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

31/6-8

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.
    31/6-8
    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.
    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.
    31/6-8
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH 8202 - 338 SP. 249
    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.
    Norsk Hydro Produksjon AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    462-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    42
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    14.04.1985
    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.
    25.05.1985
    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.
    25.05.1987
    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.
    06.06.2006
    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.
    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.
    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.
    SOGNEFJORD 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.
    300.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2138.0
    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).
    2138.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    79
    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.
    COOK FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 33' 21.36'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 40' 39.07'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6713676.33
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    537156.05
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    466

  • Brønnhistorie
    General
    Appraisal well 31/6-8 was drilled in the south-west corner of the Troll East gas province, 50 m due north of well 31/6-7, which was junked and abandoned for technical reasons. The main objectives were to determine the lateral extent of the reservoir, to determine the fluid contacts in the Sognefjord Formation, and to obtain the best possible seismic correlation within the reservoir from well 31/6-1. In addition, an elaborate testing program was planned to obtain a number of reservoir engineering parameters.
    Operations and results
    Well 31/6-8 was spudded with the semi-submersible installation Treasure Seeker on 14 April 1985 and drilled to TD at Drilling the well proceeded without significant problems. The interval down to setting depth for 20" casing was not logged, as this interval was considered covered by logs from well 31/6-7. The well was drilled with spud mud down to 700 m, with KCl Polymer mud from 700 m to 1465 m, and with "drill in fluid" (NaCl, polymers, and CaCO3) from 1465 m to TD. An 8 m3 Imcospot/Pipelax pill was spotted at 2054 m to free the pipe, which was stuck.
    The Sognefjord Formation (1507-1661 m) was found gas bearing from 1507 m to 1573.5 m and oil bearing from 1573.5 to 1578.5 m where the oil/water contact was found. The oil zone was determined from petrophysical evaluation, core plug saturations and segregated sample recoveries. The hydrocarbon-bearing reservoir consisted of predominantly very fine to fine grained sandstones with some interbedded siltstones. The gross hydrocarbon column was 71.5 m and the net pay calculated to 67 m with an average porosity of 33% and average water saturation of 16.2 %. No hydrocarbon indications were recorded above 1507 m or below 1579 m.
    Twelve cores were cut in the Late to Middle Jurassic Sognefjord and Heather Formations from 1489 m to 1700 m (148 m total recovery). FMT segregated samples were taken at 1573.2 m (0.7 Sm3 gas, 0.5 l water/filtrate, and 6 l oil in 2.75 gallon chamber) and at 1578.8 m (0.1 Sm3 gas, 0.5 l oil, and 9.8 l water/filtrate in 2.75 gallon chamber).
    The well was temporarily suspended 25 may 1985, and subsequently re-entered for testing 20 July 1985.
    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]
    420.00
    2137.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    2
    1503.0
    1512.0
    [m ]
    3
    1520.0
    1530.0
    [m ]
    4
    1537.0
    1551.0
    [m ]
    5
    1555.0
    1566.0
    [m ]
    6
    1567.5
    1586.0
    [m ]
    7
    1586.0
    1604.0
    [m ]
    8
    1604.5
    1623.0
    [m ]
    9
    1623.0
    1641.0
    [m ]
    10
    1641.5
    1659.0
    [m ]
    11
    1663.0
    1673.0
    [m ]
    12
    1681.5
    1699.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    162.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1503-1508m
    Kjerne bilde med dybde: 1508-1513m
    Kjerne bilde med dybde: 1513-1514m
    Kjerne bilde med dybde: 1520-1525m
    Kjerne bilde med dybde: 1525-1530m
    1503-1508m
    1508-1513m
    1513-1514m
    1520-1525m
    1525-1530m
    Kjerne bilde med dybde: 1537-1542m
    Kjerne bilde med dybde: 1542-1547m
    Kjerne bilde med dybde: 1547-1551m
    Kjerne bilde med dybde: 1560-1565m
    Kjerne bilde med dybde: 1555-1560m
    1537-1542m
    1542-1547m
    1547-1551m
    1560-1565m
    1555-1560m
    Kjerne bilde med dybde: 1565-1566m
    Kjerne bilde med dybde: 1567-1572m
    Kjerne bilde med dybde: 1572-1577m
    Kjerne bilde med dybde: 1577-1582m
    Kjerne bilde med dybde: 1582-1586m
    1565-1566m
    1567-1572m
    1572-1577m
    1577-1582m
    1582-1586m
    Kjerne bilde med dybde: 1586-1591m
    Kjerne bilde med dybde: 1591-1596m
    Kjerne bilde med dybde: 1596-1601m
    Kjerne bilde med dybde: 1601-1604m
    Kjerne bilde med dybde: 1604-1609m
    1586-1591m
    1591-1596m
    1596-1601m
    1601-1604m
    1604-1609m
    Kjerne bilde med dybde: 1609-1614m
    Kjerne bilde med dybde: 1614-1619m
    Kjerne bilde med dybde: 1619-1623m
    Kjerne bilde med dybde: 1623-1628m
    Kjerne bilde med dybde: 1628-1633m
    1609-1614m
    1614-1619m
    1619-1623m
    1623-1628m
    1628-1633m
    Kjerne bilde med dybde: 1633-1638m
    Kjerne bilde med dybde: 1638-1641m
    Kjerne bilde med dybde: 1641-1646m
    Kjerne bilde med dybde: 1646-1651m
    Kjerne bilde med dybde: 1651-1656m
    1633-1638m
    1638-1641m
    1641-1646m
    1646-1651m
    1651-1656m
    Kjerne bilde med dybde: 1656-1659m
    Kjerne bilde med dybde: 1663-1669m
    Kjerne bilde med dybde: 1669-1673m
    Kjerne bilde med dybde: 1681-1687m
    Kjerne bilde med dybde: 1687-1693m
    1656-1659m
    1663-1669m
    1669-1673m
    1681-1687m
    1687-1693m
    Kjerne bilde med dybde: 1693-1699m
    Kjerne bilde med dybde: 1699-1700m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    1693-1699m
    1699-1700m

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.30

  • 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
    0.37
    pdf
    0.20

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    29.32
    pdf
    3.67
    pdf
    0.76
    pdf
    2.42

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    1538
    1558
    23.8
    2.0
    1523
    1523
    0.0
    3.0
    1416
    1418
    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
    26000
    2.0
    3.0

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL CCL GR
    1200
    1596
    CET GR
    1200
    1596
    CST
    750
    1442
    CST
    1446
    1659
    CST
    1662
    2124
    DLL MSFL GR CAL
    1437
    1655
    HDT
    1100
    1442
    ISF LSS GR SP
    687
    2140
    LDL CNL GR CAL
    687
    1442
    LDL CNL NGS GR CAL
    1437
    2142
    RFT
    1487
    1640
    RFT
    1559
    1578
    SHDT
    1437
    1659
    SHDT
    1647
    2142
    TEMP
    400
    1400
    VELOCITY
    687
    2140

  • 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
    411.0
    36
    416.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    687.0
    26
    700.0
    1.54
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1437.0
    17 1/2
    1465.0
    1.59
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    1646.0
    12 1/4
    1660.0
    1.57
    LOT
    OPEN HOLE
    2138.0
    8 1/2
    2138.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    416
    1.35
    WATER BASED
    16.04.1985
    700
    1.08
    10.0
    20.0
    WATER BASED
    17.04.1985
    700
    1.10
    6.0
    13.0
    WATER BASED
    18.04.1985
    700
    0.00
    WATER BASED
    19.04.1985
    700
    1.20
    28.0
    18.0
    WATER BASED
    21.04.1985
    700
    1.20
    18.0
    7.0
    WATER BASED
    21.04.1985
    700
    1.10
    6.0
    13.0
    WATER BASED
    18.04.1985
    700
    1.20
    28.0
    18.0
    WATER BASED
    21.04.1985
    700
    1.20
    18.0
    7.0
    WATER BASED
    21.04.1985
    700
    1.20
    18.0
    7.0
    WATER BASED
    23.04.1985
    700
    1.20
    18.0
    7.0
    WATER BASED
    23.04.1985
    860
    1.20
    19.0
    8.0
    WATER BASED
    25.04.1985
    946
    1.16
    WATER BASED
    21.08.1985
    1083
    1.27
    18.0
    5.0
    WATER BASED
    26.04.1985
    1083
    1.27
    18.0
    6.0
    WATER BASED
    25.04.1985
    1083
    1.27
    18.0
    5.0
    WATER BASED
    26.04.1985
    1171
    1.24
    18.0
    9.5
    WATER BASED
    29.04.1985
    1185
    1.16
    WATER BASED
    21.08.1985
    1221
    1.24
    16.0
    7.0
    WATER BASED
    29.04.1985
    1221
    1.23
    16.0
    8.0
    WATER BASED
    30.04.1985
    1221
    1.24
    17.0
    8.0
    WATER BASED
    29.04.1985
    1221
    1.24
    16.0
    7.0
    WATER BASED
    29.04.1985
    1221
    1.23
    16.0
    8.0
    WATER BASED
    30.04.1985
    1354
    1.23
    15.0
    11.0
    WATER BASED
    02.05.1985
    1465
    1.25
    18.0
    12.0
    WATER BASED
    02.05.1985
    1465
    1.25
    19.0
    12.0
    WATER BASED
    06.05.1985
    1465
    1.25
    19.0
    11.0
    WATER BASED
    06.05.1985
    1465
    1.26
    22.0
    10.0
    WATER BASED
    06.05.1985
    1465
    1.25
    19.0
    12.0
    WATER BASED
    06.05.1985
    1465
    1.25
    19.0
    11.0
    WATER BASED
    06.05.1985
    1465
    1.26
    22.0
    10.0
    WATER BASED
    06.05.1985
    1482
    1.16
    WATER BASED
    21.08.1985
    1482
    1.16
    WATER BASED
    22.08.1985
    1482
    1.16
    WATER BASED
    29.08.1985
    1482
    1.16
    WATER BASED
    14.08.1985
    1482
    1.16
    WATER BASED
    19.08.1985
    1489
    1.20
    10.0
    8.0
    WATER BASED
    07.05.1985
    1504
    1.20
    15.0
    10.0
    WATER BASED
    08.05.1985
    1512
    1.16
    WATER BASED
    05.09.1985
    1512
    1.16
    WATER BASED
    06.09.1985
    1512
    1.16
    WATER BASED
    09.09.1985
    1537
    1.20
    25.0
    14.0
    WATER BASED
    09.05.1985
    1562
    1.16
    WATER BASED
    29.08.1985
    1562
    1.16
    WATER BASED
    30.08.1985
    1562
    1.16
    WATER BASED
    03.09.1985
    1567
    1.20
    49.0
    12.0
    WATER BASED
    10.05.1985
    1570
    1.16
    15.0
    14.0
    WATER BASED
    11.09.1985
    1580
    0.00
    WATER BASED
    23.05.1985
    1605
    1.20
    13.0
    8.0
    WATER BASED
    13.05.1985
    1615
    1.20
    9.0
    5.0
    WATER BASED
    26.07.1985
    1615
    1.20
    9.0
    5.0
    WATER BASED
    30.07.1985
    1615
    1.03
    WATER BASED
    30.07.1985
    1615
    1.03
    WATER BASED
    31.07.1985
    1615
    1.16
    WATER BASED
    02.08.1985
    1615
    1.16
    WATER BASED
    06.08.1985
    1615
    1.20
    9.0
    5.0
    WATER BASED
    30.07.1985
    1615
    1.03
    WATER BASED
    30.07.1985
    1615
    1.03
    WATER BASED
    31.07.1985
    1615
    1.16
    WATER BASED
    02.08.1985
    1615
    1.16
    WATER BASED
    06.08.1985
    1619
    1.16
    WATER BASED
    08.08.1985
    1619
    1.16
    WATER BASED
    09.08.1985
    1619
    1.16
    WATER BASED
    13.08.1985
    1619
    1.16
    WATER BASED
    08.08.1985
    1619
    1.16
    WATER BASED
    09.08.1985
    1619
    1.16
    WATER BASED
    13.08.1985
    1619
    1.16
    WATER BASED
    06.08.1985
    1641
    1.20
    13.0
    8.0
    WATER BASED
    13.05.1985
    1660
    1.20
    13.0
    8.0
    WATER BASED
    13.05.1985
    1660
    1.20
    11.0
    9.0
    WATER BASED
    14.05.1985
    1660
    1.20
    13.0
    7.0
    WATER BASED
    15.05.1985
    1660
    1.20
    13.0
    8.0
    WATER BASED
    21.05.1985
    1660
    1.20
    13.0
    7.0
    WATER BASED
    15.05.1985
    1660
    1.20
    13.0
    8.0
    WATER BASED
    21.05.1985
    1660
    1.20
    11.0
    9.0
    WATER BASED
    14.05.1985
    1663
    1.20
    13.0
    7.0
    WATER BASED
    21.05.1985
    1689
    1.20
    13.0
    8.0
    WATER BASED
    21.05.1985
    1871
    1.20
    15.0
    10.0
    WATER BASED
    21.05.1985
    2059
    1.20
    15.0
    8.0
    WATER BASED
    21.05.1985
    2138
    0.00
    25.07.1985
    2138
    1.20
    26.07.1985
    2138
    1.20
    14.0
    9.0
    WATER BASED
    22.05.1985
    2138
    1.20
    26.07.1985
    2138
    1.20
    14.0
    9.0
    WATER BASED
    21.05.1985
    2138
    1.20
    14.0
    9.0
    WATER BASED
    22.05.1985

  • 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
    0.20