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

15/9-5

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.
    15/9-5
    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.
    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.
    15/9-5
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    510-314 SP.735
    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.
    Den norske stats oljeselskap a.s
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    232-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    145
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    19.11.1979
    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.
    11.04.1980
    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.
    11.04.1982
    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.
    08.04.2015
    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.
    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.
    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.
    HUGIN FM
    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.
    108.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3946.0
    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).
    3945.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.25
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    131
    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.
    SKAGERRAK FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    58° 24' 12.47'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    1° 42' 29.2'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6474503.53
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    424497.43
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    326

  • Brønnhistorie
    General
    Well 15/9-5 was drilled in the Sleipner Vest area in the Central Graben of the North Sea. The objective was to test hydrocarbons in Middle Jurassic sandstones in the Beta structure of Sleipner Vest. The well is Reference Well for the Heimdal and Våle formations.
    Operations and results
    Appraisal well 15/9-5 was spudded with the semi-submersible installation Norskald on 19 November 1979 and drilled to TD at 3946 m in the Triassic Skagerrak Formation. Operations met with many problems, but the well objectives were fulfilled in the end. Excessive drag when pulling core barrel out of reservoir was a severe problem, and consequently frequent reaming and circulating trips was needed. Having finished logging in the 8 1/2” section, and just started testing the BOP stack, one of the riser tension sheaves broke and fell down. Also several problems with the hydraulic BOP control system and the ball joint made nearly 12 days rig repair necessary. After this delay the hole required extensive reaming before the 7” liner could be ran and the final 6” section could be drilled. Testing operations were hampered and delayed by bad weather and test equipment breakdown. The well was drilled with spud mud down to 426 m and with seawater/lignosulphonate mud from 426 m to TD.
    The well proved gas in sandstones of Middle Jurassic age from top Hugin Formation at 3526 m down to a true gas/water contact at 3662 m, based on logs and RFT samples. The Sleipner Formation was encountered at 3693 m. Logs and RFT pressure gradient proved Sleipner water filled, and ca 3 bar overpressured compared to the Hugin Formation. Shows were described on cores all through the hydrocarbon bearing reservoir. Abundant spots of fluorescence described on cuttings below ca 2000 m are described as “no shows”. According to other comments in the cuttings descriptions the fluorescence may be related to diesel addition to the mud.
    Nine cores were cut in the interval 3525 to 3663.6 m. A total of 133 m core (96.8%) was recovered. A FIT fluid sample at 3536 m recovered gas, condensate and mud. An RFT fluid sample was taken at 3540 m.
    The well was permanently abandoned on 11 April 1980 as a gas/condensate appraisal well.
    Testing
    Three Drill Stem Tests were conducted.
    DST1 tested the interval 3642 m to 3646.6 m. The final flow was controlled by using two variable chokes mounted in parallel. On the smallest choke size, 2x25/64”, the well produced 583000 Sm3 gas and 181 Sm3 condensate /day. The GOR was ca 3200 Sm3/Sm3, the oil density was 45.3 °API, and the gas gravity was 0.774 (air = 1).
    DST2 tested the interval 3605 to 3610 m plus 3613 to 3618 m. The final flow was controlled by using two variable chokes mounted in parallel. On the smallest choke size, 2x28.75/64”, the well produced 699400 Sm3 gas and 189 Sm3 condensate /day. The GOR was ca 3700 Sm3/Sm3, the oil density was 45.4°API, and the gas gravity was 0.773 (air = 1). The CO2 content was 9.2%. Maximum temperature during this test was 122.8 °C.
    DST3 tested the interval 3536 to 3546 m. The final flow was controlled by using two variable chokes mounted in parallel. The choke size was kept at 2x45.5/64” throughout the whole flow. The well produced 815500 Sm3 gas and 212 Sm3 condensate /day. The GOR was ca 3850 Sm3/Sm3, the oil density was 40 °API, and the gas gravity was 0.771 (air = 1). The CO2 content was 7.7 %.  Maximum temperature during this test was 117.8 °C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    190.00
    3946.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3525.0
    3543.4
    [m ]
    2
    3543.4
    3547.0
    [m ]
    3
    3547.0
    3565.4
    [m ]
    4
    3565.4
    3583.8
    [m ]
    5
    3584.1
    3600.4
    [m ]
    6
    3600.7
    3618.9
    [m ]
    7
    3619.2
    3634.9
    [m ]
    8
    3635.4
    3643.8
    [m ]
    9
    3645.3
    3662.3
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    134.4
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3525-3527m
    Kjerne bilde med dybde: 3527-3530m
    Kjerne bilde med dybde: 3530-3533m
    Kjerne bilde med dybde: 3533-3535m
    Kjerne bilde med dybde: 3535-3538m
    3525-3527m
    3527-3530m
    3530-3533m
    3533-3535m
    3535-3538m
    Kjerne bilde med dybde: 3538-3541m
    Kjerne bilde med dybde: 3541-3543m
    Kjerne bilde med dybde: 3543-3546m
    Kjerne bilde med dybde: 3546-3547m
    Kjerne bilde med dybde: 3547-3549m
    3538-3541m
    3541-3543m
    3543-3546m
    3546-3547m
    3547-3549m
    Kjerne bilde med dybde: 3549-3552m
    Kjerne bilde med dybde: 3552-3555m
    Kjerne bilde med dybde: 3555-3557m
    Kjerne bilde med dybde: 3557-3560m
    Kjerne bilde med dybde: 3560-3563m
    3549-3552m
    3552-3555m
    3555-3557m
    3557-3560m
    3560-3563m
    Kjerne bilde med dybde: 3563-3565m
    Kjerne bilde med dybde: 3565-3568m
    Kjerne bilde med dybde: 3568-3570m
    Kjerne bilde med dybde: 3570-3573m
    Kjerne bilde med dybde: 3573-3576m
    3563-3565m
    3565-3568m
    3568-3570m
    3570-3573m
    3573-3576m
    Kjerne bilde med dybde: 3576-3578m
    Kjerne bilde med dybde: 3578-3581m
    Kjerne bilde med dybde: 3581-3583m
    Kjerne bilde med dybde: 3584-3586m
    Kjerne bilde med dybde: 3586-3589m
    3576-3578m
    3578-3581m
    3581-3583m
    3584-3586m
    3586-3589m
    Kjerne bilde med dybde: 3589-3592m
    Kjerne bilde med dybde: 3592-3594m
    Kjerne bilde med dybde: 3594-3597m
    Kjerne bilde med dybde: 3597-3600m
    Kjerne bilde med dybde: 3600-3603m
    3589-3592m
    3592-3594m
    3594-3597m
    3597-3600m
    3600-3603m
    Kjerne bilde med dybde: 3603-3606m
    Kjerne bilde med dybde: 3606-3608m
    Kjerne bilde med dybde: 3608-3611m
    Kjerne bilde med dybde: 3611-3614m
    Kjerne bilde med dybde: 3614-3615m
    3603-3606m
    3606-3608m
    3608-3611m
    3611-3614m
    3614-3615m
    Kjerne bilde med dybde: 3616-3618m
    Kjerne bilde med dybde: 3619-3621m
    Kjerne bilde med dybde: 3621-3624m
    Kjerne bilde med dybde: 3624-3627m
    Kjerne bilde med dybde: 3627-3630m
    3616-3618m
    3619-3621m
    3621-3624m
    3624-3627m
    3627-3630m
    Kjerne bilde med dybde: 3630-3632m
    Kjerne bilde med dybde: 3632-3634m
    Kjerne bilde med dybde: 3635-3638m
    Kjerne bilde med dybde: 3638-3640m
    Kjerne bilde med dybde: 3640-3643m
    3630-3632m
    3632-3634m
    3635-3638m
    3638-3640m
    3640-3643m
    Kjerne bilde med dybde: 3643-3644m
    Kjerne bilde med dybde: 3645-3648m
    Kjerne bilde med dybde: 3648-3650m
    Kjerne bilde med dybde: 3650-3653m
    Kjerne bilde med dybde: 3653-3656m
    3643-3644m
    3645-3648m
    3648-3650m
    3650-3653m
    3653-3656m
    Kjerne bilde med dybde: 3656-3658m
    Kjerne bilde med dybde: 3658-3661m
    Kjerne bilde med dybde: 3661-3662m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    3656-3658m
    3658-3661m
    3661-3662m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    3430.0
    [m]
    DC
    3435.0
    [m]
    DC
    3439.0
    [m]
    DC
    3469.0
    [m]
    DC
    3499.0
    [m]
    DC
    3520.0
    [m]
    DC
    3528.8
    [m]
    C
    3555.1
    [m]
    C
    3573.2
    [m]
    C
    3577.3
    [m]
    C
    3596.6
    [m]
    C
    3598.1
    [m]
    C
    3607.4
    [m]
    C
    3615.9
    [m]
    C
    3623.6
    [m]
    C
    3634.0
    [m]
    C
    3636.0
    [m]
    C
    3643.5
    [m]
    C
    3650.8
    [m]
    C
    3691.0
    [m]
    DC
    3721.0
    [m]
    DC
    3751.0
    [m]
    DC
    3781.0
    [m]
    DC

  • 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
    TEST2
    3588.00
    3593.00
    21.03.1980 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • 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
    0.14
    pdf
    0.25

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    21.58

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3617
    3647
    25.0
    2.0
    3588
    3593
    0.0
    3.0
    3511
    3521
    0.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    2.0
    3.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    218
    768
    0.799
    0.768
    3
    2.0
    229
    865
    0.811
    0.886
    4
    3.0
    206
    813
    4

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    ARROW PLOT
    2827
    3951
    CBL
    400
    2825
    FDC CNL GR
    2827
    3949
    FDC GR
    447
    2833
    GR CCL
    182
    2850
    HDT
    2826
    3950
    ISF SON GR
    182
    3949
    VELOCITY
    475
    3940

  • 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
    158.0
    36
    158.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    422.0
    26
    437.0
    1.37
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1232.0
    17 1/2
    1243.0
    1.95
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2792.0
    12 1/4
    2807.0
    1.72
    LOT
    LINER
    7
    3663.0
    8 1/2
    3664.0
    1.96
    LOT
    OPEN HOLE
    3921.0
    6
    3921.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    204
    1.04
    100.0
    waterbased
    436
    1.09
    38.0
    waterbased
    795
    1.09
    36.0
    waterbased
    1300
    1.20
    100.0
    waterbased
    3325
    1.38
    45.0
    waterbased
    3580
    1.40
    50.0
    waterbased
    3778
    1.35
    44.0
    waterbased

  • 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
    0.22