Brønnbane: 21.12.1980 - 31/2-5 - Faktasider

Generell informasjon

Generell informasjon
Attributt	Verdi
Brønnbane navn Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	31/2-5
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.	SUSPENDED
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.	TROLL
Funn Navn på funnet som brønnbanen er relatert til.	31/2-1 (Troll Vest)
Brønn navn Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	31/2-5
Seismisk lokalisering Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.	79421 SP. 274
Utvinningstillatelse Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).	054
Boreoperatør Navn på rettighetshaver som på vegne av den aktive utvinningstillatelsen (ved brønnhodeposisjon) starter boreoperasjonen. Dette tilsvarer vanligvis operatørselskapet for den aktuelle utvinningstillatelsen.	A/S Norske Shell
Boretillatelse Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.	263-L
Boreinnretning Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.	WEST VENTURE OLD
Boredager Antall dager fra borestart til boreslutt.	57
Borestart Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.	26.10.1980
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.	21.12.1980
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.	21.12.1982
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.	07.11.2005
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.	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.	LATE 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.	SOGNEFJORD FM
Avstand, boredekk - midlere havflate [m] Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).	32.0
Vanndybde ved midlere havflate [m] Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.	333.0
Totalt målt dybde (MD) [m RKB] Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").	2532.0
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).	2532.0
Maks inklinasjon [°] Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.	1.5
Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C] Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.	79
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.	HEGRE GP
Geodetisk datum Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.	ED50
NS grader Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.	60° 46' 16.2'' N
ØV grader Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.	3° 25' 53.46'' E
NS UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.	6737535.76
ØV UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.	523507.71
UTM sone Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.	31
NPDID for brønnbanen Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.	210

Wildcat well 31/2-5 is located in the southern part of the oil province in the Troll West area, some 6 km west of the discovery well 31/2-1, in a downthrown fault block. The objectives of the well were to test presence and nature of hydrocarbons in a structure west of the main gas reservoir; to test lateral variation in reservoir characteristics westwards; to investigate possible causes for the difference in flat spot appearance in this fault block; and to get a good geologic identification of the various seismic reflectors for lateral extrapolation of well data.

Operations and results

Problems were experienced during positioning and anchoring of semi-submersible installation West Venture for the wildcat well 31/2-5. After 6 days efforts the installation had to be repositioned 25 m from the intended location and the anchors were successfully laid out and tensioned. The well was spudded on 26 October 1980 and drilled to TD at 2532 m in the Triassic Hegre Group. The well was drilled with seawater and viscous pills down to 443 m, with gelled seawater from 443 m to 810 m, with KCl/polymer mud from 810 m to 1807 m, and with seawater/gel from 1807 m to TD.

Well 31/2-5 confirmed that the Late Jurassic Sognefjord Formation sandstone reservoir was well developed also in the western part of the structure. A gas column was penetrated from 1536 m to 1579 m (43 m), followed by a 21 m thick oil column down to an OWC at 1600 m. Good oil shows continued down to 1644.5 m. The GOC was found at the same depth as seen in the other wells in the area. The most interesting observation in this well was the presence of the thick oil column below the gas, some 9 m thicker than seen in any of the other wells, and the oil was encountered in a section of the reservoir with very good clean sand. It is yet too early to explain the difference in oil thickness, and the importance of a thicker oil column in a good sand will remain unknown until a full production test of the oil has been carried out. A few carbonate cemented, apparently field-wide bands occur with very low poroperm values. A seal over the structure is provided by the Paleocene claystones.

A total of 21 cores (125.8 m) were cut using five Christensen core heads with a total recovery of 98.51 m (78%) from 1511.7 - 1652 m. RFT sampling of pressure points and two successful fluid samples (gas at 1578 m and oil/gas at 1597 m) were consistent with the fluid contacts assessed from the electrical logs. The oil sampled from 1597 m had a gravity of 30.5 deg API compared to 25 deg API in other 31/2 wells.

The well was plugged from 1204 m to 1465 m and suspended on 21 December 1980 as an oil and gas appraisal well.

Testing

No drill stem test was performed.

Borekaks i Sokkeldirektoratet

Borekaks i Sokkeldirektoratet
Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?	YES

Borekaks i Sokkeldirektoratet
Borekaksprøve, topp dybde [m]	Borekaksprøve, bunn dybde [m]
450.00	2532.00

Borekjerner i Sokkeldirektoratet

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Kjerneprøve nummer	Kjerneprøve - topp dybde	Kjerneprøve - bunn dybde	Kjerneprøve dybde - enhet
1	1511.7	1514.3	[m ]
2	1514.8	1517.4	[m ]
4	1536.0	1538.0	[m ]
5	1539.5	1540.5	[m ]
6	1542.0	1545.6	[m ]
7	1547.0	1563.7	[m ]
8	1555.0	1555.2	[m ]
9	1555.5	1564.5	[m ]
10	1565.0	1573.4	[m ]
11	1573.4	1573.9	[m ]
12	1573.9	1577.4	[m ]
13	1589.5	1589.6	[m ]
14	1590.5	1599.5	[m ]
15	1599.5	1604.0	[m ]
16	1604.0	1611.9	[m ]
17	1613.0	1615.4	[m ]
18	1616.0	1625.0	[m ]
19	1625.0	1633.4	[m ]
20	1634.0	1642.9	[m ]
21	1643.0	1651.6	[m ]

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Total kjerneprøve lengde [m]	108.5

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?	YES

Kjernebilder

Kjernebilder

1512-1513m	1515-1516m	1536-1538m	1539-1540m	1542-1544m

1544-1545m	1547-1549m	1549-1552m	1555-1555m	1552-1553m

1555-1558m	1558-1560m	1560-1563m	1563-1564m	1565-1567m

1567-1570m	1570-1573m	1573-1573m	1573-1574m	1573-1576m

1576-1577m	1589-1589m	1590-1593m	1593-1595m	1595-1598m

1598-1599m	1599-1602m	1602-1604m	1604-1606m	1606-1609m

1609-1611m	1613-1615m	1616-1618m	1618-1621m	1621-1624m

1624-1625m	1625-1627m	1627-1630m	1630-1633m	1633-1633m
			$Kjerne bilde med dybde: 1642-1643m$
1634-1636m	1636-1639m	1639-1642m	1642-1643m	1643-1645m

1645-1648m	1648-1651m	1651-1652m

Litostratigrafi

Litostratigrafi
Topp Dyb [mMD RKB]	Litostrat. enhet
365	NORDLAND GP
788	HORDALAND GP
788	NO FORMAL NAME
815	NO FORMAL NAME
1346	ROGALAND GP
1346	BALDER FM
1396	SELE FM
1426	LISTA FM
1533	SHETLAND GP
1536	VIKING GP
1536	SOGNEFJORD FM
1617	HEATHER FM
1693	FENSFJORD FM
1789	KROSSFJORD FM
1860	HEATHER FM
1957	BRENT GP
2070	DUNLIN GP
2070	DRAKE FM
2201	COOK FM
2277	AMUNDSEN FM
2308	JOHANSEN FM
2387	AMUNDSEN FM
2404	STATFJORD GP
2471	HEGRE GP

Spleisede logger

Spleisede logger
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
210	pdf	0.32

Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter

Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
210_01_WDSS_General_Information	pdf	0.15
210_02_WDSS_completion_log	pdf	0.18

Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)

Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
210_01_Drilling_programme	pdf	1.18
210_02_Drilling_programme_enclosure	pdf	1.01
210_03_Final_Well_Report_by_EXLOG	pdf	7.30
210_04_Well_resume_by_Shell	pdf	1.36
210_05_Well Summary_by_Anchor	pdf	1.58
210_06_Biostratigraphy_appendix_3_by_Corelab	pdf	4.06
210_07_Final_Core_report_core_1-21_by_GECO	pdf	2.90
210_08_Evaluation_of_core_data_by_Geco	pdf	9.86
210_09_Evaluation_of_core_data_b_GECO	pdf	5.69
210_0_Completion_Report	pdf	4.28
210_10_Geological_invest_of_cores_vol-1_by_SHELL	pdf	17.20
210_11_Geological_invest_of_cores_vol-2_by_SHELL	pdf	13.11
210_12_Geological_invest_of_cores_vol-3_by SHELL	pdf	75.61
210_13_Palynofacies_Jurassic_investigation_by SHELL	pdf	7.24
210_14_Special_ core_analysis_study_by_CORELAB	pdf	2.17
210_15_Special_core_analysis_by_CORELAB	pdf	1.85
210_16_Special_core_description_by_SHELL	pdf	2.09
210_17_Special_core_description_encl_1	pdf	0.15
210_18_Special_core_description_encl_2	pdf	0.15
210_19_Special_core_description_encl_3	pdf	0.14
210_20_Special_core_description_encl_4	pdf	0.16
210_21_Special_core_description_encl_5	pdf	0.15
210_22_Special_core_description_encl_6	pdf	0.12
210_23_Special_core_description_encl_7	pdf	0.15
210_24_Reservoir_fluid_study_Supplementary_Report_by_CORELAB	pdf	0.28
210_25_Well_test_report_by_STATOIL	pdf	1.40
210_26_Well_testing_rep_No_84-2301-10_by_FLOPETROL	pdf	17.02
210_27_Well_testing_rep_No_81-230-23_by_FLOPETROL	pdf	8.22
210_28_Well_testing_rep_No_81-2301-23_by_FLOPETROL	pdf	18.40
210_29_Bottom_ hole_pressure_calc_by_FLOPETROL	pdf	1.78
210_30_Final_report_Rock_Mineral_Analysis_GECO	pdf	0.16
210_31_High_acc_pres_temp_measure_by_FLOPETROL	pdf	1.10
210_32_Notes_on_oil_zone_test_by_SHELL	pdf	0.89
210_33_Pressure_survey_report_Run_1_by_Sperry	pdf	2.14
210_34_Pressure_survey_report_Run_2_by_Sperry	pdf	0.91
210_35_Pressure_survey_report_by_Sperry	pdf	1.09
210_36_SDP_Bottom_Hole_Press_ELS_84_24_by_Flopetrol	pdf	5.83
210_37_SDP_Bottom_Hole_Press_ELS_84_25_by_FLOPETROL	pdf	6.03
210_38_SDP_Bottom_Hole_Press_ELS_84_27_by_Flopetrol	pdf	1.21
210_39_SDP_Bottom_Hole_Press_ELS_84_28_by_Flopetrol	pdf	1.13
210_40_Source_rock_evaluation_by_SHELL	pdf	0.42
210_41_Source_rock_evaluation_encl_1	pdf	0.05
210_42_Geochem_analysis_of_crude_oil_by_SHELL	pdf	0.58
210_43_One_well_study_by_STATOIL	pdf	1.66
210_44_One_well_study_encl_1	pdf	0.81
210_45_Partial_Reservoir_Fluid_Study_by_Corelab	pdf	0.20
210_46_Particle_size_analysis_by_Anchor	pdf	0.42
210_47_Quick_look_evaluation_by_STATOIL	pdf	0.67
210_48_Quick_look_evaluation_encl_1	pdf	0.14
210_49_Quick_look_evaluation_encl_2	pdf	0.14
210_50_Quick_look_evaluation_encl_3	pdf	0.14
210_51_Quick_look_evaluation_encl_4	pdf	0.14
210_52_Reservoir_Fluid_Study_by_Corelab	pdf	0.80
210_53_Reservoir_Fluid_Study_by_Corelab	pdf	0.81
210_54_Rock_mineral_analysis_by_ Geco	pdf	0.11
210_55_Exploration_drilling_proposal_by_Shell	pdf	0.54
210_56_Exploration_drilling proposal_encl_1	pdf	0.76
210_57_Exploration_drilling_proposal_encl_2	pdf	0.21
210_58_Exploration_drilling_proposal_encl_3	pdf	0.39
210_59_Exploration_drilling_proposal_encl_4	pdf	10.45
210_60_Exploration_ drilling_proposal_encl_5	pdf	12.59
210_61_Exploration_drilling_proposal_encl_6	pdf	21.53
210_62_Exploration_drilling_proposal_encl_7	pdf	20.70
210_63_Exploration_drilling_proposal_encl_8	pdf	0.33

Borestrengtester (DST)

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Fra dybde MD [m]	Til dybde MD [m]	Reduksjonsventil størrelse [mm]
1.0	1582	1588	0.0

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]
CBL VDL GR	362	1465
CBL VDL GR	810	1798
DLL MSFL GR	1468	1804
FDC CNL CAL GR	439	821
FDC CNL CAL GR	807	1467
FDC CNL CAL GR	1468	1805
FDC CNL CAL GR	1800	2527
HDT	1468	1805
HDT	1800	2524
HDT.2	1468	1805
HDT.2	1800	2522
ISF BHC GR SP	363	820
ISF BHC GR SP	630	1468
ISF BHC GR SP	1468	1805
ISF BHC GR SP	1800	2526
LDT GR	1468	1806
LSS GR	1468	1805
RFT	1468	1805
TMP	300	1261
TMP	330	1630
TMP	1390	1630
VELOCITY	363	2526

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	443.0	36	446.0	0.00	LOT
CONDUCTOR	30	446.0	36	446.0	0.00	LOT
SURF.COND.	20	810.0	26	820.0	1.55	LOT
INTERM.	13 3/8	1470.0	17 1/2	1480.0	1.60	LOT
INTERM.	9 5/8	1801.0	12 1/4	1812.0	1.69	LOT
OPEN HOLE		2532.0	8 1/2	2532.0	0.00	LOT

Boreslam

Boreslam
Dybde MD [m]	Egenvekt, slam [g/cm3]	Viskositet, slam [mPa.s]	Type slam
414	1.03		seawater
473	1.05	36.0	seawater
788	1.20	75.0	waterbased
1270	1.21	54.0	waterbased
1448	1.25	55.0	waterbased
1806	1.15	50.0	waterbased

Tynnslip i Sokkeldirektoratet

Tynnslip i Sokkeldirektoratet
Dybde	Enhet
1540.00	[m ]
1545.00	[m ]
1556.00	[m ]
1559.00	[m ]
1567.00	[m ]
1570.00	[m ]
1574.00	[m ]
1601.00	[m ]
1605.00	[m ]
1608.00	[m ]
1618.00	[m ]
1621.00	[m ]
1626.00	[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]
210_Formation_pressure_(Formasjonstrykk)	pdf	0.22

31/2-5