Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
25.11.2024 - 01:30
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

26/4-1

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.
    26/4-1
    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
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    26/4-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NOD 2 - 84 - 08 SP. 1838
    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.
    BP Norway Limited U.A.
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    545-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    71
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    08.05.1987
    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.
    17.07.1987
    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.
    17.07.1989
    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.
    01.01.2004
    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.
    DRY
    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
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    121.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3690.0
    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).
    3687.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    7.8
    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.
    NO GROUP DEFINED
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    59° 36' 37.84'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 1' 13.26'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6608189.83
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    501148.45
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1046

  • Brønnhistorie
    General
    Well 26/4-1 was the first well drilled in the Stord Basin. The well was designed to test a Paleocene mound, and sandstones of Jurassic age within a footwall closure. The Paleocene sandstone was prognosed to come in at 2268 m. Another primary objective was to gain information on reservoir quality and hydrocarbon source. A secondary target was the Sleipner Formation prognosed at 2783 m. Prognosed TD was 3500 m MSL.
    Operations and results
    Wildcat well 26/4-1 was spudded with Wi1h. Wilhelmsen semi-submersible installation Treasure Scout on 8 may 1987 and completed 17 July 1987 at a depth of 3690 m in Triassic Hegre Group. Drilling proceeded without significant problems, except for several occurrences of lost circulation due to increasing formation pressure in Tertiary rocks. The well was drilled with seawater and bentonite down to 236 m, with seawater / bentonite /PAC from 236 m to 723 m, with KCl / Polymer mud from 723 m to 2680 m, and with seawater / polymer from 2680 to TD.
    The Paleocene Mound (Ty Formation sand) came in at 2246 m. Pressure measurements taken 7 m into the mounds displayed normal pressure conditions, and the sandstone proved to be water bearing. The Jurassic Draupne Formation came in at 2637 m with a total thickness of 88 m. An extremely radioactive layer was found between 2688 and 2693 m. The Sleipner Formation sandstone came in at 2820 m. Top Statfjord Formation came in at 3308 m. Sands in Jurassic (Hugin and Statfjord Formations) displayed a very slow white cut fluorescence and traces of oil on cores, but were otherwise found dry. Post well geochemical analyses revealed very good source rock intervals in the Draupne Formation (oil prone) and the Statfjord Formation (oil and gas prone). Draupne shale and Sleipner coal are immature with Vitrinite reflectance around 0.5 %Ro, while the Statfjord coals may be marginally mature with Vitrinite reflectance around 0.6 %Ro and Tmax approaching 450 °C.
    Four cores were cut in the intervals: 2253 m to 2265.7 m (Ty Formation), 2270 m to 2297.7 (Ty Formation), 2754 m to 2781.68 m (Hugin Formation), and 3308 m to 3316.85 m (Statfjord Formation). Wire line RFT fluid samples were taken at 2247 m, 2302 m, 2771 m, and 3314.1 m, but none were reported to contain hydrocarbons.
    The well was plugged and abandoned as a dry hole with weak shows.
    Testing
    No drill stem test was performed

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    NO
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    730.00
    3589.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2253.0
    2265.7
    [m ]
    2
    2270.0
    2297.7
    [m ]
    3
    2754.0
    2781.7
    [m ]
    4
    3308.0
    3316.9
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    76.9
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2253-2258m
    Kjerne bilde med dybde: 2258-2263m
    Kjerne bilde med dybde: 2263-2265m
    Kjerne bilde med dybde: 2270-2275m
    Kjerne bilde med dybde: 2275-2280m
    2253-2258m
    2258-2263m
    2263-2265m
    2270-2275m
    2275-2280m
    Kjerne bilde med dybde: 2280-2285m
    Kjerne bilde med dybde: 2285-2290m
    Kjerne bilde med dybde: 2290-2295m
    Kjerne bilde med dybde: 2754-2759m
    Kjerne bilde med dybde: 2295-2297m
    2280-2285m
    2285-2290m
    2290-2295m
    2754-2759m
    2295-2297m
    Kjerne bilde med dybde: 2759-2764m
    Kjerne bilde med dybde: 2764-2769m
    Kjerne bilde med dybde: 2769-2774m
    Kjerne bilde med dybde: 2774-2779m
    Kjerne bilde med dybde: 2779-2781m
    2759-2764m
    2764-2769m
    2769-2774m
    2774-2779m
    2779-2781m
    Kjerne bilde med dybde: 3308-3313m
    Kjerne bilde med dybde: 3313-3316m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3308-3313m
    3313-3316m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1600.0
    [m]
    DC
    BP
    1640.0
    [m]
    DC
    BP
    1680.0
    [m]
    DC
    BP
    1710.0
    [m]
    SWC
    BP
    1736.0
    [m]
    SWC
    BP
    1780.0
    [m]
    DC
    BP
    1820.0
    [m]
    DC
    BP
    1860.0
    [m]
    DC
    BP
    1900.0
    [m]
    DC
    BP
    1940.0
    [m]
    DC
    BP
    2000.0
    [m]
    DC
    BP
    2033.0
    [m]
    DC
    BP
    2047.0
    [m]
    SWC
    BP
    2051.0
    [m]
    DC
    BP
    2069.0
    [m]
    DC
    BP
    2090.0
    [m]
    DC
    BP
    2102.0
    [m]
    SWC
    BP
    2105.0
    [m]
    DC
    BP
    2126.0
    [m]
    DC
    BP
    2141.0
    [m]
    SWC
    BP
    2150.0
    [m]
    DC
    BP
    2189.0
    [m]
    DC
    BP
    2210.0
    [m]
    DC
    BP
    2222.0
    [m]
    DC
    BP
    2243.0
    [m]
    DC
    BP
    2252.0
    [m]
    DC
    BP
    2260.8
    [m]
    C
    BP
    2262.0
    [m]
    C
    BP
    2640.0
    [m]
    DC
    BP
    2678.0
    [m]
    SWC
    BP
    2704.0
    [m]
    DC
    BP
    2707.0
    [m]
    SWC
    BP
    2725.0
    [m]
    SWC
    BP
    2733.0
    [m]
    SWC
    BP
    2750.0
    [m]
    SWC
    BP
    2764.6
    [m]
    C
    BP
    2765.0
    [m]
    C
    BP
    2785.0
    [m]
    DC
    BP
    2821.0
    [m]
    DC
    BP
    2854.0
    [m]
    DC
    BP
    2878.0
    [m]
    DC
    BP
    2900.0
    [m]
    SWC
    BP
    2941.0
    [m]
    DC
    BP
    2980.0
    [m]
    DC
    BP
    3019.0
    [m]
    DC
    BP
    3064.0
    [m]
    DC
    BP
    3100.0
    [m]
    DC
    BP
    3150.0
    [m]
    SWC
    BP
    3190.0
    [m]
    DC
    BP
    3220.0
    [m]
    DC
    BP
    3250.0
    [m]
    SWC
    BP
    3295.0
    [m]
    DC
    BP
    3311.7
    [m]
    C
    BP
    3314.6
    [m]
    C
    BP
    3340.0
    [m]
    DC
    BP
    3382.0
    [m]
    DC
    BP
    3424.0
    [m]
    DC
    BP
    3466.0
    [m]
    DC
    BP
    3508.0
    [m]
    DC
    BP
    3550.0
    [m]
    DC
    BP
    3592.0
    [m]
    DC
    BP
    3647.0
    [m]
    SWC
    BP
    3665.0
    [m]
    SWC
    BP
    3675.0
    [m]
    SWC
    BP
    3691.0
    [m]
    SWC
    BP

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.48

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.77
    pdf
    0.61

  • 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
    0.30
    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
    2.44
    pdf
    21.70

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    BGL GR
    711
    1680
    CST
    2672
    3675
    CST GR
    1675
    2653
    CST GR
    1675
    2663
    DIS GR BHC
    1675
    2665
    DIS GR BHC CBL VDL
    2668
    3685
    DIS LSS GR SP
    711
    1680
    LDL CNL GR
    1680
    1935
    LDL CNL GR
    1924
    2663
    LDL CNL GR
    2668
    3679
    MWD LWD
    235
    3690
    RFT
    2766
    3571
    RFT GR
    1683
    2249
    RFT GR
    1713
    2406
    SHDT
    1675
    2665
    SHDT
    2668
    3685
    VSP
    712
    3683

  • 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
    SURF.COND.
    20
    711.0
    26
    873.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1675.0
    17 1/2
    1680.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    8 3/8
    2667.0
    12 1/4
    2681.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    3690.0
    8 1/2
    3690.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    190
    1.22
    8.1
    WATER BASED
    17.07.1987
    190
    0.00
    WATER BASED
    20.07.1987
    1532
    1.35
    53.0
    13.9
    WATER BASED
    27.05.1987
    1602
    1.45
    58.0
    15.4
    WATER BASED
    27.05.1987
    1640
    1.51
    55.0
    13.9
    WATER BASED
    27.05.1987
    1680
    1.62
    54.0
    11.5
    WATER BASED
    27.05.1987
    1680
    1.62
    54.0
    12.5
    WATER BASED
    27.05.1987
    1680
    1.62
    58.0
    13.0
    WATER BASED
    27.05.1987
    1683
    1.62
    48.0
    11.0
    WATER BASED
    29.05.1987
    1722
    1.62
    41.0
    8.6
    WATER BASED
    29.05.1987
    1951
    1.68
    57.0
    11.5
    WATER BASED
    01.06.1987
    2048
    1.07
    50.0
    8.2
    WATER BASED
    01.06.1987
    2058
    1.66
    44.0
    7.7
    WATER BASED
    01.06.1987
    2067
    1.63
    54.0
    10.6
    WATER BASED
    03.06.1987
    2077
    1.63
    72.0
    15.4
    WATER BASED
    03.06.1987
    2077
    0.00
    3.0
    13.4
    WATER BASED
    05.06.1987
    2077
    1.63
    12.5
    WATER BASED
    04.06.1987
    2082
    1.92
    WATER BASED
    10.06.1987
    2108
    1.60
    4.0
    13.0
    WATER BASED
    10.06.1987
    2177
    1.92
    15.4
    WATER BASED
    10.06.1987
    2238
    1.58
    4.0
    15.8
    WATER BASED
    10.06.1987
    2252
    1.58
    5.0
    17.3
    WATER BASED
    10.06.1987
    2253
    1.35
    13.4
    WATER BASED
    11.06.1987
    2270
    1.30
    11.0
    WATER BASED
    12.06.1987
    2294
    1.30
    13.9
    WATER BASED
    15.06.1987
    2294
    1.30
    13.0
    WATER BASED
    15.06.1987
    2370
    1.30
    13.9
    WATER BASED
    15.06.1987
    2448
    1.30
    47.0
    12.0
    WATER BASED
    16.06.1987
    2527
    1.30
    12.0
    WATER BASED
    17.06.1987
    2563
    1.21
    7.7
    WATER BASED
    17.07.1987
    2603
    1.30
    42.0
    10.6
    WATER BASED
    18.06.1987
    2680
    1.30
    41.0
    10.6
    WATER BASED
    19.06.1987
    2680
    1.33
    42.0
    10.6
    WATER BASED
    23.06.1987
    2680
    1.33
    40.0
    10.1
    WATER BASED
    24.06.1987
    2680
    1.33
    41.0
    10.6
    WATER BASED
    23.06.1987
    2681
    1.20
    39.0
    10.1
    WATER BASED
    24.06.1987
    2738
    1.20
    30.0
    7.2
    WATER BASED
    25.06.1987
    2781
    1.20
    37.0
    9.1
    WATER BASED
    26.06.1987
    2898
    1.20
    27.0
    8.2
    WATER BASED
    30.06.1987
    3003
    1.20
    39.0
    8.6
    WATER BASED
    30.06.1987
    3106
    1.20
    36.0
    7.7
    WATER BASED
    30.06.1987
    3227
    1.20
    36.0
    7.7
    WATER BASED
    30.06.1987
    3270
    1.20
    37.0
    8.2
    WATER BASED
    01.07.1987
    3308
    1.88
    8.2
    WATER BASED
    02.07.1987
    3308
    1.15
    8.2
    WATER BASED
    03.07.1987
    3308
    1.15
    19.0
    80.6
    WATER BASED
    06.07.1987
    3320
    1.15
    8.6
    WATER BASED
    06.07.1987
    3427
    1.15
    7.7
    WATER BASED
    06.07.1987
    3542
    1.15
    18.0
    WATER BASED
    07.07.1987
    3624
    1.17
    8.2
    WATER BASED
    13.07.1987
    3667
    1.17
    7.7
    WATER BASED
    13.07.1987
    3690
    1.17
    9.1
    WATER BASED
    13.07.1987
    3690
    1.20
    8.2
    WATER BASED
    13.07.1987
    3690
    1.17
    9.1
    WATER BASED
    13.07.1987
    3690
    1.20
    9.1
    WATER BASED
    14.07.1987
    3690
    1.21
    9.1
    WATER BASED
    14.07.1987
    3690
    1.21
    8.2
    WATER BASED
    15.07.1987

  • 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