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

16/7-5

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.
    16/7-5
    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).
    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.
    16/7-5
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST 8122 - 552 SP. 615.5
    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.
    Esso Exploration and Production Norway A/S
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    423-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    33
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    02.07.1984
    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.
    03.08.1984
    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.
    03.08.1986
    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.
    15.08.2008
    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).
    26.8
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    80.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2900.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    95
    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.
    SMITH BANK FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    58° 21' 6.3'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 4' 56.16'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6468386.64
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    446284.86
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    134

  • Brønnhistorie
    Well 16/7-5 is located ca 10 km east of the Sleipner Øst field in the North Sea. The primary objective was to test potential gas bearing Jurassic/Triassic sandstones.
    Operations and results
    Wildcat well 16/7-5 was spudded with the semi-submersible installation Zapata Ugland on 2 July 1984 and drilled to TD at 2900 m in the Triassic Smith Bank Formation. Due to turning of the permanent guide base the 30" casing had to be re-landed. No other major problems occurred during drilling. The well was drilled with gel/sea water down to 170 m, and with seawater/lignosulphonate gel from 470 m to TD.
    The ?Jurassic/Triassic (Skagerrak Formation) was encountered at 2594, underlying an interpreted one-meter layer of Draupne shale. A 306 m gross / 120.5 m net (22% average porosity) sequence of sands was penetrated. No significant hydrocarbon shows were encountered while drilling the well. Electric log analysis also confirmed that the Jurassic/Triassic Sandstone (primary objective) was water bearing. RFT pressure measurements and samples suggested the possible presence of minor amount of gas in the upper part (2594 m to 2642.6 m) where the pressure gradient was lower than the water gradient (below 2662.5 m). However, the pressure readings were scattered in this interval and very much subject to interpretation.
    One core was cut from 2590 to 2603 m (2596 - 2612.5 m logger's depth) in the top of the target sands in the Skagerrak Formation. Three successful RFT fluid samples were taken. The first sample, at 2691 m, recovered "2800 cc. of light brown fluid, mainly mud filtrate and mud, no gas, no fluorescence". The second, at 2806.5 m, recovered "8600 cc. of clear medium brown fluid, mainly mud filtrate with a few cc's of gas. The fluid had no odour or taste but it had a very pale bluish white fluorescence". The third, at 2603 m, recovered "8700 cc. of none clear (turbid) fluid + few cc's of gas. The fluid had no odour or taste, but a pale bluish white fluorescence".
    The well was permanently abandoned on 3 August as a dry 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]
    170.00
    2897.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2590.0
    2603.1
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    13.1
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2590-2596m
    Kjerne bilde med dybde: 2596-2602m
    Kjerne bilde med dybde: 2602-2603m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2590-2596m
    2596-2602m
    2602-2603m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    470.0
    [m]
    DC
    500.0
    [m]
    DC
    530.0
    [m]
    DC
    560.0
    [m]
    DC
    590.0
    [m]
    DC
    620.0
    [m]
    DC
    650.0
    [m]
    DC
    680.0
    [m]
    DC
    710.0
    [m]
    DC
    740.0
    [m]
    DC
    770.0
    [m]
    DC
    800.0
    [m]
    DC
    830.0
    [m]
    DC
    860.0
    [m]
    DC
    890.0
    [m]
    DC
    920.0
    [m]
    DC
    940.0
    [m]
    DC
    950.0
    [m]
    DC
    970.0
    [m]
    DC
    980.0
    [m]
    DC
    1010.0
    [m]
    DC
    1040.0
    [m]
    DC
    1070.0
    [m]
    DC
    1100.0
    [m]
    DC
    1100.0
    [m]
    DC
    1130.0
    [m]
    DC
    1140.0
    [m]
    DC
    1160.0
    [m]
    DC
    1190.0
    [m]
    DC
    1220.0
    [m]
    DC
    1250.0
    [m]
    DC
    1280.0
    [m]
    DC
    1310.0
    [m]
    DC
    1340.0
    [m]
    DC
    1370.0
    [m]
    DC
    1400.0
    [m]
    DC
    1430.0
    [m]
    DC
    1460.0
    [m]
    DC
    1490.0
    [m]
    DC
    1520.0
    [m]
    DC
    1550.0
    [m]
    DC
    1580.0
    [m]
    DC
    1610.0
    [m]
    DC
    1640.0
    [m]
    DC
    1670.0
    [m]
    DC
    1690.5
    [m]
    SWC
    1700.0
    [m]
    DC
    1712.5
    [m]
    SWC
    1730.0
    [m]
    DC
    1760.0
    [m]
    DC
    1790.0
    [m]
    DC
    1800.0
    [m]
    SWC
    1820.0
    [m]
    DC
    1840.0
    [m]
    DC
    1850.0
    [m]
    DC
    1870.0
    [m]
    DC
    1880.0
    [m]
    DC
    1910.0
    [m]
    DC
    1917.0
    [m]
    SWC
    1940.0
    [m]
    DC
    1970.0
    [m]
    DC
    2006.0
    [m]
    DC
    2036.0
    [m]
    SWC
    2048.0
    [m]
    SWC
    2051.5
    [m]
    SWC
    2066.0
    [m]
    DC
    2069.0
    [m]
    DC
    2078.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    2078.0
    [m]
    DC
    2087.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    2093.0
    [m]
    SWC
    2093.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    2096.0
    [m]
    DC
    2102.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    2111.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    2120.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    2126.0
    [m]
    DC
    2129.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    2138.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    2140.5
    [m]
    SWC
    2147.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    2152.5
    [m]
    SWC
    2156.0
    [m]
    DC
    2156.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    2160.5
    [m]
    SWC
    2165.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    2174.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    2177.0
    [m]
    DC
    2183.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    2184.5
    [m]
    SWC
    2186.0
    [m]
    DC
    2192.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    2201.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    2210.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    2216.0
    [m]
    DC
    2219.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    2228.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    2228.0
    [m]
    DC
    2237.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    2237.0
    [m]
    DC
    2246.0
    [m]
    DC
    2246.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    2252.5
    [m]
    SWC
    2255.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    2264.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    2273.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    2276.0
    [m]
    DC
    2282.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    2286.5
    [m]
    SWC
    2288.0
    [m]
    DC
    2291.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    2300.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    2302.0
    [m]
    SWC
    2306.0
    [m]
    DC
    2309.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    2318.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    2323.5
    [m]
    SWC
    2327.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    2336.0
    [m]
    DC
    GEOLAB
    2336.0
    [m]
    DC
    2348.0
    [m]
    DC
    2375.0
    [m]
    SWC
    2381.0
    [m]
    DC
    2411.0
    [m]
    DC
    2441.0
    [m]
    DC
    2471.0
    [m]
    DC
    2482.0
    [m]
    SWC
    2501.0
    [m]
    DC
    2528.0
    [m]
    DC
    2540.0
    [m]
    DC
    2551.5
    [m]
    SWC
    2552.0
    [m]
    DC
    2582.0
    [m]
    SWC
    2591.0
    [m]
    SWC
    2593.0
    [m]
    SWC
    2593.5
    [m]
    SWC
    2595.0
    [m]
    SWC
    2600.0
    [m]
    DC
    2612.0
    [m]
    DC
    2620.0
    [m]
    SWC
    2621.0
    [m]
    DC
    2623.0
    [m]
    SWC
    2637.0
    [m]
    SWC
    2654.0
    [m]
    SWC
    2660.0
    [m]
    SWC
    2687.5
    [m]
    SWC
    2703.5
    [m]
    SWC
    2708.0
    [m]
    SWC
    2711.0
    [m]
    DC
    2725.0
    [m]
    SWC
    2754.0
    [m]
    SWC
    2762.5
    [m]
    SWC
    2771.0
    [m]
    DC
    2787.0
    [m]
    SWC
    2825.0
    [m]
    SWC
    2831.0
    [m]
    DC
    2838.0
    [m]
    SWC
    2874.0
    [m]
    SWC

  • 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
    0.19
    pdf
    0.27

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    16.76
    pdf
    25.17
    pdf
    35.39
    pdf
    4.41
    pdf
    11.92
    pdf
    0.47

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    334
    1264
    CST
    1366
    2337
    ISF BHC GR CAL
    459
    1280
    ISF SLS GR CAL
    106
    470
    ISF SLS GR CAL
    2335
    2903
    ISF SLS GR SP CAL
    1264
    2350
    LDT CNL GR CAL
    2335
    2903
    LDT CNT GR CAL
    1264
    2350
    RFT
    2375
    2897
    RFT
    2583
    2888
    RFT
    2603
    2636
    SHDT
    1600
    2350
    SHDT
    2335
    2903
    VSP
    300
    2900

  • 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
    168.0
    36
    170.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    458.7
    26
    474.0
    1.91
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1264.0
    17 1/2
    1313.0
    1.78
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2335.0
    12 1/4
    2368.0
    2.00
    LOT
    OPEN HOLE
    2900.0
    8 1/2
    2900.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    420
    1.06
    5.0
    4.8
    WATER BASED
    02.07.1984
    474
    1.08
    6.0
    5.3
    WATER BASED
    02.07.1984
    474
    1.15
    7.0
    7.0
    WATER BASED
    03.07.1984
    474
    1.15
    8.0
    7.2
    WATER BASED
    05.07.1984
    474
    1.15
    7.0
    7.2
    WATER BASED
    05.07.1984
    474
    1.15
    8.0
    8.6
    WATER BASED
    10.07.1984
    474
    1.15
    7.0
    7.0
    WATER BASED
    03.07.1984
    474
    1.15
    7.0
    7.2
    WATER BASED
    05.07.1984
    474
    1.15
    8.0
    8.6
    WATER BASED
    10.07.1984
    474
    1.08
    6.0
    5.3
    WATER BASED
    02.07.1984
    474
    1.15
    8.0
    7.2
    WATER BASED
    05.07.1984
    568
    1.07
    6.0
    8.6
    WATER BASED
    10.07.1984
    900
    1.15
    7.0
    7.5
    WATER BASED
    10.07.1984
    1200
    1.14
    8.0
    10.5
    WATER BASED
    10.07.1984
    1280
    1.15
    8.0
    9.5
    WATER BASED
    12.07.1984
    1280
    1.15
    13.0
    14.4
    WATER BASED
    10.07.1984
    1280
    1.15
    13.0
    14.4
    WATER BASED
    10.07.1984
    1280
    1.15
    8.0
    9.5
    WATER BASED
    12.07.1984
    1302
    1.15
    9.0
    10.1
    WATER BASED
    12.07.1984
    1579
    1.10
    8.0
    8.1
    WATER BASED
    17.07.1984
    1986
    1.14
    11.0
    7.7
    WATER BASED
    17.07.1984
    2310
    1.16
    12.0
    10.5
    WATER BASED
    17.07.1984
    2350
    1.27
    10.0
    11.0
    WATER BASED
    20.07.1984
    2350
    1.21
    12.0
    9.5
    WATER BASED
    17.07.1984
    2350
    1.21
    12.0
    9.5
    WATER BASED
    19.07.1984
    2350
    1.27
    10.0
    11.0
    WATER BASED
    20.07.1984
    2350
    1.27
    14.0
    13.4
    WATER BASED
    20.07.1984
    2350
    1.24
    16.0
    9.5
    WATER BASED
    23.07.1984
    2350
    1.21
    12.0
    9.5
    WATER BASED
    17.07.1984
    2350
    1.21
    12.0
    9.5
    WATER BASED
    19.07.1984
    2350
    1.27
    14.0
    13.4
    WATER BASED
    20.07.1984
    2350
    1.24
    16.0
    9.5
    WATER BASED
    23.07.1984
    2510
    1.25
    17.0
    8.1
    WATER BASED
    25.07.1984
    2580
    1.30
    18.0
    8.6
    WATER BASED
    25.07.1984
    2590
    1.33
    22.0
    9.6
    WATER BASED
    25.07.1984
    2644
    1.33
    21.0
    9.6
    WATER BASED
    31.07.1984
    2886
    1.33
    19.0
    8.1
    WATER BASED
    31.07.1984
    2900
    1.33
    18.0
    8.1
    WATER BASED
    31.07.1984

  • 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