Brønnbane: 15.12.1988 - 34/10-33 - Faktasider

Generell informasjon

Generell informasjon
Attributt	Verdi
Brønnbane navn Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	34/10-33
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	lenke til kart
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.	GULLFAKS SØR
Funn Navn på funnet som brønnbanen er relatert til.	34/10-2 Gullfaks Sør
Brønn navn Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	34/10-33
Seismisk lokalisering Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.	ST 8134 - 156 CELLEPKT. 296
Utvinningstillatelse Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).	050
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.	591-L
Boreinnretning Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.	WEST DELTA
Boredager Antall dager fra borestart til boreslutt.	82
Borestart Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.	25.09.1988
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.	15.12.1988
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.	15.12.1990
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.	01.01.2012
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.	OIL/GAS
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.	BRENT GP
Avstand, boredekk - midlere havflate [m] Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).	29.0
Vanndybde ved midlere havflate [m] Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.	134.0
Totalt målt dybde (MD) [m RKB] Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").	3870.0
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).	3850.0
Maks inklinasjon [°] Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.	20
Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C] Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.	135
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° 7' 34.44'' N
ØV grader Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.	2° 12' 57.1'' E
NS UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.	6777262.00
ØV UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.	457756.18
UTM sone Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.	31
NPDID for brønnbanen Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.	1302

Well 34/10-33 was the sixth well drilled to reservoir level on the Gullfaks South structure. The main objective of the well was to appraise the oil and gas reserves in the Brent Group on the northern part of the structure. The gas/oil and oil/water contacts were to be confirmed at 3324 m and 3395 m MSL respectively. Secondary objective was to penetrate 50 m of the Statfjord Formation to obtain data to better understand the structural development in the area, and also update the geological model for the upper part of the formation. A positive result would lead to the drilling of a horizontal testing well as a sidetrack from this well.

Operations and results

Well was spudded with the semi-submersible installation West Delta on 25 September 1988 and drilled to TD at 3870 m in the Early Jurassic Statfjord Formation. There was some shallow gas at 477 - 478 m. Due to this the 20" casing was set at 450 m. There was a problem with a leakage in the BOP. The drill string got stuck when setting the 13 3/8" casing and the MWD and drill bit had to be changed. The well was close to vertical down to ca 2500 m. From there the well built inclination gradually up to 20 deg at TD. At TD true vertical depth is estimated to be ca 20 m less than measured depth. The well was drilled with spud mud down to 483 m, with gypsum/polymer mud from 483 m to 3161 m, and with gel/lignosulphonate/lignite mud from 3161 m to TD.

Top Brent Group, Tarbert Formation came in at 3186 m with gas and oil. FMT data showed a gas/oil contact at 3268 m, 85 m higher than prognosed. Approximately 150 m of oil was found vertically down to top Dunlin Group at 3424 m, much more than expected. No oil/water contact was seen. There was a pressure shift of 1.5 - 2 bar at around 3350 m, indicating two separate compartments in the oil zone. This had not been observed in the previous wells on Gullfaks South. Due to the large amount of oil in the Brent Group, the oil in place estimate was adjusted to 50 - 60 million Sm3.

Eighteen cores were cut in the well. One core was cut from 3152 to 3161.5 m, 14 cores in the interval 3188 to 3435 m and 3 cores from 3799 to 3840 m. The core depth was found to be from 1.00 to 3.75 m less than loggers' depth. Segregated fluid samples were obtained at 3314 m in the Ness Formation and at 3368 m in the thin Etive Formation. Sampling was attempted also at 3406 and 3406.2 m in the Rannoch Formation, but due to very low permeability no formation fluid was obtained.

The well was plugged back and classified as an oil and gas appraisal well. West Delta started the sidetrack 34/10-33A 15.12.88 at 18.30 hrs.

Testing

Four DST tests were performed in this well.

DST 1.1 tested the interval 3378 - 3394 m in the Rannoch Formation and produced 289 Sm3 oil and 51000 Sm3 gas /day through a 12.7 mm choke in the main flow. The GOR was 176, the oil density was 0.859 g/cm3, and the gas gravity was 0.680 (air = 1).

DST 1.2 tested the combined intervals 3378 - 3394 m in the Rannoch Formation plus 3359 - 3374 m in the Ness/Etive Formations and produced 1318 Sm3 oil and 211900 Sm3 gas /day through a 28.6 mm choke in the final flow. The GOR was 161, the oil density was 0.856 g/cm3, and the gas gravity was 0.685 (air = 1). The reservoir temperature measured in the test was ca 123 deg C at reference depth 3373 m.

DST 2.1 tested the interval 3279 - 3307 m in the Ness Formation and produced 850 Sm3 oil and 376700 Sm3 gas /day through a 19.1 mm choke in the main flow. The GOR was 443, the oil density was 0.850 g/cm3, and the gas gravity was 0.665 (air = 1).

DST 2.2 tested the combined intervals 3279 - 3307 m and 3311.5 - 3329 m, both within the Ness Formation, and produced 1403 Sm3 oil and 302100 Sm3 gas /day through a 19.1 mm choke in the main flow. The GOR was 215, the oil density was 0.851 g/cm3, and the gas gravity was 0.660 (air = 1). The reservoir temperature measured in the test was ca 122 deg C at reference depth 3301.5 m.

Borekaks i Sokkeldirektoratet

Borekaks i Sokkeldirektoratet
Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?	YES

Borekaks i Sokkeldirektoratet
Borekaksprøve, topp dybde [m]	Borekaksprøve, bunn dybde [m]
480.00	3668.00

Borekjerner i Sokkeldirektoratet

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Kjerneprøve nummer	Kjerneprøve - topp dybde	Kjerneprøve - bunn dybde	Kjerneprøve dybde - enhet
2	3188.0	3197.0	[m ]
3	3199.0	3218.7	[m ]
4	3223.0	3234.7	[m ]
5	3235.0	3250.9	[m ]
6	3251.0	3271.0	[m ]
7	3273.5	3283.2	[m ]
8	3285.5	3298.0	[m ]
9	3289.5	3307.6	[m ]
10	3308.0	3336.0	[m ]
11	3336.0	3348.9	[m ]
12	3349.5	3373.0	[m ]
13	3373.0	3382.5	[m ]
14	3382.5	3410.3	[m ]
15	3410.5	3434.9	[m ]
16	3799.0	3815.7	[m ]
17	3815.5	3825.9	[m ]
18	3830.0	3840.0	[m ]

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Total kjerneprøve lengde [m]	279.7

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?	YES

Kjernebilder

Kjernebilder

3188-3192m	3192-3197m	3199-3202m	3202-3207m	3207-3211m

3211-3216m	3216-3218m	3226-3230m	3230-3234m	3235-3239m

3239-3243m	3243-3248m	3248-3250m	3250-3254m	3254-3259m

3259-3263m	3263-3267m	3267-3271m	3273-3278m	3278-3282m

3282-3283m	3285-3289m	3285-3294m	3294-3297m	3297-3302m

3302-3306m	3306-3307m	3308-3312m	3312-3316m	3316-3320m

3320-3325m	3325-3329m	3329-3333m	3333-3336m	3336-3340m

3340-3344m	3344-3348m	3349-3353m	3353-3357m	3357-3362m

3362-3366m	3366-3370m	3370-3373m	3373-3377m	3377-3381m

3381-3382m	3382-3387m	3387-3391m	3391-3395m	3395-3399m

3398-3403m	3403-3407m	3407-3410m	3410-3415m	3415-3418m

3418-3423m	3423-3427m	3427-3431m	3431-3434m	3431-3434m

3799-3803m	3803-3807m	3807-3811m	3811-3815m	3815-3820m

3820-3824m	3824-3828m	3828-3829m	3830-3834m	3834-3838m

3838-3840m

Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet

Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
Prøve dybde	Dybde enhet	Prøve type	Laboratorie
3147.5	[m]	DC	GEOCH
3152.0	[m]	C	GEOCH
3152.5	[m]	C	GEOCH
3152.9	[m]	C	GEOCH
3153.4	[m]	C	GEOCH
3153.8	[m]	C	GEOCH
3154.0	[m]	C	GEOCH
3154.5	[m]	C	GEOCH
3155.6	[m]	C	GEOCH
3156.0	[m]	C	GEOCH
3156.5	[m]	C	GEOCH
3157.0	[m]	C	GEOCH
3158.5	[m]	C	GEOCH
3159.0	[m]	C	GEOCH
3159.5	[m]	C	GEOCH
3160.0	[m]	C	GEOCH
3161.2	[m]	C	GEOCH

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	TEST1,1	3378.00	3394.00		29.11.1988 - 00:00	YES
DST	TEST2	0.00	0.00		08.12.1988 - 09:00	YES
DST	TEST2,1	3279.00	3307.00	OIL	08.12.1988 - 07:31	YES

Litostratigrafi

Litostratigrafi
Topp Dyb [mMD RKB]	Litostrat. enhet
163	NORDLAND GP
915	UTSIRA FM
956	NO FORMAL NAME
980	HORDALAND GP
1035	NO FORMAL NAME
1145	NO FORMAL NAME
1253	NO FORMAL NAME
1520	NO FORMAL NAME
1568	NO FORMAL NAME
1616	NO FORMAL NAME
1827	ROGALAND GP
1827	BALDER FM
1907	LISTA FM
2055	SHETLAND GP
2055	JORSALFARE FM
2350	KYRRE FM
3014	CROMER KNOLL GP
3014	MIME FM
3028	VIKING GP
3028	DRAUPNE FM
3057	HEATHER FM
3186	BRENT GP
3186	TARBERT FM
3234	NESS FM
3365	ETIVE FM
3374	RANNOCH FM
3424	DUNLIN GP
3424	DRAKE FM
3514	COOK FM
3629	BURTON FM
3676	AMUNDSEN FM
3799	STATFJORD GP

Geokjemisk informasjon

Geokjemisk informasjon
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
1302_1	pdf	0.32
1302_2	pdf	0.48
1302_3	pdf	0.34
1302_4	pdf	0.64

Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter

Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
1302_01_WDSS_General_Information	pdf	0.26
1302_02_WDSS_completion_log	pdf	0.26

Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)

Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
1302_34_10_33_Completion_log	pdf	3.19
1302_34_10_33_Completion_report_1	pdf	47.33
1302_34_10_33_Completion_report_II	pdf	40.30

Borestrengtester (DST)

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Fra dybde MD [m]	Til dybde MD [m]	Reduksjonsventil størrelse [mm]
1.0	3378	3394	12.7
1.3	3359	3374	28.6
2.1	3279	3307	19.1
2.2	3279	3329	19.1

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Bunnhullstrykk [MPa]	Borehullstemperatur [°C]
1.0	21.000
1.3	30.000	123
2.1	32.000
2.2	43.500	122

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Olje produksjon [Sm3/dag]	Gass produksjon [Sm3/dag]	Oljetetthet [g/cm3]	Gasstyngde rel. luft	GOR [m3/m3]
1.0	288	51000	0.854	0.680	176
1.3	1318	211900	0.856	0.680	161
2.1	850	376700	0.850	0.665	443
2.2	1403	302100	0.850	0.660	218

Logger

Logger
Type logg	Topp dyp for logg [m]	Bunn dyp for logg [m]
AC WAVETRAIN	2831	3432
ACDIP GR MISRUN	0	0
CBL VDL GR	163	1829
CBL VDL GR	2410	3146
CBL VDL GR	2994	3771
CDL CN GR	3771	3871
CDL GR CAL	225	3150
DIFL ACL GR	225	3150
DIFL ACL GR	3771	3871
DIFL CDL CN SL	3146	3768
DIPS GR	2850	3870
DLL MLL ACL GR	3146	3772
FMT GR	3188	3414
FMT GR	3188	3406
FMT GR	3368	3517
FMT GR	3406	3406
MWD - SN GR	231	3152
MWD - SN GR	3161	3186
MWD - SN GR	3435	3776
VESLOCITY	800	3770

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	225.0	36	226.0	0.00	LOT
SURF.COND.	20	459.0	26	466.0	1.43	LOT
INTERM.	13 3/8	1828.0	17 1/2	1844.0	1.53	LOT
INTERM.	9 5/8	3148.0	12 1/4	3161.0	1.99	LOT
LINER	7	3769.0	8 1/2	3776.0	1.96	LOT
OPEN HOLE		3870.0	6	3870.0	0.00

Boreslam

Boreslam
Dybde MD [m]	Egenvekt, slam [g/cm3]	Viskositet, slam [mPa.s]	Flytegrense [Pa]	Type slam	Dato, måling
470	1.10	12.0	3.0	WATER BASED	06.10.1988
592	1.10	12.0	3.0	WATER BASED	07.10.1988
2153	1.25	18.5	3.5	WATER BASED	14.10.1988
2322	1.25	15.0	3.0	WATER BASED	17.10.1988
2590	1.25	18.0	3.8	WATER BASED	17.10.1988
2709	1.25	17.0	5.5	WATER BASED	17.10.1988
2931	1.28	16.0	4.8	WATER BASED	18.10.1988
3014	1.34	18.0	6.2	WATER BASED	19.10.1988
3111	1.40	23.0	8.6	WATER BASED	20.10.1988
3161	1.45	21.0	6.0	WATER BASED	24.10.1988
3161	1.45	18.0	5.5	WATER BASED	24.10.1988
3174	1.45	21.0	6.0	WATER BASED	26.10.1988
3199	1.45	20.0	4.5	WATER BASED	26.10.1988
3223	1.49	21.0	6.0	WATER BASED	27.10.1988
3251	1.49	21.0	6.0	WATER BASED	01.11.1988
3280	1.49	23.0	7.0	WATER BASED	01.11.1988
3286	1.53	21.0	6.5	WATER BASED	01.11.1988
3293	1.53	24.0	6.0	WATER BASED	01.11.1988
3329	1.53	24.0	7.0	WATER BASED	02.11.1988
3350	1.53	24.0	6.5	WATER BASED	02.11.1988
3377	1.53	22.0	6.0	WATER BASED	03.11.1988
3411	1.53	20.0	6.0	WATER BASED	04.11.1988
3602	1.53	75.0	8.0	WATER BASED	07.11.1988
3619	1.50	21.0	4.0	WATER BASED	29.11.1988
3763	1.49	19.0	5.0	WATER BASED	21.11.1988
3765	1.50	23.0	8.5	WATER BASED	11.11.1988
3766	1.50	17.0	6.5	WATER BASED	14.11.1988
3776	1.50	19.0	8.5	WATER BASED	14.11.1988
3776	1.50	19.0	9.0	WATER BASED	14.11.1988
3776	1.50	19.0	6.5	WATER BASED	15.11.1988
3776	1.50	17.0	6.0	WATER BASED	17.11.1988
3776	1.50	21.0	6.0	WATER BASED	21.11.1988
3776	1.50	26.0	9.0	WATER BASED	17.11.1988
3793	1.40	22.0	6.5	WATER BASED	21.11.1988
3815	1.40	23.0	6.5	WATER BASED	22.11.1988
3831	1.40	19.0	5.0	WATER BASED	25.11.1988
3870	1.40	22.0	5.5	WATER BASED	25.11.1988

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]
1302_Formation_pressure_(Formasjonstrykk)	pdf	0.22

34/10-33