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

35/11-3 S

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.
    35/11-3 S
    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.
    35/11-3
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    MN 88 - 815 SP. 585
    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.
    Mobil Exploration Norway INC
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    611-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    75
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    27.06.1989
    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.
    09.09.1989
    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.
    09.09.1991
    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.
    15.06.2005
    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 SHOWS
    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).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    358.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4040.0
    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).
    4025.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    9.3
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    144
    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° 5' 12.24'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 20' 18.47'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6772656.11
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    518257.03
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1356

  • Brønnhistorie
    General
    Well 35/11-3 S was drilled on a location ca 20 km north-north-east of the Troll Field, and was designed to test multiple deltaic sands in the Middle Jurassic Brent Group. Early Eocene turbidites and Paleocene channel fill deposits were secondary objectives. Reservoir sands were expected in the Tarbert, Ness, Etive and Oseberg Formations. These were hydrocarbon bearing in the 35/11-2 well. The seismic anomaly at Middle Jurassic level was mapped with a 30.4 km3 closure, and the expected gross thickness was 220 m. The site survey showed no strong indications of shallow gas. It was, however, thought possible that sands in the intervals 479 - 497 m, and 573 - 634 m might be gas charged.
    Operations and results
    Wildcat well 35/11-3 S was spudded with the semi-submersible installation Dyvi Stena on 27 June 1989 and drilled to TD at 4040 m in the Early Jurassic Statfjord Formation. The well was drilled deviated below 2100 m. Drilling proceeded without significant problems. However, the FMT sampling program for the Jurassic was curtailed when hole conditions deteriorated, and both the FMT tool and drill pipe became stuck during the final logging operation. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 1010 m and with KCl/polymer mud from 1010 m to TD. No shallow gas was encountered.
    No reservoir rocks were encountered in the Lower Eocene succession, but good sands were present in the Paleocene (Intra Lista sand). Top Draupne Formation shales came in at 2821 m. Then came the Sognefjord Formation at 3081 m and the Heather Formation at 3096 m. The well penetrated the Brent Group at 3431 m, 236 m deep to prognosis. Good quality sands were found in the Brent Group, but not as good as in the 35/11-2 well.
    Gas levels throughout the Tertiary and Late Cretaceous were low. Oil shows with abundant free oil in the mud system were observed in limestones of the Early Cretaceous Rødby and Mime Formations and in sandstones of the Late Jurassic Sognefjord Formation. The sandstone units within the Middle Jurassic Brent Group were water wet with residual hydrocarbon shows. Petrophysical evaluation did not indicate hydrocarbons in the Cromer Knoll Group but did so in the Sognefjord Formation and, possibly, in the Brent Group. The evaluation and shows however, did not indicate significant hydrocarbons and did not warrant a test in any of the zones.
    Excellent, highly oil prone, source rock was found in the Draupne Formation and good source rock was found in the Heather Formation. Both are capable of producing large quantities of petroleum, given sufficient maturity. In well position the Draupne Formation is early mature for petroleum generation, but probably has not expelled any hydrocarbons yet. The Heather Formation appears early to middle mature and may have expelled significant oil quantities in the lower section. Maturity indicators show a dramatic increase in thermal maturity at the base of the Draupne Formation. A similar break is indicated in today temperature gradient in the wire line BHT data.
    Three conventional cores were cut: in the Intra Lista Sand, in the Sognefjord Formation, and in the Tarbert/Ness Formations of the Brent Group. FMT formation pressures were obtained in the Late Jurassic Sognefjord Formation and in the Brent and Dunlin Groups of the Middle and Early Jurassic. The valid pressure points showed a water gradient. Additionally, formation fluid samples were attempted in the Sognefjord Formation, but recovered only mud filtrate due to seal failures.
    The well was permanently abandoned on 9 September 1989 as a dry hole with oil shows.
    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]
    1020.00
    4040.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1987.0
    1996.0
    [m ]
    2
    3082.0
    3086.0
    [m ]
    3
    3446.0
    3472.8
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    39.8
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1987-1992m
    Kjerne bilde med dybde: 1992-1996m
    Kjerne bilde med dybde: 3082-3086m
    Kjerne bilde med dybde: 3446-3451m
    Kjerne bilde med dybde: 3451-3456m
    1987-1992m
    1992-1996m
    3082-3086m
    3446-3451m
    3451-3456m
    Kjerne bilde med dybde: 3456-3461m
    Kjerne bilde med dybde: 3461-3466m
    Kjerne bilde med dybde: 3466-3471m
    Kjerne bilde med dybde: 3471-3472m
    Kjerne bilde med dybde: 3085-3085m
    3456-3461m
    3461-3466m
    3466-3471m
    3471-3472m
    3085-3085m
    Kjerne bilde med dybde: 3085-3085m
    Kjerne bilde med dybde: 3085-2085m
    Kjerne bilde med dybde: 3085-3085m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3085-3085m
    3085-2085m
    3085-3085m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1020.0
    [m]
    DC
    RRI
    1050.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1080.0
    [m]
    DC
    RRI
    1120.0
    [m]
    DC
    RRI
    1150.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1180.0
    [m]
    DC
    RRI
    1220.0
    [m]
    DC
    RRI
    1280.0
    [m]
    DC
    RRI
    1320.0
    [m]
    DC
    RRI
    1350.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1380.0
    [m]
    DC
    RRI
    1400.0
    [m]
    DC
    RRI
    1421.0
    [m]
    DC
    RRI
    1439.0
    [m]
    DC
    RRI
    1450.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1469.0
    [m]
    DC
    RRI
    1481.0
    [m]
    DC
    RRI
    1511.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1529.0
    [m]
    DC
    RRI
    1537.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1550.0
    [m]
    DC
    RRI
    1610.0
    [m]
    DC
    RRI
    1619.0
    [m]
    DC
    RRI
    1620.0
    [m]
    DC
    RRI
    1650.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1661.0
    [m]
    DC
    RRI
    1671.0
    [m]
    DC
    RRI
    1679.0
    [m]
    DC
    RRI
    1709.0
    [m]
    DC
    RRI
    1739.0
    [m]
    DC
    RRI
    1750.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1775.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1790.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1799.0
    [m]
    DC
    RRI
    1811.0
    [m]
    DC
    RRI
    1825.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1850.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1910.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2005.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2009.0
    [m]
    DC
    RRI
    2051.0
    [m]
    DC
    RRI
    2550.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2650.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2690.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2728.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2800.0
    [m]
    DC
    RRI
    2805.0
    [m]
    DC
    RRI
    2815.0
    [m]
    DC
    RRI
    2820.0
    [m]
    DC
    RRI
    2840.0
    [m]
    DC
    RRI
    2880.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2890.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2910.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2960.0
    [m]
    DC
    RRI
    3000.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3025.0
    [m]
    DC
    RRI
    3030.0
    [m]
    DC
    RRI
    3040.0
    [m]
    DC
    RRI
    3070.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3080.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3082.0
    [m]
    C
    RRI
    3082.4
    [m]
    C
    RRI
    3082.7
    [m]
    C
    RRI
    3082.8
    [m]
    C
    HYDRO
    3083.4
    [m]
    C
    HYDRO
    3084.0
    [m]
    C
    RRI
    3084.4
    [m]
    C
    RRI
    3085.7
    [m]
    C
    RRI
    3100.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3110.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3120.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3140.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3170.0
    [m]
    DC
    RRI
    3180.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3200.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3220.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3230.0
    [m]
    DC
    RRI
    3240.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3260.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3280.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3290.0
    [m]
    DC
    RRI
    3300.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3310.0
    [m]
    DC
    RRI
    3320.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3360.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3380.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3400.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3410.0
    [m]
    DC
    RRI
    3420.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3430.0
    [m]
    DC
    RRI
    3443.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3446.5
    [m]
    C
    RRI
    3454.6
    [m]
    C
    RRI
    3458.6
    [m]
    C
    RRI
    3462.6
    [m]
    C
    RRI
    3467.7
    [m]
    C
    RRI
    3472.7
    [m]
    C
    RRI
    3477.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3494.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3505.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3522.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3589.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3609.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3640.0
    [m]
    DC
    RRI
    3650.0
    [m]
    DC
    RRI
    3660.0
    [m]
    DC
    RRI
    3670.0
    [m]
    DC
    RRI
    3710.0
    [m]
    DC
    RRI
    3730.0
    [m]
    DC
    RRI
    3760.0
    [m]
    DC
    RRI
    3790.0
    [m]
    DC
    RRI
    3830.0
    [m]
    DC
    RRI
    3850.0
    [m]
    DC
    RRI
    3900.0
    [m]
    DC
    RRI
    3920.0
    [m]
    DC
    RRI
    4000.0
    [m]
    DC
    RRI

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.53

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    2.95

  • 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
    0.25
    pdf
    0.23

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    41.29

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    ACBL VDL GR
    875
    3038
    ACBL VDR GR
    1610
    2175
    COREGUN GR
    1050
    2028
    COREGUN GR
    1690
    1975
    COREGUN GR
    2100
    3110
    COREGUN GR
    2100
    3110
    COREGUN GR
    3120
    3745
    DIFL AC GR
    998
    4042
    DIPLOG GR
    998
    2034
    DIPLOG GR
    3116
    3700
    FMT GR
    2717
    3095
    FMT GR
    3453
    3497
    FMT GR
    3469
    3695
    MWD - GR RES DIR
    499
    4040
    VSP
    1780
    3870
    ZDEN CNL GR CAL
    998
    4041

  • 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
    498.0
    36
    499.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    1000.0
    26
    1013.0
    1.42
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2040.0
    17 1/2
    2057.0
    1.70
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3111.0
    12 1/4
    3115.0
    1.91
    LOT
    OPEN HOLE
    4040.0
    8 1/2
    4040.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    400
    1.03
    WATER BASED
    30.06.1989
    499
    1.03
    WATER BASED
    03.07.1989
    692
    1.03
    WATER BASED
    04.07.1989
    1010
    1.03
    WATER BASED
    04.07.1989
    1010
    1.03
    WATER BASED
    04.07.1989
    1010
    1.03
    WATER BASED
    10.07.1989
    1010
    1.03
    WATER BASED
    04.07.1989
    1010
    1.03
    WATER BASED
    10.07.1989
    1285
    1.20
    17.0
    21.0
    WATER BASED
    18.07.1989
    1554
    1.02
    21.0
    20.0
    WATER BASED
    18.07.1989
    1761
    1.20
    21.0
    20.0
    WATER BASED
    18.07.1989
    1776
    1.20
    16.0
    20.0
    WATER BASED
    18.07.1989
    1987
    1.20
    17.0
    21.0
    WATER BASED
    18.07.1989
    1996
    1.20
    16.0
    21.0
    WATER BASED
    18.07.1989
    2039
    1.27
    16.0
    19.0
    WATER BASED
    18.07.1989
    2057
    1.27
    14.0
    16.0
    WATER BASED
    18.07.1989
    2057
    1.27
    14.0
    16.0
    WATER BASED
    18.07.1989
    2070
    1.03
    15.0
    24.0
    WATER BASED
    24.07.1989
    2120
    1.30
    21.0
    21.0
    WATER BASED
    25.07.1989
    2224
    1.30
    24.0
    26.0
    WATER BASED
    26.07.1989
    2278
    1.30
    20.0
    24.0
    WATER BASED
    28.07.1989
    2366
    1.26
    18.0
    22.0
    WATER BASED
    31.07.1989
    2467
    1.26
    18.0
    26.0
    WATER BASED
    31.07.1989
    2531
    1.26
    16.0
    23.0
    WATER BASED
    01.08.1989
    2622
    1.26
    16.0
    18.0
    WATER BASED
    01.08.1989
    2701
    1.26
    17.0
    22.0
    WATER BASED
    02.08.1989
    2726
    1.26
    16.0
    18.0
    WATER BASED
    03.08.1989
    2775
    1.26
    15.0
    18.0
    WATER BASED
    07.08.1989
    3039
    1.26
    17.0
    18.0
    WATER BASED
    07.08.1989
    3082
    1.38
    18.0
    20.0
    WATER BASED
    07.08.1989
    3096
    1.38
    18.0
    23.0
    WATER BASED
    08.08.1989
    3115
    1.38
    17.0
    19.0
    WATER BASED
    08.08.1989
    3204
    1.62
    28.0
    18.0
    WATER BASED
    17.08.1989
    3333
    1.62
    22.0
    16.0
    WATER BASED
    22.08.1989
    3352
    1.62
    21.0
    17.0
    WATER BASED
    22.08.1989
    3446
    1.62
    23.0
    16.0
    WATER BASED
    22.08.1989
    3673
    1.58
    24.0
    15.0
    WATER BASED
    24.08.1989
    3673
    1.58
    25.0
    17.0
    WATER BASED
    28.08.1989
    3673
    1.58
    24.0
    15.0
    WATER BASED
    24.08.1989
    3891
    1.58
    25.0
    17.0
    WATER BASED
    28.08.1989
    3910
    1.58
    32.0
    23.0
    WATER BASED
    28.08.1989
    3929
    1.58
    25.0
    18.0
    WATER BASED
    28.08.1989
    4040
    1.40
    21.0
    17.0
    WATER BASED
    04.09.1989
    4040
    1.58
    32.0
    24.0
    WATER BASED
    31.08.1989
    4040
    1.49
    35.0
    15.0
    WATER BASED
    04.09.1989
    4040
    1.40
    20.0
    19.0
    WATER BASED
    05.09.1989

  • 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