bilde med dybde: 3752-3753M
    3741-3743M
    3743-3746M
    3746-3749M
    3749-3752M
    3752-3753M

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2770.0
    [m]
    DC
    RRI
    2790.0
    [m]
    DC
    RRI
    2810.0
    [m]
    DC
    RRI
    2820.0
    [m]
    DC
    RRI
    2840.0
    [m]
    DC
    RRI
    2860.0
    [m]
    DC
    RRI
    2880.0
    [m]
    DC
    RRI
    2900.0
    [m]
    DC
    RRI
    2916.0
    [m]
    DC
    RRI
    2940.0
    [m]
    DC
    RRI
    2956.0
    [m]
    DC
    RRI
    2972.0
    [m]
    DC
    RRI
    2992.0
    [m]
    DC
    RRI
    3008.0
    [m]
    DC
    RRI
    3028.0
    [m]
    DC
    RRI
    3044.0
    [m]
    DC
    RRI
    3060.0
    [m]
    DC
    RRI
    3078.0
    [m]
    DC
    RRI
    3668.4
    [m]
    C
    GEOSTRAT
    3677.8
    [m]
    C
    GEOSTR
    3689.6
    [m]
    C
    GEOSTR
    3692.2
    [m]
    C
    GEOSTR
    3712.8
    [m]
    C
    GEOSTR
    3719.9
    [m]
    C
    GEOSTR
    3725.5
    [m]
    C
    GEOSTR
    3730.6
    [m]
    C
    GEOSTR
    3741.6
    [m]
    C
    GEOSTR
    3748.6
    [m]
    C
    GEOSTR
    3751.0
    [m]
    C
    GEOSTR

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.38
    pdf
    4.06
    pdf
    8.79

  • 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
    0.22
    pdf
    0.30

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    14.38
    pdf
    2.59

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3694
    3703
    17.5
    2.0
    3306
    3315
    17.5
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    133
    2.0
    126
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    305
    447000
    0.797
    0.670
    1467
    2.0
    205
    214000
    0.797
    0.670
    1044

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL
    400
    2137
    CCL GR
    416
    417
    CCL GR
    423
    425
    CCL GR
    449
    451
    CCL GR
    2136
    2137
    CCL PR
    484
    485
    CST
    3210
    3392
    CST
    3958
    4332
    DENS
    578
    841
    DENS CNL GR CAL
    829
    4331
    DLL MSFL GR
    2143
    3533
    DLL MSFL GR SP CAL
    3531
    3952
    HDT
    2143
    3537
    HDT
    3480
    3953
    HDT
    3952
    4321
    HRT
    400
    1154
    HRT
    4330
    400
    ISF SONIC GR SP
    578
    4330
    LSS WAVEFORM
    3300
    3951
    NGT
    3952
    4331
    VSP
    0
    0

  • 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
    578.0
    36
    579.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    830.0
    26
    842.0
    1.42
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2142.0
    17 1/2
    2156.0
    1.65
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3531.0
    12 1/4
    3538.0
    1.96
    LOT
    LINER
    7
    3954.0
    8 1/2
    3954.0
    2.02
    LOT
    OPEN HOLE
    4335.0
    6 1/4
    4335.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    785
    1.10
    57.0
    WATER BASED
    1160
    1.11
    58.0
    WATER BASED
    1890
    1.20
    70.0
    WATER BASED
    2410
    1.22
    53.0
    WATER BASED
    2855
    1.25
    52.0
    WATER BASED
    3080
    1.44
    50.0
    WATER BASED
    3230
    1.51
    55.0
    WATER BASED
    3570
    1.70
    55.0
    WATER BASED
    3680
    1.77
    55.0
    WATER BASED
    3980
    1.70
    65.0
    WATER BASED

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    3318.20
    [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
    0.23