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

25/2-10 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.
    25/2-10 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.
    SUSPENDED
    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.
    25/2-10
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    EL 8504 - 330 SP. 304
    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.
    Elf Petroleum Norge AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    494-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    108
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    02.12.1985
    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.
    19.03.1986
    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.
    19.03.1988
    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.
    17.12.2003
    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/GAS
    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.
    YES
    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.
    EARLY MIOCENE
    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.
    NO FORMAL NAME
    2. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.
    EOCENE
    2. nivå med hydrokarboner, formasjon
    Navn på litostratigrafisk enhet, 2. 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.
    FRIGG FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    21.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    120.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2967.0
    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).
    2643.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    75
    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.
    PALEOCENE
    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.
    EKOFISK FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    59° 53' 11.8'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 30' 8.33'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6639043.07
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    472144.07
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    855

  • Brønnhistorie
    General
    Well 25/2-10 S was designed to drill the Gamma Structure, one of the Frigg satellites, east of the East Frigg Beta Structure. The primary objective of the well was to test whether the gamma structure is an eastward extension of the East Frigg Beta structure. The main target was the Lower Eocene Frigg Formation; secondary targets were the Balder and Ekofisk Formations. In addition a possible gas accumulation was expected in a thin sand body of late Oligocene age.
    Shallow gas indications at 256 m MSL, and a disturbed zone on the seismic from seabed to the Frigg Formation demanded a deviated well in order to reach the Frigg Formation at its highest structural position.
    Operations and results
    Wildcat well 25/2-10 S was spudded 2 December 1985 by Sonat Offshore A/S semi-submersible rig Henry Goodrich. The well terminated in Limestone of the Early Paleocene Ekofisk Formation at a depth of 2967 m (2643 m TVD RKB).
    Due to shallow gas indication on the chosen locality, the well was spudded 1100 m north and 200 m east of the TD position. Drilling proceeded without significant problems down to 1049 m here mud was lost.
    An Oligocene sand, now re-dataed to be of Lower Miocene age, was confirmed in the interval 1115 m to 1148.5 m (1006.5 m to 1031 m TVD RKB) with gas from top sand at 1115 m down to a GOW at 1136.5 m (1006.5 m to 1022.5 m TVD RKB). From 1095 m to 1150 m (992 m to 1030 m TVD RKB) strong yellowish green to yellow ocher direct fluorescence and milky yellow cut were observed on cuttings and SWC. Pressure measurements suggest an oil gradient of ca 0.72 g/cc below the gas with a tentative OWC at 1162 m (1041.5 m TVD RKB). Top Frigg Formation came in at 2230 m (1943 m TVD RKB) with minor amounts of oil and gas. The GOC in the Frigg reservoir was found at 2243.6 m (1956 m TVD RKB) and the OWC at 2259.6 m (1971 m TVD RKB). Brown oil staining was reported on the cores from 2243.5 m to 2257 m. In the Frigg Formation, direct fluorescence shows were reported from 2230 m to 2280 m. No fluorescence was observed below 2280 m. The average reservoir temperatures were estimated to 30.6deg C in the Lower Miocene reservoir and 58.0deg C in the Frigg reservoir.
    Five cores were cut in the interval 2236 m to 2275 m. Two cores were cut down to 2311 m, and altogether 9 cores were cut in this well. Wire line RFT samples were taken in Lower Miocene at 1129 m (gas) and in the Frigg Formation at 2234.6 m (gas and mud filtrate), and at 2252.5 m (oil and mud filtrate). Testing of the two hydrocarbon bearing zones was not carried out as the NPD consent for use of the rig was withdrawn. During abandonment operation the BOP was lost 8 m above wellhead and caused severe damage such that the well was lost. The well was suspended 19 March 1986 as an oil and gas discovery.
    The well was re-entered (25/2-10 SR) with the semi-submersible installation Nortrym on 16 September 1987. The only operations performed in the re-entry were plugging and permanent abandonment. The well was completed 22 September 1987 as an oil and gas discovery.
    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]
    210.00
    2967.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2237.0
    2245.0
    [m ]
    3
    2246.0
    2246.9
    [m ]
    4
    2247.6
    2256.8
    [m ]
    5
    2257.0
    2269.2
    [m ]
    8
    2582.0
    2597.0
    [m ]
    9
    2888.0
    2892.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    49.3
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2237-2241m
    Kjerne bilde med dybde: 2242-2244m
    Kjerne bilde med dybde: 2246-2247m
    Kjerne bilde med dybde: 2247-2252m
    Kjerne bilde med dybde: 2252-2257m
    2237-2241m
    2242-2244m
    2246-2247m
    2247-2252m
    2252-2257m
    Kjerne bilde med dybde: 2257-2260m
    Kjerne bilde med dybde: 2261-2264m
    Kjerne bilde med dybde: 2265-2269m
    Kjerne bilde med dybde: 2582-2586m
    Kjerne bilde med dybde: 2587-2592m
    2257-2260m
    2261-2264m
    2265-2269m
    2582-2586m
    2587-2592m
    Kjerne bilde med dybde: 2592-2596m
    Kjerne bilde med dybde: 2888-2892m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2592-2596m
    2888-2892m

  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    RFT
    RFT-5
    2252.00
    0.00
    14.02.1986 - 00:00
    YES

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.58

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.76
    pdf
    0.40

  • 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
    0.36
    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
    5.94

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    BGT
    945
    1428
    BHC GR
    947
    1143
    CBL VDL CCL GR
    1950
    2034
    CBL VDL GR
    140
    1830
    CST GR
    848
    2034
    DIL LSS GR
    202
    2642
    DLL MSFL GR
    948
    2126
    LDT CNL
    947
    2642
    LDT GR
    202
    956
    MWD
    220
    2967
    NGT
    947
    2642
    SHDT GR
    1837
    2640

  • 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
    202.0
    36
    202.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    20
    616.0
    26
    626.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1032.0
    17 1/2
    1045.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2115.0
    12 1/4
    2129.0
    0.00
    LOT
    LINER
    7
    2967.0
    8 1/2
    2967.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    166
    1.07
    35.0
    65.0
    WATER BASED
    04.12.1985
    202
    1.07
    35.0
    65.0
    WATER BASED
    05.12.1985
    220
    1.05
    15.0
    10.0
    WATER BASED
    10.12.1985
    428
    1.08
    15.0
    5.0
    WATER BASED
    10.12.1985
    456
    1.07
    10.0
    20.0
    WATER BASED
    10.12.1985
    626
    1.07
    20.0
    29.0
    WATER BASED
    10.12.1985
    626
    1.08
    20.0
    14.0
    WATER BASED
    10.12.1985
    626
    1.15
    20.0
    14.0
    WATER BASED
    11.12.1985
    626
    1.15
    20.0
    14.0
    WATER BASED
    12.12.1985
    626
    1.15
    20.0
    WATER BASED
    16.12.1985
    626
    1.04
    WATER BASED
    17.12.1985
    626
    1.04
    WATER BASED
    18.12.1985
    626
    1.07
    20.0
    13.0
    WATER BASED
    23.12.1985
    626
    1.08
    28.0
    20.0
    WATER BASED
    10.12.1985
    631
    1.06
    20.0
    13.0
    WATER BASED
    23.12.1985
    817
    1.08
    29.0
    17.0
    WATER BASED
    23.12.1985
    956
    1.09
    15.0
    23.0
    WATER BASED
    23.12.1985
    1037
    1.07
    12.0
    25.0
    WATER BASED
    24.12.1985
    1045
    1.07
    24.0
    17.0
    WATER BASED
    24.12.1985
    1045
    1.07
    22.0
    12.0
    WATER BASED
    24.12.1985
    1045
    1.06
    20.0
    20.0
    WATER BASED
    24.12.1985
    1045
    1.06
    17.0
    8.0
    WATER BASED
    30.12.1985
    1045
    1.12
    22.0
    11.0
    WATER BASED
    30.12.1985
    1045
    1.07
    16.0
    15.0
    WATER BASED
    30.12.1985
    1049
    1.12
    16.0
    13.5
    WATER BASED
    30.12.1985
    1049
    1.12
    16.0
    27.0
    WATER BASED
    30.12.1985
    1049
    1.12
    160.0
    270.0
    WATER BASED
    30.12.1985
    1075
    1.13
    30.0
    11.0
    WATER BASED
    01.01.1986
    1100
    1.13
    29.0
    10.0
    WATER BASED
    02.01.1986
    1100
    1.12
    29.0
    10.0
    WATER BASED
    06.01.1986
    1100
    1.13
    29.0
    10.0
    WATER BASED
    01.01.1986
    1348
    1.14
    34.0
    13.0
    WATER BASED
    06.01.1986
    1459
    1.15
    30.0
    9.0
    WATER BASED
    06.01.1986
    1546
    1.16
    36.0
    12.0
    WATER BASED
    07.01.1986
    1717
    1.17
    34.0
    13.0
    WATER BASED
    03.01.1986
    1791
    1.18
    30.0
    10.0
    WATER BASED
    09.01.1986
    1866
    1.17
    32.0
    12.0
    WATER BASED
    13.01.1986
    1866
    1.18
    35.0
    13.0
    WATER BASED
    13.01.1986
    2015
    1.20
    38.0
    16.0
    WATER BASED
    13.01.1986
    2129
    1.24
    40.0
    14.0
    WATER BASED
    16.01.1986
    2129
    1.26
    40.0
    14.0
    WATER BASED
    17.01.1986
    2129
    1.24
    43.0
    14.0
    WATER BASED
    14.01.1986
    2129
    1.26
    40.0
    14.0
    WATER BASED
    20.01.1986
    2129
    1.26
    40.0
    15.0
    WATER BASED
    20.01.1986
    2133
    1.07
    28.0
    5.0
    WATER BASED
    23.01.1986
    2233
    1.09
    26.0
    8.0
    WATER BASED
    25.01.1986
    2236
    1.09
    26.0
    10.0
    WATER BASED
    25.01.1986
    2246
    1.09
    25.0
    5.0
    WATER BASED
    25.01.1986
    2248
    1.10
    25.0
    5.0
    WATER BASED
    25.01.1986
    2257
    1.12
    26.0
    5.0
    WATER BASED
    25.01.1986
    2311
    1.11
    24.0
    5.0
    WATER BASED
    30.01.1986
    2371
    1.11
    26.0
    7.5
    WATER BASED
    31.01.1986
    2371
    1.11
    26.0
    2.5
    WATER BASED
    03.02.1986
    2427
    1.12
    31.0
    6.5
    WATER BASED
    03.02.1986
    2555
    1.12
    27.0
    8.0
    WATER BASED
    03.02.1986
    2582
    1.12
    28.0
    9.0
    WATER BASED
    01.02.1986
    2600
    1.12
    32.0
    10.0
    WATER BASED
    04.02.1986
    2748
    1.11
    29.0
    9.0
    WATER BASED
    06.02.1986
    2856
    1.12
    28.0
    10.7
    WATER BASED
    11.02.1986
    2885
    1.12
    30.0
    8.8
    WATER BASED
    11.02.1986
    2925
    1.13
    29.0
    8.8
    WATER BASED
    11.02.1986
    2955
    1.11
    28.0
    9.8
    WATER BASED
    11.02.1986
    2967
    1.11
    30.0
    9.8
    WATER BASED
    11.02.1986

  • 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