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

6407/9-3

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.
    6407/9-3
    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.
    RE-CLASS TO DEV
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORWEGIAN 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.
    6407/9-3
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    84 - 140 SP. 529
    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.
    A/S Norske Shell
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    463-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    87
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    03.05.1985
    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.
    28.07.1985
    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.
    28.07.1987
    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.
    28.06.2007
    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
    Reklassifisert til brønnbane
    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
    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.
    ROGN 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.
    279.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    1868.0
    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).
    1868.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    63
    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.
    TILJE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    64° 19' 48.94'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 46' 30.91'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7134564.04
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    440802.82
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    469

  • Brønnhistorie
    General
    Appraisal well 6407/9-3 was the third well on the antiform structure of the Draugen Field in the Haltenbanken area. It was placed on the crestal part of the structure, some four kilometres south of the discovery well. The main objectives of the well were to evaluate the lateral continuity and quality of the reservoir; to establish the velocity trend in a North-South direction; to improve the volumetric estimate; and to evaluate the oil deliverability.
    Operations and results
    Appraisal well 6407/9-3 was spudded with the semi-submersible installation Borgny Dolphin 3 may 1985 and drilled to TD at 1868 m in the Early Jurassic Tilje Formation. Drilling proceeded without serious problems, except for the sections trough glacial deposits were boulders caused minor problems. After setting 13 3/8" casing at 1601 m the RKB datum was shifted one m to 26 m above MSL. Operations were interrupted for nearly 17 days from 13 June 1985 by a crew strike. Although amplitude anomalies indicated gas charged sands, no shallow gas was encountered. The well was drilled with seawater and bentonite down to 781 m, with KCl mud from 781 m to 1617 m, and with chalk mud from 1617 m to TD.
    The top of the Rogn Formation was penetrated at 1630 m (1604 m SS) and the reservoir was oil bearing down to an oil-water contact at 1664 m (1638 m SS), which is in line with the OWC observed in the other Draugen wells. The contact in this well was interpreted in the transition between the good sands and the basal shales and was for that reason not very clear. The average hydrocarbon saturation was calculated as 82% over the 34 m oil column. Average porosity was 31% in this interval, of which 16.7 m had a porosity above 32.5%. Prior to testing an FMT survey was carried out: the reservoir pressure measured was hydrostatic, 2395 psia at datum (1630 m SS). The Garn Formation was penetrated from 1685 m to 1770 m and was water wet. Oil and oil shows were recorded in the Rogn formation only, not in any other porous section in the well. Nine conventional cores were cut in the interval 1620.5 m to 1679.8 m. One FMT oil sample was taken at 1637.5 m.
    The oil appraisal well 6407/9-3 was suspended 28 July 1985 as a possible producer. In 1993 it was re-entered reclassified to development well (producer).
    Testing
    One DST test was performed. The oil column was perforated from 1630.5 m to 1642.5 m (1606.5 to 1618.5 m SS). The interval was gravel packed and flow rates up to 2496 Sm3/day (15700 stb/d) were achieved during the clean up. A multirate test incorporating 4 flow periods with a total flow duration of 36 hrs and a 24 hrs pressure build-up survey was carried out. The evaluation showed an average permeability of 5.7 Darcy over 36 m. Skins calculated ranged from 24 to 29. Observed productivity indices after gravel packing varied from 147 to 166 stb/d/psi. The calculated ideal PI is 660 stb/d/psi. With flow rate at 2496 Sm3/day on a 2 x 128/64" choke, GOR was 18 - 27 Sm3/Sm3 (100 - 150 scf/stb), oil gravity was 40 deg API, CO2 content was 0.75%, and H2S was not detectable.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    390.00
    1869.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1620.5
    1621.2
    [m ]
    2
    1621.8
    1623.3
    [m ]
    5
    1627.5
    1628.0
    [m ]
    6
    1634.0
    1650.9
    [m ]
    7
    1652.0
    1667.0
    [m ]
    8
    1667.0
    1672.0
    [m ]
    9
    1673.0
    1679.8
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    46.4
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1620-1621m
    Kjerne bilde med dybde: 1621-1623m
    Kjerne bilde med dybde: 1627-1628m
    Kjerne bilde med dybde: 1634-1639m
    Kjerne bilde med dybde: 1639-1644m
    1620-1621m
    1621-1623m
    1627-1628m
    1634-1639m
    1639-1644m
    Kjerne bilde med dybde: 1644-1649m
    Kjerne bilde med dybde: 1649-1650m
    Kjerne bilde med dybde: 1652-1657m
    Kjerne bilde med dybde: 1657-1662m
    Kjerne bilde med dybde: 1662-1667m
    1644-1649m
    1649-1650m
    1652-1657m
    1657-1662m
    1662-1667m
    Kjerne bilde med dybde: 1667-1672m
    Kjerne bilde med dybde: 1673-1678m
    Kjerne bilde med dybde: 1678-1679m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    1667-1672m
    1673-1678m
    1678-1679m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1640.2
    [m]
    C
    RRI
    1667.6
    [m]
    C
    RRI
    1668.2
    [m]
    C
    RRI

  • 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
    TEST1E
    1631.00
    1643.00
    20.07.1985 - 01:30
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.42

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.33

  • 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
    0.32
    pdf
    0.16

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    5.94
    pdf
    0.88

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    1631
    1643
    50.8
    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
    2500
    49000
    0.825
    0.810
    21

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CDL CNL GR
    350
    778
    CDL CNL GR
    550
    1596
    CDL CNL SPL
    1450
    1865
    CORGUN
    770
    1601
    CORGUN
    1601
    1868
    DIFL ACL SP GR
    266
    779
    DIFL ACL SP GR
    702
    1605
    DIFL ACL SP GR
    1504
    1867
    DIPLOG
    1595
    1862
    DLL MLL GR
    1580
    1864
    FMT
    1630
    1847
    VELOCITY
    401
    1863

  • 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
    376.5
    36
    383.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    770.0
    26
    780.0
    1.46
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1601.0
    17 1/2
    1617.0
    1.66
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1843.0
    12 1/4
    1868.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    314
    1.03
    WATER BASED
    06.05.1985
    383
    1.03
    WATER BASED
    06.05.1985
    385
    1.03
    WATER BASED
    07.05.1985
    385
    1.03
    10.0
    36.0
    WATER BASED
    09.05.1985
    385
    1.03
    10.0
    36.0
    WATER BASED
    09.05.1985
    418
    1.25
    WATER BASED
    29.07.1985
    750
    1.10
    8.0
    48.0
    WATER BASED
    13.05.1985
    760
    1.08
    6.0
    29.0
    WATER BASED
    09.05.1985
    780
    1.09
    6.0
    60.0
    WATER BASED
    10.05.1985
    780
    1.11
    7.0
    49.0
    WATER BASED
    13.05.1985
    780
    1.11
    10.0
    30.0
    WATER BASED
    13.05.1985
    780
    1.11
    10.0
    30.0
    WATER BASED
    13.05.1985
    780
    1.11
    11.0
    38.0
    WATER BASED
    21.05.1985
    780
    1.11
    11.0
    38.0
    WATER BASED
    21.05.1985
    780
    1.11
    7.0
    49.0
    WATER BASED
    13.05.1985
    970
    1.30
    25.0
    29.0
    WATER BASED
    21.05.1985
    1250
    1.15
    WATER BASED
    29.07.1985
    1274
    1.32
    23.0
    21.0
    WATER BASED
    21.05.1985
    1512
    1.34
    23.0
    19.0
    WATER BASED
    21.05.1985
    1512
    1.34
    24.0
    22.0
    WATER BASED
    21.05.1985
    1512
    1.34
    24.0
    22.0
    WATER BASED
    21.05.1985
    1570
    1.15
    WATER BASED
    26.07.1985
    1612
    1.22
    18.0
    28.0
    WATER BASED
    31.05.1985
    1617
    1.38
    25.0
    23.0
    WATER BASED
    21.05.1985
    1617
    1.38
    25.0
    24.0
    WATER BASED
    22.05.1985
    1617
    1.38
    25.0
    WATER BASED
    23.05.1985
    1617
    1.38
    25.0
    24.0
    WATER BASED
    22.05.1985
    1617
    1.38
    25.0
    WATER BASED
    23.05.1985
    1620
    1.24
    13.0
    21.0
    WATER BASED
    29.05.1985
    1627
    1.22
    19.0
    29.0
    WATER BASED
    03.06.1985
    1633
    1.21
    19.0
    29.0
    WATER BASED
    03.06.1985
    1649
    1.22
    18.0
    27.0
    WATER BASED
    12.06.1985
    1665
    1.22
    21.0
    28.0
    WATER BASED
    14.06.1985
    1665
    1.22
    21.0
    28.0
    WATER BASED
    17.06.1985
    1665
    1.22
    21.0
    28.0
    WATER BASED
    17.06.1985
    1666
    1.15
    WATER BASED
    16.07.1985
    1666
    1.15
    WATER BASED
    22.07.1985
    1666
    1.15
    WATER BASED
    15.07.1985
    1666
    1.15
    WATER BASED
    22.07.1985
    1666
    1.15
    WATER BASED
    10.07.1985
    1666
    1.15
    WATER BASED
    12.07.1985
    1666
    1.15
    WATER BASED
    15.07.1985
    1666
    1.15
    WATER BASED
    18.07.1985
    1666
    1.15
    WATER BASED
    19.07.1985
    1666
    1.15
    WATER BASED
    23.07.1985
    1666
    1.15
    WATER BASED
    25.07.1985
    1666
    1.15
    WATER BASED
    26.07.1985
    1666
    1.15
    WATER BASED
    09.07.1985
    1666
    1.15
    WATER BASED
    10.07.1985
    1666
    1.15
    WATER BASED
    12.07.1985
    1666
    1.15
    WATER BASED
    16.07.1985
    1666
    1.15
    WATER BASED
    18.07.1985
    1666
    1.15
    WATER BASED
    19.07.1985
    1666
    1.15
    WATER BASED
    23.07.1985
    1666
    1.15
    WATER BASED
    25.07.1985
    1666
    1.15
    WATER BASED
    26.07.1985
    1667
    1.23
    20.0
    30.0
    WATER BASED
    03.06.1985
    1673
    1.23
    21.0
    28.0
    WATER BASED
    13.06.1985
    1684
    1.23
    21.0
    30.0
    WATER BASED
    03.06.1985
    1818
    1.22
    19.0
    28.0
    WATER BASED
    10.06.1985
    1818
    1.22
    19.0
    29.0
    WATER BASED
    11.06.1985
    1818
    1.22
    19.0
    29.0
    WATER BASED
    11.06.1985
    1857
    1.21
    18.0
    27.0
    WATER BASED
    05.06.1985
    1868
    1.21
    18.0
    28.0
    WATER BASED
    06.06.1985
    1868
    1.21
    18.0
    27.0
    WATER BASED
    06.06.1985
    1868
    1.21
    18.0
    27.0
    WATER BASED
    07.06.1985
    1868
    1.21
    18.0
    29.0
    WATER BASED
    10.06.1985
    1868
    1.21
    18.0
    27.0
    WATER BASED
    07.06.1985
    1868
    1.21
    18.0
    29.0
    WATER BASED
    10.06.1985
    1868
    1.21
    18.0
    27.0
    WATER BASED
    06.06.1985

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    1640.30
    [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]
    PDF
    0.25